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Studie zur Konventionellen Mindesterzeugung

Auch bei hoher Einspeisung erneuerbarer Energien ins Stromnetz produzieren konventionelle Kraftwerke noch Strom. Das zeigt eine aktuelle Studie des Beratungsunternehmens Consentec im Auftrag der vier Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, Tennet und TransnetBW. In Zeiten negativer Börsenpreise sind aktuell rund 25 bis 30 Gigawatt (GW) konventionelle Kraftwerke am Netz. Verantwortlich für diese sogenannte Mindesterzeugung sind ganz unterschiedliche Sachverhalte. Eines ist jedoch aus der Untersuchung klar ersichtlich: Es gibt Potenziale und Maßnahmen, um die Mindesterzeugung zu senken.Zusammenfassend zeigt die Studie vielfältige Ursachen von Mindesterzeugung auf

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12 Mindesterzeugung, Abschlussbericht, 25. Januar 2016 leistungsvorhaltung) und geben die Flexibilitäten des Kraftwerkseinsatzes ausgehend vom geplanten Betriebspunkt (positives bzw. negatives Redispatchvermögen, Vorhaltung von Besicherungsleistung, Vorhaltung positiver Regelleistung) an. Die Kraftwerksbetreiber sind verpflichtet, Änderungen des geplanten Betriebs bis zum tatsächlichen Einsatzzeitpunkt fortwährend an die Übertragungsnetzbetreiber zu übermitteln. Für die Analysen haben wir die jeweils letzte Plandatenmeldung vor dem Kraftwerksbetrieb ausgewertet, weil diese einerseits den tatsächlichen Betriebszustand möglichst gut wiedergeben sollte, andererseits aber gegenüber der tatsächlichen Einspeisung den zusätzlichen Informationsgehalt der Plandaten bietet. Im Zuge unserer Analysen hat sich gezeigt, dass fallweise bei einzelnen Kraftwerken im Moment noch zum Teil signifikante Abweichungen zwischen Plandaten und Ist-Einspeisung vorliegen und somit in einem gewissen Umfang ein Fehlerpotenzial vorliegt. • Angaben zum Redispatch Im Hinblick auf Informationen zum Redispatch haben wir einerseits die kraftwerksscharfen Angaben auf der Netztransparenz-Plattform und die den ÜNB vorliegenden blockscharfen Angaben herangezogen. • Informationen zum Netzbelastungsmanagement Hierzu haben wir die Angaben der ÜNB zu Eingriffen in die EE-Einspeisung und den ggf. damit verbundenen bilanziellen Ausgleich verwendet. Darüber hinaus haben wir Informationen der ÜNB zu sonstigen, nicht marktbasierten Gründen für den Kraftwerksbetrieb, z. B. von den Übertragungsnetzbetreibern ausgesprochene Abfahrverbote erhalten. • Allgemeine Kenndaten Weitere Eingangsdaten für die Analysen sind die öffentlich verfügbaren Informationen zu den day-ahead Strompreisen der Börsen und dem Import-/Exportsaldo des deutschen Stromhandels. Darüber hinaus haben wir Informationen zu Kraftwerksstammdaten wie Nennleistung und Brennstoff aus der von der Bundesnetzagentur veröffentlichten Kraftwerksliste entnommen. Ergänzt wurden diese Daten durch Angaben der ÜNB wie z. B. zum wärme- oder strommarktgeführten Betrieb von KWK-Anlagen. Diese Informationen basieren jedoch lediglich auf Erfahrungswissen der Übertragungsnetzbetreiber und sind nicht durch die Kraftwerksbetreiber bestätigt.

Mindesterzeugung, Abschlussbericht, 25. Januar 2016 13 2.2.2 Rahmenparameter der 3 Beispieltage Zunächst haben wir untersucht, wie sich die 3 analysierten Beispieltage charakterisieren lassen. Dazu haben wir die Kenngrößen Strompreis, Einspeisung aus EE-Anlagen (hier nur Wind und Photovoltaik) und Residuallast (Last abzüglich EE-Einspeisung) über den Tagesverlauf analysiert. Für den 2. Januar 2015 (Freitag) erkannt man, dass der Zeitraum mit negativen Preisen bei den geringsten Residuallasten von 20 GW und darunter auftritt. Die Preise sinken dabei in den ersten 7 Stunden des Tages auf Werte bis zu -47 €/MWh. Die Höhe der EE-Einspeisung liegt dabei mehr oder weniger konstant bei etwa 25 GW (Bild 2.2). 50 GW 40 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50 -60 -70 -80 Residuallast Preis EE-Einspeisung 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 50 40 €/MWh 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40 -50 -60 -70 -80 Bild 2.2: Verlauf von Preis, Residuallast und EE-Einspeisung am 2. Januar 2015 Am 30. März 2015 treten negative Preise bis zu -20 €/MWh in den ersten 5 Stunden des Tages auf. Erneut fallen diese mit den Stunden der geringsten Residuallast zusammen, die wie am 2. Januar dann Werte von 20 GW oder weniger aufweist. Die EE-Einspeisung ist an diesem Tag deutlich schwankender und bewegt sich zwischen etwa 20 und gut 40 GW (Bild 2.3).

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