Veröffentlichungen

Erhalten Sie einen Überblick über aktuelle Veröffentlichungen von Studierenden und Professoren im Bereich der Erneuerbaren Energien.


Dynamische EEG-Umlage: Ein alternativer Ansatzes zur Finanzierung erneuerbarer Energien


P. Hörnig, V. Nikogosian, T. Veith

Die gegenwärtige EEG-Umlage hat bereits Höhen erreicht, die signifikant über dem Großhandelspreis liegen. Sie beeinflusst neben der Verbrauchentscheidung auch die Großhandelspreise insofern, als dass die Preissignale im Großhandel durch die wesentlich höhere EEG-Umlage überlagert werden. Die Anreize, die individuelle Verbrauchentscheidung an den stündlichen Großhandelspreis zu orientieren, schwinden. Es wird damit gerechnet, dass die EEG-Umlage weiter ansteigt und ihren Peak Anfang 2020 erreicht . Die kontinuierliche Erhöhung der Umlage stößt an ihre Akzeptanzgrenzen. Deshalb ist es nicht verwunderlich, dass zunehmend unterschiedliche Ausgestaltungsformen der EEG-Finanzierung diskutiert werden.
Ein alternativer Ansatz ist beispielsweise die dynamische EEG-Umlage.

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Während die heutige, statische EEG-Umlage für jede gekaufte MWh gleich hoch ist, soll die Höhe der dynamischen EEG-Umlage vom Marktpreis und einem definierten Multiplikator abhängen. Damit verfolgt die dynamische EEG-Umlage neben der Erneuerbaren-Finanzierung ein Lenkungsziel: Verbraucher sollen ihre Nachfrage stärker an den Preissignalen im Großhandel orientieren, das heißt, sie aus Spitzenlastzeiten in Zeiten geringerer Preise verschieben und somit zu einer Lastglättung beitragen. Allerdings werden Fragen aufgeworfen, ob die dynamische EEG-Umlage in der aktuell diskutierten Form überhaupt in der Lage sei, die beabsichtigte Lastverschiebung herbeizuführen. Zweifel existieren einerseits bezüglich der Effekte auf Wohlfahrt und (Verteilungs-) Gerechtigkeit. Außerdem stellt sich die Frage, ob die Doppelfunktion der dynamischen EEG-Umlage, einerseits zur Erzielung der Erneuerbaren-Förderung, andererseits als Anreizsystem zur Lastverschiebung, auch praxistauglich umgesetzt werden kann. Analysen von E-Bridge zeigen, dass die praktische Anwendung der dynamischen EEG-Umlage mit erheblichen Risiken einhergeht.
Dieser Artikel schlägt vor, die EEG-Umlage weiterhin als Instrument für die Finanzierung der Erneuerbaren-Förderung zu verwenden, sie allerdings als Pauschale zu erheben. Es zeigt sich, dass ein erhebliches Optimierungspotenzial hinsichtlich ökonomischer Effektivität und Effizienz dadurch besteht.

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Der Artikel erschien hier: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 12/2017, Seiten 24-27


Auswirkungen von Schnellabschaltungen auf das Verbundnetz


C. Krämer, T. Veith

In diesem Beitrag wird empirisch untersucht, wie sich kurzfristige Nichtverfügbarkeiten großer Erzeugungsanlagen auf die Netzfrequenz auswirken. Die Ergebnisse zeigen einen statistisch signifikanten positiven Zusammenhang zwischen dem Umfang eines Leistungsausfalls und der Stärke der resultierenden Frequenzabweichung sowie zwischen der Stärke der Frequenzabweichung und der Geschwindigkeit des Frequenzabfalls.

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Im Zuge des Erneuerbare-Energien-Ausbaus findet ein fortschreitender Umbau der Kraftwerksinfrastruktur in Zentraleuropa statt. Großkraftwerke mit entsprechenden rotierenden Massen werden durch eine Vielzahl dezentraler, dargebotsabhängiger Erzeugungsanlagen verdrängt. Die Herausforderung hinsichtlich der Systemstabilität besteht in der aktuellen Übergangsphase darin, ungeplanten Nichtverfügbarkeiten gerade von großen Erzeugungsanlagen kurzfristig entgegenwirken zu können.
In diesem Beitrag wird empirisch untersucht, wie sich kurzfristige Nichtverfügbarkeiten großer Erzeugungsanlagen auf die Netzfrequenz auswirken. Hierzu wurden Informationen zu Schnellabschaltungen im zentraleuropäischen Verbundnetz recherchiert und statistisch analysiert.

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Der Artikel erschien hier: BWK - Das Energie-Fachmagazin 9/2017


Flexibilitätsmärkte – Alter Wein in neuen Schläuchen?


T. Veith

Das Eckpunktepapier „Smart Grid und Smart Market“der Bundesnetzagentur (BNetzA) schlägt zur Abgrenzung zwischen netzbe-zogenen und marktbezogenen Maßnahmen zur Engpassreduktion im Verteilnetz das Ampelkonzept vor. In drei Phasen wird unter-schieden, wie Netzbetreiber ins Marktgeschehen eingreifen sollen. Interessant ist die gelbe Phase, in der einem Engpass durch marktwirtschaftliche Lösungen begegnet werden kann. Im Folgenden soll diskutiert werden, welche Erkenntnisse aus existierenden Marktmechanismen zur Unterstützung der Systemführung im Übertragungsnetz auf die Verteilnetzebene übertragen werden können.

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Für die im Eckpunktepapier beschriebene gelbe Phase wurden bspw. vom BDEW Vorschläge zur Umsetzung gemacht. Die grundsätzliche Idee besteht in der Entwicklung von Flexibilitätsmärkten. Um zeitlich begrenzte Netzengpässe zu reduzieren, sollen Nachfrager und Anbieter Erzeugungs- bzw. Verbrauchskapazitäten vorhalten, die kurzfristig abgerufen werden können.

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Der Artikel erschien hier: Energiewirtschaftliche Tagesfragen 11/2017