Der Einfluss der fluktuierenden erneuerbaren Energien (feE) ist dominierend auf dem Day-Ahead-Markt. Die Verdrängung der konventionellen Kraftwerke bei hoher Einspeisung aus feE wirkt sich auf Preise und Kraftwerkseinsatz aus. Für die Kalenderwoche 25 (19. – 25. Juni 2017) wurde untersucht, wie genau konventionelle Kraftwerke ihren Einsatz auf Grund der feE-Einspeisung anpassen mussten.

Für diese Auswertung wird die Kalenderwoche 25 (19. – 25. Juni 2017) betrachtet. Sie ist gekennzeichnet von hoher Solar-Erzeugung und zunächst geringer Winderzeugung zu Beginn der Woche, jedoch ansteigend gegen Ende der Woche (Abbildung 1: Quelle www.energy-charts.de). Die maximale (kombinierte) Erzeugung liegt bei rund 42 GW, die minimale bei rund 1 GW.

Erzeugung Wind und Solar in Kalenderwoche 25

Abbildung 1: Erzeugung Wind und Solar in Kalenderwoche 25

Auf Grund der geringen Gaspreise am Markt und der vergleichsweise hohen Steinkohlepreise liegen die short-run marginal costs, also die kurzfristigen Grenzkosten von Steinkohle- und Gaskraftwerken eng beieinander (Abbildung 2: Quelle: EPEX, EEX, eigene Berechnungen). Ausschlaggebend für den resultierenden Kraftwerkseinsatz sind damit der elektrische Wirkungsgrad, technische Flexibilität, sowie sonstige Restriktionen bzw. Erlösquellen2.

Day-Ahead-Preis und Erzeugungskosten (3) Steinkohle- und Gaskraftwerke in Kalenderwoche 25

Abbildung 2: Day-Ahead-Preis und Erzeugungskosten (3) Steinkohle- und Gaskraftwerke in Kalenderwoche 25

Der Kraftwerkseinsatz der Steinkohlekraftwerke zeigt bis Mitte der Woche eine Erzeugung von bis zu 18 GW, rund die Hälfte der installierten Steinkohle-Kraftwerksleistung (Abbildung 3: Quelle www.energy-charts.de). Die benötigte Flexibilität erfolgt durch die Anpassung der Erzeugungsleistung – während einige Kraftwerke mit konstanter Leistung erzeugen, reduzieren andere Ihre Leistung entsprechend des Bedarfs. Zum Ende der Woche steigt die Erzeugung aus feE deutlich an, sodass, auch durch die reduzierte Nachfrage am Wochenende, viele Steinkohlekraftwerke komplett vom Netz gehen und die verbleibenden Kraftwerke mit deutlich reduzierter Leistung produzieren. Mit weniger als 2 GW sind weniger als 10 % der installierten Steinkohle-Kapazität in dieser Zeit am Netz.

Erzeugung Steinkohlekraftwerke in Kalenderwoche 25

Abbildung 3: Erzeugung Steinkohlekraftwerke in Kalenderwoche 25

Der Blick auf die Gaskraftwerke (Abbildung 4 Quelle: www.energy-charts.de) zeigt zunächst einen weitaus weniger flexiblen Einsatz. Bis Mitte der Woche fahren die am Netz befindlichen Gaskraftwerke mit nahezu konstanter Leistung, etwaige Flexibilität kommt durch das kurzfristige Zu- und Abschalten von einzelnen Gas-Kraftwerken zustande. Interessanterweise reduzieren die Gaskraftwerke zum Ende der Woche einen Tag später als die Steinkohlekraftwerke ihre Leistung deutlich, vor allem durch die Abschaltung eines großen Kraftwerks. Der erste Blick würde fast vermuten lassen, dass Gaskraftwerke in dieser Situation weniger Flexibilität bereitstellen könnten bzw. wollten als Steinkohlekraftwerke. Eine Betrachtung der Leistung hingegen verändert diese Schlussfolgerung durchaus. Von den rund 30 GW installierte Gas-Kraftwerksleistungen sind in dieser Woche maximal knapp 6 GW, also knapp 20 % am Netz, zum Ende der Woche nur noch rund 1 GW, also unter 5 %. Dies unterstellt natürlich, dass bei den Angaben alle bzw. der überwiegende Anteil der installierten Kraftwerksleistung berücksichtigt wurden.

Erzeugung Gaskraftwerke in Kalenderwoche 25

Abbildung 4: Erzeugung Gaskraftwerke in Kalenderwoche 25

Die Betrachtung dieser Juniwoche zeigt deutlich, dass die durch feE-Einspeisung benötigte Flexibilität nicht aus Gaskraftwerken stammt, Steinkohlekraftwerke scheinen hingegen deutlich mehr Flexibilität bereitzustellen. Die wirkliche Flexibilität stammt allerdings bei genauerer Betrachtung aus den umliegenden Märkten (siehe Abbildung 5: Quelle: www.energy-charts.de). Das Import-/Exportsaldo schwankt zwischen -1 und -12 GW (Exporte). Dies erlaubt den, bezogen auf die inländische Residuallast4 eigentlich notwendigen, flexiblen Kraftwerkseinsatz der konventionellen Kraftwerke deutlich zu verstetigen.

Import-/Exportsaldo in Kalenderwoche 25

Abbildung 5: Import-/Exportsaldo in Kalenderwoche 25

Abbildung 6  (Quelle: www.energy-charts.de) zeigt dabei ganz deutlich, dass bei hoher PV-Erzeugung bis Mitte der Woche rund die Hälfte der Steinkohle- und Gaserzeugung exportiert wird, also bezogen auf die inländische Nachfrage eigentlich nicht benötigt wird. Zum Wochenende hin, mit steigender Winderzeugung und fallender Nachfrage, wird die Steinkohle- und Gaserzeugung vollständig exportiert. Dies zeigt deutlich, dass der inländische Kraftwerkspark zwar dem Verdrängungs- und damit auch Preisverfallsprozess durch die feE unterliegt, die resultierende Flexibilität vor allem aber durch die vorhandenen Kuppelkapazitäten und damit umliegenden Märkte, wie Frankreich und die Niederlande, aufgefangen wird. Zumindest in der untersuchten Woche scheinen Steinkohlekraftwerke ihre Erzeugungsleistung nach Bedarf zu reduzieren, bei Gaskraftwerken hingegen ist diese Flexibilität nicht im gleichen Maße zu sehen. Allerdings lässt die geringe Gas-Kraftwerksleistung von unter 6 GW vermuten, dass hierbei andere Faktoren wie vermiedene Netzentgelte und Wärmeerzeugung die Fahrweise entscheidend beeinflusst haben könnten.

Import-/Exportsaldo, Steinkohle- und Gaskraftwerke in Kalenderwoche 25

Abbildung 6: Import-/Exportsaldo, Steinkohle- und Gaskraftwerke in Kalenderwoche 25

1aufsteigend sortierte Kurve der Kraftwerkskapazitäten nach ihren kurzfristigen Erzeugungskosten (Brennstoff, CO2, ggf. Startkosten, keine Fix- und Finanzierungskosten)
2bspw. vermiedene Netzentgelte, Wärmeerzeugung, Regelenergiebereitstellung
3Spotpreise Gas des Marktgebiets NCG, Steinkohle-Terminnotierungen für Juni 2017, EUA Spotpreise
4inländische Stromnachfrage minus Einspeisung Wind und Solar