Uniriese in Leipzig (Sitz der EEX/Strombörse)
Uniriese in Leipzig (Sitz der EEX/Strombörse)

Verbrauch und Erzeugung von Strom muss ohne das Vorhandensein von großen Speichern in Balance sein. 24 Stunden am Tag – 365 Tage im Jahr. Da elektrische Energie ein Wirtschaftsgut ist, wird der Handel genutzt, um Prognose und tatsächlichen Bedarf ökonomisch  herzustellen. 

Wer schon einmal mit Zertifikaten – Wetten auf steigende oder fallende Aktienkurse, Rohstoffe und Währungen – gehandelt hat, der kennt den Nutzen von Hebel. Per Hebel wird 1 Cent Preisveränderung zu einem Euro Gewinn (oder Verlust).

Im Stromnetz funktioniert dies ähnlich, nur spricht man hier von Regelenergie oder Ausgleichenergie.

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Wie genau die Prognose von Verbrauch und Erzeugung elektrischer Energie geht, wurde bereits in der Beitragsreihe „In 30 Stunden schalte ich das Licht ein…“ beschrieben. Am Beispiel des Einschaltens des Lichtes wird gezeigt, wie die Planung im Hintergrund der Netzbetreiber abläuft und welche Auswirkungen dies auf den Handel, den Strommix und letztendlich den Strompreis hat.

An dieser Stelle sei angemerkt, dass der klassische Stromhandel ein Energy-Only-Markt ist, d.h. es wird ein Handel mit tatsächlich erzeugter Strommenge betrieben. Bei der Regelenergie handelt es sich hingegen um einen Kapazitätsmarkt, da die relativ hohen Preise auch die Unsicherheit eines Abrufs kompensieren müssen.

Bandlast und Spitzenlast sind günstig…

Statistisch gesehen ist in der Nacht von Samstag auf Sonntag der Strom in Deutschland am teuersten – und es wird am wenigsten verbraucht. Unter 40 GW im Vergleich zu 80 GW Vertikale-Netzlast waren es nach Angaben von Agora-Energiewende in der letzten Woche.

Rund 40 GW des Strom können über die sogenannte Bandlast eingedeckt werden. Am 19.10.2013 kostet die MWh an der EEX 28,62€.  Die Verbrauchsspitzen (bis zu den 80GW) werden über die Spitzenlast eingedeckt, dieses Produkt kostete am Samstag 29,93€. Dies ist eine vereinfachte Darstellung, da in der Realität nur der geringere Teil des Strom an der Börse gehandelt wird. Der weitaus größere Teil wird über den Over-The-Counter (OTC) Handel vermarktet. Auch an der Börse existieren verschiedene Produkte. Die Aufteilung rein in Bandlast und Spitzenlast dient hier nur zur Vereinfachung.

Ausgleichenergie und Regelleistung ist teuer…

Im Vergleich zur Bandlast und Spitzenlast ist die sogenannte Regelenergie deutlich teurer. Mit dieser Energie werden Verbrauchsschwankungen ausgeglichen. Die Beschaffung erfolgt per Ausschreibung direkt von den 4 Übertragungsnetzbetreibern. Auf dem Informationsportal kann man sich die jeweils aktuellen Daten ansehen.

Beim Produkt Sekundärregelleistung wird für die aktuelle Woche ein Leistungspreis von 907€/MW festgestellt. Kommt es zum Abruf, dann kostet dieser im Schnitt 365,68€/MWh. Deutlich höher sind die Beträge bei der Primärregelleistung. Dort kostet der Leistungspreis im Wochenschnitt 907,42€/MW.

Ungefähr kann man sagen, dass der Preis für Regelenergie in etwa das Zehnfache von den normalen Strompreisen kostet.

Gewichtung der letzen Kilo-Watt

Stausee Kaprun
Stausee Kaprun

Etwa 2% der vertikalen Netzlast müssen die Übertragungsnetzbetreiber an Kapazitäten für Regelenergie bereithalten. Bereitgestellt wird diese Energie traditionell durch Pumpspeicher oder konventionelle Kraftwerke, die gedrosselt arbeiten und schnell ihre Leistung verändern können.

Kommt es zum Abruf bei einer geringen Last 40 GW von 100MWh Sekundärregelenergie dann setzt sich der Strompreis zusammen aus (Annahme: Gesamte Stunde konstant)

40 GWh zu 26,62€ =1.064.800 € Baseload
0,1 GWh zu 365,68€ = 36.568 € Regelenergie

3,3% ist der Anteil der Regelenergie an den gesamten Stromkosten. Preis je MWh = 27,53€

Die gleiche Rechnung für einen Zeitpunkt mit einer relativ hohen Netzlast von 75 GW ergibt hingegen ein anderes Bild:

40 GWh zu 26,62€ =1.064.800 € Baseload
35 GWh zu 28,62€ =1.001.700 € Peakload
0,1 GWh zu 365,68€ = 36.568 € Regelenergie

1,7% ist der Anteil der Regelenergie an den gesamten Stromkosten. Preis je MWh = 28,04€

Kommt man zurück auf den Vergleich mit dem Zertifikathandel, dann liegt der Hebeleffekt in beiden Szenarien bei etwa 1 zu 13. (Im Vergleich zur 1:10 Verhältnis des Preises)

Angebotsoptimierung

Betreiber eines Kraftwerks, welches Primär- oder Sekundärregelenergie bereitstellen kann, stehen somit vor der Wahl, ob sie ihre Kapazitäten sicher über die Band/Peak-Last verkaufen, oder auf einen Abruf der Regelenergie spekulieren, welcher höhere Erträge bringen dürfte.

Tatsächlich handelt es sich bei den Abrufzeitpunkten um kein Glücksspiel. Durch Einbeziehen der wichtigsten Parameter (Uhrzeit, Netzlast, Wetter,…) lassen sich durch Anwendung des Random-Forrest-Algorithmus  (Beispiel in englischer Sprache) eine Treffgenauigkeit von 1:3 ermitteln. D.h. im Vorfeld kann mit einer Wahrscheinlichkeit von 3 Fehlindikationen zu einer richtigen Indikation mögliche Abrufe vorhersagen.

 

Den Beitrag "Die letzten Kilo-Watt sind die teuersten.... offline Lesen:

4 Gedanken zu “Die letzten Kilo-Watt sind die teuersten….

      • Ich nehme mal an, dass Sie hier einen Mittelwert nehmen, den ich zwar immer noch nicht nachvollziehen kann (relevant ist die Woche vom 14.10 bis 20.10), der aber auch per se keinen Sinn macht. Wer bekommt oder bezahlt 365,68? Hier werden große Gewinne oder Kosten suggerriert, die es so nicht gibt.

        Ab einer abgerufenen Regelleistung von 1545 MW (Positiv NT) steigt der Arbeitspreis erstmals über 300 Euro, die Abrufwahrscheinlichkeit dafür ist aber schon verschwindent gering. Die ersten 200 MW Regelleistung kosten im gewichteten Mittel etwa 65 Euro, was in Kombination mit der Abrufwahrscheinlichkeit und den Kosten, die das durchfahren am Wochenende mit sich bringt, sicher nicht sehr viel ist. Bei negativer Regelleistung ist das Bild ähnlich.

        Der Ausgleichsenergiepreis, also das, was die Abrufer zahlen, liegt im Mittel (der aber auch hier wieder nur sehr bedingt sinnvoll ist) oft unter dem Basepreis, im August war das Verhältnis 23,84 zu 38,42.

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