Nachfolgeregelung für EEG-Anlagen (Post EEG)

  • Der CSU-Mensch pusht die Gründung eines Regionalwerks als EVU - parallel zu bestehenden Gemeindewerken - was darin ist bitte eine Verbesserung oder Lösung? Das ist nur mehr Wasserkopf?!

  • hast du eine Kalkulation für Biogas zur Hand? Mir fällt es wirklich schwer zu glauben, daß abgeschriebene Anlagen unter ca. 20ct/kWh nicht hinkommen können. Wie man den Preis in nennenswertem Umfang in einen Endverbraucherpreis integriert, sehe ich aber auch nicht.

    Biomethan gibt es aktuell für rund 8 ct/kWh. Ein BHKW ab 500 kW kommt auf etwa 40% elektrischen Wirkungsgrad. Mit einem vernünftigen Wärmenutzungskonzept (Gesamtwirkungsgrad 80-90%, je nach Temperaturniveau im Heizkreis und Brennwertwärmetauscher ja/nein) erhält man bei einer Allokation per Carnot-Methode einen effektiven elektrischen Wirkungsgrad von 10 Prozentpunkten mehr, d.h. 50%. Somit gehen dann von 100 Einheiten Gasinput 80 auf die elektrische Energie und 20 Brennstoffeinheiten auf die 40 Einheiten Wärmeoutput (effektiver Wirkungsgrad der Wärmeerzeugung rund 200%, wie bei einer guten Gaswärmepumpe).


    Die Grenzkosten für elektrische Energie aus Biomethan/Biogas sollten daher bei 16 ct liegen. Dazu kommt aber auch noch Wartung & Instandsetzung. Aber auch hier gilt: je größer der Motor, desto geringer die spezifischen variablen Kosten, die sich in der Vollwartungspauschale niederschlagen. Bei Groß-BHKWs wird nach rund 60.000 h eine Generalüberholung im Werk fällig, das kostet 1/3 bis 1/2 der Neuanschaffung der Maschine. Nach 120.000 h wird sie meist getauscht, auch weil mann dann eine 20-30 Jahre altes Schätzchen betreibt, dass damals vielleicht schick war, aber heute bzgl. Wirkungsgraden niemanden mehr hinterm Ofen vorlockt. Gerade der Biogasboom hat dank der hohen Einspeisetarife dazu geführt, dass viele Hersteller mutiger wurden, und alle Register zu ziehen, um aus dem teueren Biogas das meiste an elektrischer Energie herauszuziehen.


    Ab einigen hundert kW kostet eine komplette Anlage (d.h. Genset, Einbindung, Schnickschnack, etc.) rund 1000 €/kW. Bei größeren Motoren wird der Motor spezifisch billiger, aber da wird der Schnickschnack teuerer. So braucht man für das BHKW dann oft ein eigenes Gebäude, weil man keine Kompaktanlage mehr bauen kann, die in einen Heizungsraum passt bzw. in einen Container.


    Gruß,

    Gunnar

  • Wir haben auch kein Schmerz, wenn es der Kurs der durchschnittlichen Einkaufspreise an der Börse wäre. Ich bin mir relativ sicher, dass die Börsenpreise steigen werden. Anzeichen dafür ist u.a. die Hektik des BDI, die ja die absurd niedrigen Strompreise der Industrie festschreiben wollen und / oder sogar noch senken wollen.

    Obacht: Bei Wind und PV, die nicht-speicherbare Primärenergien nutzten und daher als dargebotsabhängige Erzeuger von der Wetterlage abhängig sind, hat man kräftig Gleichzeitigkeit: Tagsüber speisen alle PV-Anlagen ein, nachts eher nicht. Beim Sturmtief gibt's gute Windernte, bei Nebelwetter oder Hochdruckwetterlage eher nicht. Damit haben solche Anlagen - insbesondere wenn sie der dominante EZA-Typ werden (Price Maker vs. Price Taker) - die Eigenschaft, dass immer dann wenn es etwas zu verkaufen gibt, der Preis niedrig ist (das ist im Zweifel der Grenzkostensatz des Nachbarn, der den gleichen Anlagentyp betreibt) . Und immer dann, wenn der Preis hoch ist, hat man so gut wie nichts zu verkaufen.


    Daher ist ein CAPEX-Refinanzierungsinstrument ala EEG vonnöten, dass hier einen risikoarmen Einkommenstrom offeriert, so dass man Investoren aktivieren kann, die sich mit geringen Renditen zufriedengeben, aber eine sichere Anlage brauchen. Das gilt nicht nur zur Refinanzierung des CAPEX als Anfangsinvestition, sondern man braucht das auch, für Instandsetzungsinvestition. Bei der Windkraftanlage ist das z.B. der Getriebeschaden und bei der PV der Wechselrichterausfall. Wenn nicht diese Summen im laufenden Betrieb durch genügend hohe Deckungsbeiträge erzielt werden können, dann vergammelt eine Bestandsanlage, weil sich niemand dazu berufen fühlt, sie in Schuss zu halten.


    Daher bin ich der festen Überzeugung, dass nach den 20 Jahren mit hohen Einspeisetarifen / Marktprämien, auch noch eine Zeit folgen muss, die der technischen Lebensdauer entspricht, und in der es auch noch einen (geringen) Mindestlohn geben muss, der zumindest die Betriebskosten deckt. Die Alternative, eine neue Anlage mit hohem CAPEX neu zu errichten, halte ich für volkswirtschaftlich suboptimal. Beim Wind-Repowering kann man gute Standorte besser ausnutzten, aber bei der PV erschließt sich mir bei langlebigen Modulen der makroökonomische Sinn des Repowerings nicht.


    Gruß,

    Gunnar

  • Danke, dann sind die 20ct/kWh wohl ganz normal. Zumal man einige 100kW Wärme im Sommer erst mal so sinnvoll vermarkten muß, daß die überhaupt einen Deckungsbeitrag liefern.

    Dan Angebot bei Solarlog ist nicht auf das Netzgebiet von EnBW beschränkt. Ich kenne aber keine Details, wie das realisiet wird dazu. Sieh es dir doch selbst an:

    https://www.solar-log.com/de/l…ttform-direktvermarktung/

    (uups, da war ja noch was)

    Wie die nötige Hardware um den Solarlog aussieht, kann ich da nicht erkennen, auf der Seite geht es ja eher um "Software/Plattform" um überhaupt vermarkten zu können und die schreiben auch nur von ANlagen, die sowieso direktvermarkten müssen. Grundsätzlich kann man da aber sicher auch einen msbg-konformen Zähler einbinden, wobei der ab 100kW (?) imo noch gar nicht vorgesehen ist.

  • Bitte erkläre mir nicht, wie sich Preise bilden! Du kennst das nur aus Modellen und von Außen, ich von Innen und das mit mehr als einem Gut!


    gebe dich doch mal der Vorstellung hin, dass die Märkte reagieren werden. Es gibt kaufmännische Konstrukte, die darauf regieren werden und es gibt Innovationen die darf reagieren werden.


    Mit dem Instrument, welche du vorschlägst, zementierst du nur den trägen Strommarkt, transferierest die Kosten auf andere Positionen auf der Stromrechnung, die nur dazu führen, dass die Subventionen der Industrie sich wie ein Krebs ausweiten.


    Und klar, bei weniger als 1, Cent je kWh schalte ich einfach ab! Ich bin ja kein dummes Gas KWK, kein dämliches GuD oder was es sonst noch an Fehlinvestitionen gibt.


    Ich wiederhole es gerne, ich würde nicht bei Null Cent nicht mehr liefern, sondern die Preisgrenze höher setzen.

    UND ich bin bin ganz sicher, dass wir fette Beute machen werden.


    Seit wann haben wir in Europa ein Problem Strom am Tage nicht verwenden zu können?

    Die Nachfrage nach Klimaanlagen ebbt nicht ab! Früher war Licht der größte Stromfresser im Haus und im Büro, Heute die Klimaanlagen.


    Und ich bin mir sehr sicher, dass die schon vorhandenen Konstrukte, die Wind und PV inkludieren noch sehr erfolgreich sein werden, sobald sie die kritische Masse erreicht haben werden.


    Warum? Preisstabilität ist für viele ein unschlagbares Argument + EE? Da kann der e-on Vertrieb einpacken.

    Wir werden einen Zubau in 2012 von >30 GWp sehen. Tendenz bis 2015 Richtung > 50 GWp. Ab 2020 Werden wir einen Zubau an PV von deutlich über 100 GWp sehen. Bis 2015 wird PV die 5 Cent Hürde knacken. *5% Zins bei nur 12 Jahren Amortisation. *diese Signatur ist aus dem Jahr 2010

  • Bei Campact wurde eine zur Intention dieses Freds passende Petition gestartet.

    Geht zwar sogar über das was ich für unbedingt nötig halten würde hinaus, aber nicht so weit dass man das nicht unterschreiben könnte...

    Gruß vom Stefan
    1. Anlage aus 2002 6,2 kWp Axitec Module Solarmax Fronius WR, Ø Ertrag 1,02 1,09 (MWh/kWp)/a
    2. Anlage aus 2017 99,8 kWp Solarworld Module Kaco WR, Ø Ertrag 1,10 1,15 (MWh/kWp)/a
    Solarthermie 10 qm und ein Holzvergaser für den Winter im Nordschwarzwald.
    Und verantwortlich für das https://www.heiztechnikforum.eu/

  • Obacht: Bei Wind und PV, die nicht-speicherbare Primärenergien nutzten und daher als dargebotsabhängige Erzeuger von der Wetterlage abhängig sind, hat man kräftig Gleichzeitigkeit: Tagsüber speisen alle PV-Anlagen ein, nachts eher nicht. Beim Sturmtief gibt's gute Windernte, bei Nebelwetter oder Hochdruckwetterlage eher nicht. Damit haben solche Anlagen - insbesondere wenn sie der dominante EZA-Typ werden (Price Maker vs. Price Taker) - die Eigenschaft, dass immer dann wenn es etwas zu verkaufen gibt, der Preis niedrig ist (das ist im Zweifel der Grenzkostensatz des Nachbarn, der den gleichen Anlagentyp betreibt) . Und immer dann, wenn der Preis hoch ist, hat man so gut wie nichts zu verkaufen.

    Bitte erkläre mir nicht, wie sich Preise bilden! Du kennst das nur aus Modellen und von Außen, ich von Innen und das mit mehr als einem Gut!

    Ich dachte wir sprechen hier von Elektrizitätsmärkten und nicht über den von Schweinehälften. Wenn die Restlast (u.a. durch PV- und Windstromeinspeisung) zurückgeht, sinkt der Preis - das willst Du doch nicht in Abrede stellen? Und neben der Begrifflichkeit

    - Preis (der sich aus Angebot und Nachfrage an Märkten bildet) gibt es auch noch

    - Kosten (die beim Produzenten entstehen) und

    - (Nutz)Wert (der beim Verbraucher auftritt).


    Wenn man sich den Grenznutzen und die Grenzkosten anschaut, dann kann man auch abschätzen, in welchem Rahmen sich der Marktpreis bewegt. Der Wert der Energie ist auch als Exergie (Arbeitswert) bekannt. Elektrische Energie ist 100% Exergie, aber bei der Energiewandlung und -speicherung geht gemäß dem zweiten Hauptsatz der Thermodynamik Exergie verloren, die Entropie nimmt zu. Das ist ein fundamentales Naturgesetz, daran ändern auch Bilanzierungsregeln des HGB und Grundsätze ordentlicher Buchführung nichts.

    gebe dich doch mal der Vorstellung hin, dass die Märkte reagieren werden. Es gibt kaufmännische Konstrukte, die darauf regieren werden und es gibt Innovationen die darf reagieren werden.

    "Energy is the economy": eine Geldeinheit ist ein Call auf Energieabruf (genauer Exergieverbrauch), und sei es nur, dass jemand für Dich den Schnee auf dem Bürgersteig fegt, und er sich dann für das Geld ein warmes Mittagessen kauft.

    Mit dem Instrument, welche du vorschlägst, zementierst du nur den trägen Strommarkt, transferierest die Kosten auf andere Positionen auf der Stromrechnung, die nur dazu führen, dass die Subventionen der Industrie sich wie ein Krebs ausweiten. Und klar, bei weniger als 1, Cent je kWh schalte ich einfach ab! Ich bin ja kein dummes Gas KWK, kein dämliches GuD oder was es sonst noch an Fehlinvestitionen gibt.

    Mir ist nicht ganz klar, ob Du das verstanden hast, was ich mit "CAPEX-Refinanzierungsinstrument ala EEG" meinte. Ich meinte damit, dass selbst, wenn Du auf Termin den Ertrag eines Windparks für die nächsten 20 Jahre verkaufen willst und dafür den Baseload-Preis der plus Abschlag der nächsten Jahre ansetzt, wird das kein tragfähiges Geschäftsmodell, mit dem man die Energiewende finanzieren kann. Angenommen, der "Marktpreis" ist 50, und die LCOE wären 40, und man einigt sich auf einen PPA-Preis von 45, dann geht das früher oder später in die Hose, weil die PPA-Käufer irgendwann erkennen: Marktpreis 50 ist ein Durchschnitt von 100 (kein Wind) und 0 (viel Wind), d.h. der PPA-Käufer hätte genausogut auf dem Spotmarkt die Menge für rund Null einkaufen können. Das ist das Prinzip des Merit Order Effekts, der in einem liberalisiertem Elektrizitätsmarkt es nicht zulässt, dass alleine über den Markt ein Anlagenbetreiber, der dargebotsabhängige Primärenergie nutzt, seine Anfangsinvestition wieder reinbekommt, selbst wenn die LCOE kleiner sind als der (durchschnittliche) Marktpreis.


    Das gilt für die große Anfangsinvestition, das gilt aber auch für Zwischeninvestitionen im Rahmen der Instandsetzung, Stichwort Getriebeschaden / WR-Ausfall. Das EEG hat die ersten 20 Jahre einer Wind- und PV-Anlage gut finanziert, aber wenn es nicht darum geht, das Fass noch mal aufzumachen, und eine neue CAPEX-Portion in den Umlagetopf zu werfen, dann kann man die Anlagen noch gegen kleines Geld am 5-10 am Leben halten. Heute haben wir nur 40% erneuerbare Energien im Netz (Stromsektor), d.h. man muss antizipieren können, was passiert wenn sich z.B. die PV von knapp 50 GW auf 100 oder 150 GW verdreifacht. Wenn dann die Sonne scheint, ist der Preis im Keller und die Erträge sind nahe nix. Daher braucht es einen Mindestlohn auf nach den bisher 20 angesetzten Jahren, der nicht mehr gebraucht wird, um die große Anfangsinvestition zu refinanzieren, aber doch um die jährlichen Fixkosten (incl. Rundumsorglos Vollwartungsvertrag oder dem finanziellen Äquivalent eines solchen) zu decken.


    Ich habe auch nicht ganz begriffen, warum du bei 10 €/MWh schon abschalten willst. Willst Du damit sagen, das der OPEX der von Dir betreuten PV-Anlagen 10 €/MWh beträgt und das dass die Schwelle ist, bei der kein Deckungsbeitrag mehr erwirtschaftet wird? Auch verstehe ich nicht, was du mit "dummes" Gas-KWK meinst. In der Regel sind Anlagen nicht dumm oder schlau, ggf. aber die Leute die sie betreiben oder die vorgegebenen Regeln, nach denen sich diese Leute optimieren. Ändere das Anreizsystem (Stichwort ökonomischer Regelkreis) und schwupps hast Du ein gewünschtes Verhalten.


    Ach ja, das "dämliche" GuD, wie eins in Lichterfelde in Betrieb genommen wurde oder eines schon seit Jahren in Berlin-Mitte steht, hilft dabei, solche Situationen zu vermeiden, wie sie in Frankreich ab und an während einer Kältewelle auftreten, vgl. France can’t meet its own power demand. Das liegt daran, dass man dort gerne mit Strom heizt, weil der dank der hohen Kernenergiekapazitäten relativ billig ist. Dummerweise nutzt während einer Kältewelle die KKW-Grundlastflotte relativ wenig, man braucht Spitzenlastkapazitäten. Zudem ist dort der Temperaturgradient der Leistung mit 2,4 GW/°C recht hoch, und das heisst bei etwas Frost dreht das elektrische Versorgungssystem am Rad. Daher spricht man hierzulande von der "kalten Dunkelflaute", für die das Energiesystem gewappnet sein muss.

    Ich wiederhole es gerne, ich würde nicht bei Null Cent nicht mehr liefern, sondern die Preisgrenze höher setzen.

    Wenn du schon bei 2 ct/kWh abschaltest, obwohl Deine Grenzkosten 0,2 ct/kWh liegen, dann

    - verschenkst Du einen Deckungsbeitrag von 1,8 ct/kWh und

    - wenn das koordiniert passiert, gibt es irgendwann böse Blicke vom Kartellamt wegen Ausübung von Marktmacht. Das Spiel wurde auch den großen Vier vorgeworfen (Abstellen von Mittel und Spitzenlast, um den Preis nach oben zu treiben und dann mit Grundlastkraftwerken Überrenditen abzuschöpfen), die haben aber sich nicht erwischen lassen.

    UND ich bin bin ganz sicher, dass wir fette Beute machen werden. Seit wann haben wir in Europa ein Problem Strom am Tage nicht verwenden zu können? Die Nachfrage nach Klimaanlagen ebbt nicht ab! Früher war Licht der größte Stromfresser im Haus und im Büro, Heute die Klimaanlagen.


    Und ich bin mir sehr sicher, dass die schon vorhandenen Konstrukte, die Wind und PV inkludieren noch sehr erfolgreich sein werden, sobald sie die kritische Masse erreicht haben werden. Warum? Preisstabilität ist für viele ein unschlagbares Argument + EE? Da kann der e-on Vertrieb einpacken.

    Zu Europa: Weder Deutschland noch die ganze Zentraleuropäische Synchronzone hat eine Kupferplatte, d.h. es wird deutliche Netzrestriktionen geben, wenn wir uns z.B. mit Sonnenstrom aus Süditalien oder Spanien versorgen wollen. Das muss ja alles durch Frankreich und die Schweiz durch, und die haben ihr Netz nicht für den Transit gebaut, sondern erstmal um damit die lokale Bevölkerung zu versorgen. Das ENTSO-E Factsheet spricht von rund 3000 TWh Stromverbrauch (sonstige Sektoren neben Strom kommen noch dazu). Peak-Belastung liegt bei 600 GW (Wintertag), minimale Last sind ca 300 GW (Sommernacht). Wenn nun 2000 TWh durch Wind erzeugt wird und 1000 TWh durch PV, dann liegt die Installierte PV Leistung bei um 1000 GW. Soviel Klimaanlagen kann man gar nicht bauen, um diese Erzeugung aufzufressen, oder im Sommer wird Europa regelmäßig eingefroren. Ausserdem ist bei Neubauten es meist günstiger auf den baulichen Wärmeschutz zu achten, als im Nachhinein Brutkästen mit einer Klimaanlage nachzurüsten.


    Gruß,

    Gunnar

  • Naja, Frankreich hat sein Stromnetz für das hin und herschieben überzähligen Atomstroms sowie für die Stromimporte bei Kältewellen ausgebaut, da geht auch recht viel Transit durch, nur ebne in den Pyrnäen gibts immernoch eine Lücke. Das schweizer Höchstspannungsnetz ist überwiegend für den Transit gebaut.


    Ansonstn muss man halt sehen, dass der Strompreis =0 bei starkem Windd um so seltener wird, je stärker die NEtze ausgebaut werden, dito der fall Strompreis =100 weil kein Windstrom. Nichtsdestotrotz ist unabhängig davon für alle Arten von KRaftwerken nicht geklärt dass enegy only märkte Reserven gegen rolling blackouts zur Verfügung stellen können. Das kann sich aber mit wachsenden dynamischen Lasten sowie auch mit mehr Speichern im verfügbaren NEtz entspannen - der Strommarkt normalisiert sich dann.

    Ich würde mein Geld auf die Sonne und die Solartechnik setzen. Was für eine Energiequelle! Ich hoffe, wir müssen nicht erst die Erschöpfung von Erdöl und Kohle abwarten, bevor wir das angehen.
    Thomas Alva Edison
    Trockenplatzdach 2,6kW zum Spielen :)

  • (sonstige Sektoren neben Strom kommen noch dazu)

    Am Ende ist es eine Wette darauf, ob die Produktion oder der Verbrauch schneller steigt, da kann jeder seine eigene Meinung haben. Nur ganz wenige Bereiche kommen imo am Strom vorbei, wenn sie Richtung 0 CO2 kommen wollen.

    Wenn man die Ziele der Bundesrgierung oder der EU ernst nehmen würde, müßten wir uns keine Gedaken über einen Strompreis machen mit dem man abgeschriebene PV nicht kostendeckend betreiben könnte. Ceterum censeo, daß die Rahmenbedingungen dafür halt auch passend gemacht werden müssen und zwar nicht nur für große Anlagen.