Mit Blick auf #AKW lese ich oft, die könnten keinen Preiseffekt haben, weil wir auf GasKWK-Stromerzeugung wegen Wärmebedarf nicht verzichten können. Aufgrund #MeritOrder setzten damit immer teure GasKW den Strompreis.
Das ist ein Missverständnis!
Vereinfacht bestimmen die variablen Kosten des Grenzkraftwerks den Preis. Das Grenzkraftwerk ist anschaulich dasjenige, das 1 kW mehr produzieren muss, wenn die Last um 1 kW steigt (bzw. weniger, wenn Last fällt)
Betrachten wir nun ein Beispielsystem mit einem Braunkohlekraftwerk mit variablen Kosten von 100 EUR/MWh und einem Gas-KWK-Kraftwerk mit variablen Kosten von 400 EUR/MWh. Beide haben 100 MW Leistung. Die KWK-Anlage muss mindestens 40 MW produzieren, um Wärmebedarf zu decken.
In einer Stunde hat das System eine Last von 100 MW. Wie wird die kostenoptimal gedeckt? Mit 60 MW aus dem Braunkohlekraftwerk und 40 MW aus dem Gas-KWK-Kraftwerk! Was ist das Grenzkraftwerk? Das Braunkohlekraftwerk. Läge die Last bei 101 MW, würde es mit 61 MW produzieren.
Was ist also der Strompreis nach #MeritOrder-Prinzip in dieser Stunde? 100 EUR/MWh, weil das die variablen Kosten des Grenzkraftwerks sind. Und das, obwohl eine Gas-KWK mit 400 EUR/MWh läuft. Deren Kosten müssen aber über das Wärmesystem refinanziert werden.
Das funktioniert nicht nur bei KWK und Wärme so, sondern auch z. B., wenn Gaskraftwerke nur wegen Regelleistungsvorhaltung laufen. Und das Grenzkraftwerk können dann trotzdem EE oder #AKW sein.
Und ja. Ich mache einige Vereinfachungen: perfekter Wettbewerb, keine Mindestleistung bei der Braunkohle, keine Zeitkopplung etc. Und ich rechne mit 1 Stunde mit konstanter Last und Einspeisung, so dass 1 MW für 1 Stunde = 1 MWh ist.
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With a night's distance I still feel that yesterday's decision on regular shutdown of German NPPs (with a legal possibility of reserve operation for 2 of them, the technical feasibility and practicality of which seems to be challenging at least) is a missed opportunity.
If there was one chance to mitigate, if not resolve the European energy crisis, it would be a grand European bargain, where all EU Member States agree to set aside national policy preferences for the common good.
Despite from limited physical impact of the three NPPs, a decision on prolonged operation by Germany could have been a cornerstone of such policy. That opportunity seems to be gone now.
tl;dr: During the coming winter, there will be risks for security of supply in Germany and Europe. Prolonged operation of nukes could contribute to mitigate, but not overcome those risks. Considering trade-offs, minister #Habeck proposes to keep 2 of 3 nukes in reserve operation
Decision on whether nukes should actually operate will be taken later (and, potentially, continuously revised) taking into account other developments in European power system. Might take one week from decision to actual operation.
@ProfEnergyHuber@DerClue Verhältnis von Spot- und Terminmarkt ist ein spannendes und nicht ganz einfaches Thema: Spot ist erstmal der einfacher zu verstehende Markt. Das, was dort passiert, ist für die Physik des Stromsystems relevant. Spot entscheidet über Einsatz der Erzeugungseinheiten (und Lasten)
@ProfEnergyHuber@DerClue Es wird allerdings nicht aller Strom, der in Deutschland verbraucht wird, am Spotmarkt gehandelt, aber vor allem die Mengen "at the margin". Dabei umfasst Spot nochmal die Segmente Day-Ahead (Auktionen) und Intra-Day(kontinuierlicher Handel)
@ProfEnergyHuber@DerClue Day-Ahead ist der "Hauptmarkt", u. a., weil basierend auf dessen Marktergebnis trad. Einsatzentscheidungen von klassischen Mittelllastkraftwerken getroffen wurden und weil basierend auf Marktergebnis Betriebsplanung der Netzbetreiber erfolgt.