Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen an virtuellen Kraftwerken aus kleinen Blockheizkraftwerken

Bachelorarbeit von Stefan Lueddeckens

Einleitung:

Die Stromerzeugung in Deutschland wird in Zukunft, insbesondere wegen der staatlichen Förderung, zunehmend dezentralisierter erfolgen. Die Vorteile bestehen unter anderem in der Produktion von Strom nah am Verbraucher, der Entlastung der Netze, der Verbesserung der Versorgungssicherheit durch eine Vielzahl von Anlagen oder der Nutzung von Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) bei Verbrennungsprozessen. Laut Plan der deutschen Regierung sollen bis 2020 25% des Stroms in KWK erzeugt werden. Demgegenüber besteht jedoch das Problem, dass viele dezentrale Anlagen aufgrund der Willkürlichkeit von Sonne, Wind oder Niederschlägen oder dem Wärmebedarf bei KWK nur schwer prognostizierbar Strom einspeisen. Damit werden die Vorteile der Netzentlastung und Versorgungssicherheit stark in Frage gestellt. Die Wettbewerbsfähigkeit wäre ohne staatliche Förderung bei vielen Anlagen, insbesondere bei Nutzung erneuerbarer Energien, ohnehin fragwürdig.

Um in einem marktwirtschaftlichen Umfeld agieren zu können, wird oftmals vorgeschlagen, die dezentralen Stromerzeugungsanlagen zu virtuellen Kraftwerken (VK) zusammen zu fassen. Unter virtuellen Kraftwerken versteht man einzelne Anlagen zur Stromerzeugung, mitunter auch zur Speicherung und zum Verbrauch von Strom, die durch Leitungs- und Kommunikationstechnik verbunden sind und im Verbund gesteuert werden können. Sie bilden damit eine technische und wirtschaftliche Einheit mit einer akkumulierten Gesamtleistung, die die von herkömmlichen Kraftwerken erreichen könnte. Durch die gemeinsame Steuerung ist es möglich, größenbedingte Markteintrittsbarrieren zu überwinden, mit stochastisch einspeisenden Anlagen trotzdem eine gesicherte Leistung zu gewährleisten, oder die Anlagen im Sinne eines optimalen Netzbetriebes zu steuern.

Das Konzept der virtuellen Kraftwerke wurde bisher noch kaum umgesetzt, da deren Wirtschaftlichkeit noch fraglich ist. Dem Koordinationsaufwand müssen schließlich auch Erträge gegenüber stehen. In Bereichen, wo die Versorgungssicherheit wichtiger als die Kosten bewertet wird, gibt es bereits kleine lokale virtuelle Kraftwerke, sog. Micro Grids. Damit werden beispielsweise Inseln, aber auch kleinere Gebiete in den USA, die über eine schlechte Netzanbindung verfügen, versorgt. Micro Grids dienen jedoch nicht dazu, am Strommarkt zu agieren.

Für marktrelevante Lösungen existieren in Deutschland bisher nur wenige Pilotprojekte. Eines der populärsten ist das virtuelle Kraftwerk der Lichtblick AG. Unter der Bezeichnung ‘Schwarmstrom’ vertreibt Lichtblick seit Ende 2010 Strom aus per Contracting betriebenen Mini-Blockheizkraftwerken (BHKWs) am Strommarkt mit dem langfristigen Ziel, durch 100.000 Anlagen eine Gesamtleistung von annähernd 2 GW zu erreichen. Im Folgenden sollen Aufbau und Funktionsweise, sowie das aktuelle wirtschaftliche und gesetzliche Umfeld für virtuelle Kraftwerke beschrieben werden. Anhand einer Simulation werden verschiedene Kriterien und Voraussetzungen für den wirtschaftlichen Betrieb eines VK aus kleinen Blockheizkraftwerken (50 kWel) erarbeitet. Eine Sensitivitätsanalyse zeigt kritische Größen, die sich besonders auf die Wirtschaftlichkeit auswirken.

In dieser Arbeit wird die Frage gestellt, ob der Betrieb als virtuelles Kraftwerk die Wirtschaftlichkeit von kleinen BHKWs verbessern kann. In einem virtuellen Kraftwerk sind einzelne Stromerzeugungsanlagen, die verschiedenste Primärenergien nutzen können, durch Leitungs- und Kommunikationstechnik verbunden. Sie werden zentral als eine technische und wirtschaftliche Einheit gesteuert und erreichen somit eine größere, akkumulierte Gesamtleistung.

Die Vorteile dieses Konzepts bestehen im Wesentlichen im Überwinden von größenbedingten Markteintrittsbarrieren, sowie in der dezentralen und verbrauchernahen Erzeugung von Strom. Neben der verbesserten Versorgungssicherheit durch eine Vielzahl von Anlagen ermöglicht dies eine Entlastung des Stromnetzes bei Vermeidung von Durchleitungsverlusten und erlaubt auch die Nutzung von Kraft-Wärme-Kopplung. Wesentliche Markteintrittsbarrieren für die Teilnahme am Strommarkt sind zunächst der organisatorische und finanzielle Aufwand für die Teilnahme an Strombörsen und vor allem die Börsenkonditionen. Strom als standardisiertes Gut muss an Börsen in festgelegten Mengen und zu im Voraus gegebenen Zeiten verkauft werden, wobei Mindestmengen zu beachten sind.

Aufgrund der in Deutschland gesetzlich garantierten finanziellen Förderung von Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien, wie Sonne, Wind und Wasserkraft, bei gleichzeitigen Prognoseunsicherheiten dieser Primärenergien, ist es augenblicklich nicht wirtschaftlich, diese Anlagen als VK am Strommarkt zu betreiben. Dies liegt vor allem an den, verglichen mit Marktpreisen, hohen Vergütungssätzen für produzierten Strom, aber auch an der gesetzlichen Regelung, Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung, unabhängig vom Strommarkt, stets zu gesicherten Konditionen verkaufen zu können. Für das Eingehen von Risiken am freien Strommarkt gibt es oft keinen Anreiz.

Für Anlagen, die nicht als erneuerbare Energien gefördert werden, aber KWK nutzen, kann sich ein Betrieb als VK jedoch lohnen. Zum einen wird die staatliche Vergütung auch bei Vertrieb des Stroms am freien Markt gewährt, was bei EEG-Anlagen nicht der Fall ist, und zum anderen sind diese Anlagen Verbrennungsmaschinen und somit je nach Bedarf regelbar.

Anhand eines Modells wird in dieser Arbeit geprüft, ob und unter welchen Bedingungen der Betrieb von mehreren Blockheizkraftwerken (kleine KWK-Anlagen) als VK vorteilhafter gegenüber der herkömmlichen, wärmegeführten Betriebsweise ist. Diese besteht darin, Wärmeabnehmer mit Wärme und teilweise mit Strom zu versorgen und überschüssigen Strom ins Netz einzuspeisen. Im Fall des VK wird die Stromproduktion der BHKWs gezielt gesteuert, um größtmögliche Erträge an der Strombörse zu erzielen.

Es wird jedoch gezeigt, dass der Mehrwert des VK gegenüber der nur lokalen, wärmegeführten Betriebsweise (Referenzfall) eher gering ist und zumindest nicht die zusätzlichen Risiken durch Teilnahme am Strommarkt rechtfertigt. Doch für Unternehmen, die als Stromhändler ohnehin Marktrisiken an der Börse eingehen, kann ein virtuelles Kraftwerk aus BHKWs durchaus lohnenswert sein. Aktuelle Entwicklungen, wie bei der Lichtblick AG und der EnVersum GmbH, belegen dies. Die Attraktivität von VK aus BHKWs erhöht sich vor allem dann, wenn die Strompreise an der Börse in Zukunft volatiler wären, da dann von den Preisspitzen profitiert werden kann.

Inhaltsverzeichnis:

Textprobe:

Kapitel 3.6, Der Strommarkt:

3.6.1, Stromübertragung:

Die Übertragung von Strom über größere Entfernungen findet über das Übertragungsnetz, ein 220-380 kV Höchstspannungsnetz statt. Es gibt in Deutschland vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜBN: TranspowerStromübertragungs-GmbH, 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, EnBW Transportnetze AG), die auch gleichzeitig die Regelzonen bilden. Unterhalb der Übertragungsnetze existieren die Verteilnetze im Mittel- und Niederspannungsbereich. Die Verteilnetzbetreiber sind im Normalfall Ansprechpartner, wenn eine dezentrale Stromerzeugungsanlage ans Netz angeschlossen werden soll. Sie sind verpflichtet, einen Anschluss herzustellen, können für die Baukosten aber einen Zuschuss verlangen. Zwischen dem Betreiber einer dezentralen Stromerzeugungsanlage und dem Netzbetreiber besteht prinzipiell ein Interessenkonflikt, denn der Anschluss der Anlage lohnt sich für den Netzbetreiber im Grunde kaum und die unvorhersehbare Einspeisung stört seinen Netzbetrieb. Dies führt dazu, dass der Netzbetreiber unter Umständen seine Netze ausbauen muss, oder dass sich der Bilanzkreisverantwortliche öfter verkalkuliert und Regelleistung anfordern muss. Der Netzbetreiber muss den Strom grundsätzlich abnehmen, er ist jedoch nicht wehrlos. Er ist im Normalfall vertraglich berechtigt, bei kritischem Netzzustand die Stromabnahme zu verweigern. Die envia Verteilnetz GmbH veröffentlicht beispielsweise einer Karte, in welchen Regionen eine Einspeisung aufgrund von Netzengpässen nicht immer möglich ist. Die Zusatzkosten für den Netzausbau legen die VNB auf die Netzentgelte um. Dieser Interessenkonflikt führt zu einer auf das gesamte System bezogenen technischen Ineffizienz durch die dezentralen Stromerzeugungsanlagen, die auch durch das Konzept der virtuellen Kraftwerke nicht immer gelöst werden würde. Schließlich könnte man das virtuelle Kraftwerk nach dem (fernen) Börsenpreis optimieren und lokale Netzbelastungen zu wenig beachten. Eine Kooperation zwischen Anlagen- und Netzbetreiber wäre denkbar, wobei der Anlageneigentümer den Betrieb gegen eine Vergütung teilweise dem Netzbetreiber überlässt. Es müsste eine Mindestanzahl an Anlagen vorhanden sein, damit sich der Mehraufwand für die Koordination lohnt. Die Einflussnahme von Netzbetreibern auf Erzeugungskapazitäten ist aber hinsichtlich der Entflechtung des Energiemarktes als kritisch zu sehen.

3.6.2, Netzentgelte:

Die Netzbetreiber fordern für die Nutzung ihrer Netze Entgelte ein. Die Stromnetze sind eine wichtige Infrastruktur und sollen im Rahmen der Liberalisierung möglichst jedem Marktteilnehmer offen stehen. Darum werden Netzentgelte durch die StromNEV staatlich reguliert, indem den Netzbetreibern nur eine bestimmte Gewinnspanne zugestanden wird. Die Höhe richtet sich, neben der zugewiesenen Gewinnspanne, nach den Betriebskosten, die vor allem für Instandhaltung und Ausbau entstehen, aber auch nach Regelleistung und Konzessionen. Entgelte werden von der Quelle über alle Spannungsebenen und Umspannvorgänge bis zum Bilanzkreis des Endkunden weitergegeben und dort vom VNB erhoben. Wenn also Strom einspeist wird, ist kein Entgelt zu entrichten, wenn aber Strom beispielweise an der Strombörse gekauft wird, ist das Entgelt zu zahlen, das am Entnahmepunkt gilt. Neben den regionalen Unterschieden durch unterschiedliche VNB gibt es noch weitere preisliche Unterschiede in der Spannungsebene. Für dezentrale Erzeuger kommen Nieder- und Mittelspannung in Frage.

Netzentgelte setzen sich aus einem Leistungs- und einem Arbeitspreis zusammen. Der Leistungspreis ist ein fixer Betrag, der sich nach der maximal entnommenen Leistung richtet, der Arbeitspreis wird für die entnommene Arbeit berechnet. Für kleine Verbraucher mit weniger als 30 kW Leistung oder 100.000 kWh jährlicher Arbeit werden zur Bestimmung des Leistungspreises Standardlastprofile verwendet. Wenn kleine dezentrale Anlagen einspeisen, rechnet der VNB ebenfalls mit Standardlastprofilen, um seine Bilanz ausgeglichen zu halten. Wenn die oben genannten Werte überschritten werden, fordert der VNB gegen Gebühr oft eine registrierende Leistungsmessung (RLM). Für Einspeiser, die die Grenzwerte überschreiten, kann er ebenfalls eine RLM fordern. Für den Betrieb eines VK aus BHKWs mit Stromverbrauchern ist die RLM ebenfalls am Netzanschlusspunkt erforderlich, da der Betreiber vielleicht die Leistung der BHKWs, nicht aber die Entnahmeleistung der Stromverbraucher kennt. Für das Einhalten der Fahrpläne und das Ausgleichen des Bilanzkreises ist es sinnvoll, so viele Informationen wie möglich über Leistungen zu erhalten. Die RLM findet meist über die Erfassung des viertelstündlichen Stromverbrauchs und die Ermittlung der daraus resultierenden Durchschnittsleistung statt. Die Leistungsdaten werden anschließend über eine Kommunikationsverbindung wie DSL oder GSM gemeldet.

3.6.3, Erstattung von Netzentgelten bei dezentraler Einspeisung:

Der VNB erstattet eine Vergütung für die dezentrale Einspeisung von Strom, wenn er dadurch weniger Strom aus höheren Netzebenen beziehen musste. Die Vergütung für vermiedene Netzkosten ist im zweiten Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts (Stromnetzentgeltverordnung) festgelegt und für jeden VNB unterschiedlich. Sie errechnet sich aus einem Arbeits- und Leistungspreisanteil bezüglich der jeweils vermiedenen höheren Netzebene. Wird beispielsweise in das Niederspannungsnetz eingespeist, werden die Netzentgelte für die Umspannung von Mittelspannung auf Niederspannung erstattet.

Der Leistungspreis ergibt sich wahlweise aus der Einspeiseleistung zur Höchstlastzeit (meistens mittags am ersten Weihnachtsfeiertag, bei einigen VNB auch an mehreren Tagen im Jahr gemessen) oder aus der verstetigten Einspeiseleistung aus Jahresarbeit geteilt durch 8760 Stunden. Für beide Verfahren muss die Leistung mit einem Korrekturfaktor multipliziert werden, da die eingespeiste Leistung durch Verluste nicht komplett das Netz entlastet. Wird ein leistungsstarkes BHKW mit relativ wenigen Volllaststunden betrieben, ist die Vergütung nach Maximalleistung vorteilhaft, sofern diese zu den Messzeitpunkten auch erreicht wird. Die Messzeitpunkte werden im Voraus veröffentlicht, es besteht jedoch das Risiko, dass die Anlage gerade dann defekt ist.

3.6.4, Bilanzkreise und Regelleistung:

Das deutsche Stromnetz ist in den europäischen Netzverbund UCTE integriert und selbst in die vier Regelzonen eingeteilt. Im UCTE gelten einheitliche Standards, wie zulässige Toleranzen in Spannung und Frequenz sowie die Verfügbarkeit von Regelleistung. Sollten die Stromeigenschaften (insbesondere Spannung, Frequenz, Blindleistung) unzulässige Werte annehmen, müssen die Übertragungsnetzbetreiber dies ausgleichen. Abweichungen kommen unter anderem zustande, wenn Einspeisung und Verbrauch von Strom bei 50 Hz nicht genau übereinstimmen. Sollte es zu solchen Ungleichgewichten kommen, wird Regelleistung eingesetzt. Bei einem Überangebot wird negative Regelleistung abgerufen (ein Einspeiser schaltet aus, ein Verbraucher schaltet ein), bei einem Unterangebot wird positive Regelleistung abgerufen (Einspeiser schaltet ein, Verbraucher schaltet aus). In der UTCE ist Regelleistung in drei Verfügbarkeitsstufen eingeteilt: Primärreserve, Sekundärreserve und Minutenreserve. Primärreserve steht bis spätestens 30 s ab Störung zur Verfügung, Sekundärleistung ab spätestens 5 min und Minutenreserve ab 15 min. Aufgrund der technischen Anforderungen ist es für regelbare dezentrale Anlagen oder Anlagen mit Akkumulator prinzipiell möglich, Minutenreserve anzubieten. Dazu werden über www.regelleistung.net in einer Auktion mindestens 15 MW angeboten, was bei kleinen Anlagen nur durch ein virtuelles Kraftwerk möglich ist. Die Annahme des Angebots richtet sich nach den niedrigsten Leistungspreisen, also der Vergütung für die bloße Bereitstellung der Leistung. Die Abrufung erfolgt gestaffelt nach den niedrigsten Arbeitspreisen, also den Preisen für die tatsächlich geleistete Arbeit. Durch bessere Prognosen und einen Intraday-Markt für Strom wird Minutenreserve immer seltener abgerufen.

Die Übertragungsnetzbetreiber gleichen die Strombilanz aus Einspeisung und Verbrauch nicht in jedem Teilbereich des Netzes aus, dazu haben sie ihr Netz in Bilanzkreise aufgeteilt. Jedes Übertragungsnetzgebiet ist in 100 bis 200 Bilanzkreise aufgeteilt, wobei ein Bilanzkreis eine definierte Menge von Einspeise- und Entnahmepunkten ist. Wer Strom an der Börse handeln möchte, muss nachweislich mindestens einen Bilanzkreis besitzen oder mit einem Bilanzkreisbesitzer eine Vereinbarung, beispielsweise über einen Subbilanzkreis, aushandeln. Die Beziehungen zwischen Bilanzkreis, ÜNB und VNB sind in Abbildung 4 dargestellt. Der Bilanzkreisverantwortliche ist für eine ausgeglichene Strombilanz verantwortlich. Das heißt, Ein- und Ausspeisungen in seinen Bilanzbereich müssen stets ausgeglichen sein. Durchleitungen aus anderen Bilanzkreisen muss er in Form von vorher gemeldeten Fahrplänen einplanen. Sollte der Bilanzkreisverantwortliche, also beispielsweise der Betreiber eines virtuellen Kraftwerks, keine ausgeglichene Bilanz haben und sollte diese durch andere Bilanzkreise nicht ausgeglichen werden, setzt der Übertragungsnetzbetreiber Regelleistung ein. Diese wird dem Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung gestellt.