Altfragen

Das Verbundnetz ermöglicht Einsparungen an Kraftwerks-Reservekapazität mit enormen volkswirtschaftlichen Vorteilen

Grundsätzliche Idee:

• Erhöhung der Ausfallsciherheit (kein Reservekraftwerk notwendig), Kraftwerke groß genug bauen und nur zu 50% auslasten (=50% Reservehaltung) ➔ Bei Ausfall eines Kraftwerks kann das andere beide Gebiete versorgen

Vorteile:

• Wesentliche Einsparrung an Kraftwerks-Reservekapazitäten

• Ermöglichen der Zusammenarbeit dargebotsabhängiger und bedarfsgerechten Kraftwerken (z.b.: Wasser- und Windkraftwerke)

• ermöglichen eines EU-Binnenmarktes (Volkswirtschaftliche Vorteile

Liberralisierung:

Die Liberalisierung eines Strommarktes ermöglicht freien Wettbewerb in Stromerzeugung und im Stromhandel.

Technologie und Übertragungskapazitäten sind größtenteils vor der Liberalisierung entstanden -> Weiterer Ausbau der Kapazitäten von Kuppelstationen zwischen Regelzonen notwendig sowie weiterer Netzausbau innerhalb der Regelzonen notwendig (zBsp. Salzburg Leitung)

Freie Wahl des Versorgers

• Jeder Stromkunde soll die Möglichkeit haben, seinen Versorger frei zu wählen (unabhängig vom Netzbetreiber)

Entflechtung der Bereiche Erzeugung, Netz, Vertrieb/Handel (Unbundling)

• Aufbrechen von vertikal integrierten EVUs (Vertikale Integration bedeutet, dass ein Unternehmen mehrere aufeinander folgende Produktionsstufen oder Dienstleistungsbereiche einer Branche kontrolliert) -> Wettbwerb wird ermöglicht

Diskriminierungsfreier Netzzugang:

• Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, allen Netznutzern freien Zugang zu ihren Netzen unter gleichen Bedingungen zu gestatten. Die Netznutzungsentgelte (NNE) müssen fair, transparent und für alle Netznutzer gleich sein.

In Deutschland wird der Strompreis an der Strombörse über die sogenannte Merit-Order gebildet, um einen einheitlichen Strompreis zu erzielen. Dabei wird in der Energiewirtschaft die Merit-Order (englisch für Reihenfolge der Vorteilhaftigkeit) als die Einsatzreihenfolge der stromproduzierenden Kraftwerke auf einem Stromhandelsplatz bezeichnet.

Die Reihenfolge wird durch die Grenzkosten der Stromerzeugung der jeweiligen Kraftwerke bestimmt. Grenzkosten definieren dabei die Kosten, die bei einem Kraftwerkt für jede weitere produzierte Einheit (Megawattstunde) anfallen. Somit dürfen die Kraftwerke zuerst ihren Strom einspeisen, die am kostengünstigsten produzieren können.

Anderst formuliert:

es wird immer nach Granzkosten (=Marginalkosten um eine MWh zu erzeugen) angeboten. Die Produzenten bekommen dann den Market Clearin Price (Schittpunkt zwischen Angebots und Nachfrage). Diesen Marktpreis erhalten dann alle Kraftwerksbetreiber, die unterhalb diese Preises Strommengen angeboten haben (unabhängig von den variablen Kosten). Die erwirtschafteten Margen dienen zu Deckung der Fixkosten. Das letzte Kraftwerk in der Merit Order deckt einzig und allein die auftretenden variablen Kosten

Die variablen Kosten der fossilen Kraftwerke fallen höher aus, da diese zusätzlich zu den onehin bestehenden variablen Kosten CO2 -Zertifikatpreise zahlen müssen. Wenn das Grenzkraftwerk ein fossilgefeuertes Kraftwerk ist, für das die CO2 -Zertifikatpreise als Kosten zu berücksichtigen sind, dann steigt das Strompreisniveau um die CO2 -Kosten dieses Kraftwerks

• Im liberalisierten Elektrizitätsmarkt schließen sich Kunden + Lieferanten ortsunabhängig in Bilanzgruppen (Bilanzkreise) zusammen

• Eine Bilanzgruppe ist ein Zusammenschluss von Erzeugern, Händlern und Kunden zu einer virtuellen Gruppe, in welcher Erzeugung und Verbrauch abgerechnet werden

• Ziel der Bilanzgruppe (Bilanzkreis) ist es den Verbrauch und die Aufbringung innerhalb der Bilanzgruppe auszugleichen

• Bilanzgruppen können nur innerhalb einer Regelzone eingerichtet werden

Billanzgruppenverantwortlicher:

• Jeder Bilanzkreisverantwortliche erstellt zunächst für seinen Bilanzkreis eine Lastprognose

  • Standartlastprofile bei kleinkunden

  • genaue Vorhersage bei Leistungsgemmessenen Kunden

• Die Gesamtlastprognose sowie die Quellen ihrer physikalischen Erfüllung werden vom Bilanzkreisverantwortliche in Form viertelstündlich gerasterter Fahrpläne am Vortag bis 14:30 Uhr der Systemführung des Übertragungsnetzbetreibers mitgeteilt

• Die Strombeschaffung erfolgt strukturiert zunächst in Grund- und Spitzenlast

Billanzgruppenkoordinator

• In der Praxis weicht der tatsächliche Verbrauch vom prognostizierten ab → Es treten Ungleichgewichte auf welche in Form von Ausgleichsenergie dem jeweiligen Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung gestellt werden

• Der Betreiber einer Verrechnungsstelle ist der Bilanzgruppenkoordinator

• Verrechnungsstelle

  • Berechnung der Ausgleichsenergie (inkl. Preis)

  • Verwaltung der Bilanzgruppen in organisatorischer und abrechnungstechnischer Hinsicht

• Technische Besonderheiten

  • Leitungsgebundenheit

    • Transport von elektrischer Energie ist an ein Leitungssystem gebunden

    • Nicht zielführend mehrere Anbieter um die Leitungsversorgung konkurrieren zu lassen

    • „natürliches Gebietsmonopol“

  • Netzgebundenheit

  • Gesamtsystemgebundenheit

  • Mangelnde Speicherbarkeit

• Wirtschaftliche Besonderheiten

  • Kapitalintensität

    • Verglichen mit anderen Wirtschaftsbranchen weist die Elektrizitätswirtschaft eine sehr hohe Kapitalintensität auf

    • Sowohl bei Erzeugungsanlagen als auch bei Übertragungs - und Verteilnetzen

    • Hohe Anforderungen an die Planungsgenauigkeit

    • Strukturen in der Energiewirtschaft ändern sich nur sehr langsam

  • Lange Vorlaufzeiten

  • Langlebigkeit

  • Strom als essentielles Wirtschaftsgut

• Weitere Besonderheiten

  • Bedarfsgerecht vs. Dargebotsabhängig

    • Unsicherheiten in der Erzeugung durch Schwankungen bei erneuerbaren Energien

  • Erzeugung aus allen Primärenergieträgern

Billanz

Gegenüberstellung von Mittelverwendung (Aktiva) und Mittelherkunft (Passiva) an einem bestimmten Stichtag !

Teil des Jahresabschlusses eines Unternehmens

Aktiva und Passiva stellen die beiden Seiten einer Bilanz dar. Auf der linken Seite, der Aktivseite, wird das Anlage- und Umlaufvermögen eines Unternehmens aufgelistet. Daraus wird ersichtlich, für welche Zwecke ein Unternehmen sein Vermögen verwendet (Mittelverwendung). Auf der rechten Seite, der Passivseite, werden Eigen- und Fremdkapital aufgelistet, um deutlich zu machen, woher das Kapital stammt (Mittelherkunft).

Bei EVUs vor allem hohes Anlagevermögen:

• Bestehende Kraftwerke

• Neue Kraftwerke

• Leitungen

• Gebäude

GuV

• Gegenüberstellung von Aufwendungen und Erträgen über einen festgelegten Zeitraum ! (Bsp.: Geschäftsjahr)

• Teil des Jahresabschlusses eines Unternehmens

• Stellt die Erträge und die Aufwendungen gegenüber

• Liefert als Ergebnis den Jahresüberschuss (Gewinn) bzw. den Jahresfehlbetrag (Verlust)

1. 

Regelreserven greifen ein, um bei einem ungeahnten Ausfall eines  KW die Netzfrequenz konstant zu halten. Man unterscheidet zwischen Primär-, Sekundär- und Tertiär- Reserven

2.) 

Primärregelleistung:

• Fällt ein KW aus greift zuerst die Primärregelleistung

• Automatisch wirksam werdende Leistungs-Frequenzregelung

• Aktivierung muss bis spätestens 30 Sekunden nach Auftreten der entsprechenden Frequenzabweichung erreicht werden

• Muss über zumindest 30 Minuten zur Verfügung stehen

Sekümdärregelleistung:

• Wird automatisch aktiviert und dient der Entlastung der Primärregelleistung (diese wird dann wieder verfügbar)

• Wenn Abweichung länger als 30 Sekunden dauert bzw. absehbar ist, dass diese länger als 30 Sekunden dauern wird, greift der Regelzonenführer auf Sekundärregelleistung zurück

• Wird von den der betreffenden Regelzone gehörenden Kraftwerken, welche in Teillast betrieben werden, bereitgestellt

• Die volle Leistung muss innerhalb von 5 Minuten bis maximal 15 Minuten erreicht werden

Teritäregelleistung:

• Dauert eine Schwankung/ein Ausfall länger als 15 Minuten wird die Tertiärregelung aktiviert

• Sie soll Primär- wie auch Sekundärregelleistung entlasten

• Wird manuell aktiviert

• Der Einsatz von Primär- Sekundär- und Tertiärregelleistung liegt in der Verantwortung des ÜNBs

1.       Netztarif

Geht an die Netzbetreiber, wird von Aufsichtsbehörde jährlich auf Basis der Kosten des Vorjahres festgelegt.

a.      

Netzzutrittsentgelt: Einmalige Kosten für erstmalige Herstellung eines Anschlusses . Geht an den Verteilnetzbetreiber

b.      

Netzbereitstellungsentgeld: Kosten für das bereits ausgebaute vorfinanzierte Stromnetz. Einmalig bei Netzzugang. Geht an den Verteilnetzbetreiber

c.      

Netznutzungsentgeld: Abgeltung der Kosten für Errichtung Ausbau Instandhaltung und Betrieb. Wird unterteilt in Arbeits und Leistungskomponente. Geht an den Verteilnetzbetreiber

Ergänzung nicht in den Folien:

Österreich

a.) Energiepreis: 65,5%

b.)Netzpreis: 12,86% (Netzbereitstellungsentgeld, Netzzutrittsengelt, Netznutzungsentgeld)

c.) Steuern und Abgaben: 21,57% (Gebrauchsabgabe, Elektrizitätsabgabe, Umsatzsteuer)

Deutschland:

a.) Beschaffung und Vertrieb (Energiepreis): 44,3%

b.) Netzentgelt (ähnlich wie Ö): 27,3%

c.) Steuern und Abgaben: 28,6% (Mehrwertsteuer, Stromsteuer, Offshore-Netzumlage, KWK-Aufschlag, Konzessionsabgabe)

-> Aufgrund der Energiewende in Deutschland kommt es zu einer höheren Auslastung des Netzes, wodurch wiederum die Netznutzungs- und Instandhaltungskosten höher ausfallen, als in Österreich. In Zuge dessen sind auch die Energiepreise in Deutschland geringer, da erneuerbare Energien relativ günstig produziert werden können.

Network Code:

Umfangreiches Regelwerk für EW. Grundlage für effizienten Strombinnenmarkt. Definieren Regeln im Bereich Marktintegration, Netzanschluss und Netzbetrieb. In jedem EU Mitgliedsstaat gültig da sie EU- Verordnungen sind.

Entstehung Networkcode:

1.) Capacity Allocation and congestion management:

-> Leitlinie für Kapazitätsvergabe und Engapassmanagement

2.) Electricity Balancing Guideline:

-> Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem

Unter Redispatch versteht man Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.

Die dadurch gegenüber der ursprünglichen Situation wirtschaftlich benachteiligten Marktteilnehmer erhalten in einem solchen Fall einen finanziellen Ausgleich (RedispatchKosten)

1.       Preisbasiert

a.) Kapazitätszahlungen: Entlohnung zur Bereitstellung von Kapazitäten

2. Mengenbasiert

a.) Strategische Reserve: Bedarf der Reservekapazität wird festgelegt. Investitionskosten müssen über Erlöse von Großhandelsmarkt und Regelenergiemarkt gedeckt werden

b.) Kapazitätsverpflichtung: Großkunden sowie Versorgungsunternehmen haben die Pflicht sich, je nach Beitrag zur Lastspitze inklusive einer definierten Erzeugungsreserve (Sicherheitsaufschlag), mit ausreichend Kapazitäten einzudecken

a.)

b.)

c.)

Ergänzung laut anderer Ausarbeitung:

• Elektrizitätsabgabe

• Umsatzsteuer

• Ökostrompauschale, Ökostromförderbeitrag

• KWK Pauschale

• Biomassezuschlag

• Gebrauchsabgabe

b.)

d.)

a.)

c.)

d.)

d.)

1.      

Leistungsschwankungen im Netz sind durch menschlichen Tagesablauf geprägt (Mittags Kochen etc.) Durch Zusammenfassung vieler Abnehmer entstehen die Typischen Kennlinien mit versch. Spitzenwerten. Die Maxima und Minima sowie die Flächen der Kennlinien sind ident.

2.      

Ganglinie

Beschreibt die Tagesabhängigen Leistungen mit ihren Spitzenwerten (Bsp. Mittag)

3.      

Dauerlinie

Beschreibt die Dauer der Leistungsnutzungen des Netzes.

1. Quotenmodell

Beim Quotenmodell schreibt der Staat eine Menge oder einen fixen Anteil erneuerbarer Energien am Strommarkt fest. Diese Menge muss in einem bestimmten Zeitraum eine Gruppe von Netzbetreibern, Produzenten, Zwischenhändlern oder Verbrauchern produzieren, abnehmen oder verkaufen. Zur Kontrolle der Einhaltung der Mengenverpflichtungen wird der regenerativ erzeugte Strom zertifiziert. Anhand dieser Zertifikate muss an einem Stichtag nachgewiesen werden, dass die jeweiligen Verpflichtungen eingehalten wurden. Wer seine Verpflichtung nicht nachkommt, muss mit Sanktionen rechnen.