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Frequency stability requires equalizing supply and demand for electricity at short time scales. Such electricity balancing is often understood as a sequential process in which random shocks, such as weather events, cause imbalances that system operators close by activating balancing reserves. By contrast, we study electricity balancing as a market where the equilibrium price (imbalance price) and quantity (system imbalance) are determined by supply and demand. System operators supply imbalance energy by activating reserves; market parties that, deliberately or not, deviate from schedules create a demand for imbalance energy. The incentives for deliberate strategic deviations emerge from wholesale market prices and the imbalance price. We empirically estimate the demand curve of imbalance energy, which describes how sensitive market parties are to imbalance prices. To overcome the classical endogeneity problem of price and quantity, we deploy instruments derived from a novel theoretical framework. Using data from Germany, we find a decline in the demand for imbalance energy by 2.2 MW for each increase in the imbalance price by EUR 1 per MWh. This significant price response is remarkable because the German regulator prohibits strategic deviations. We also estimate cross-market equilibriums between intraday and imbalance markets, finding that a shock to the imbalance price triggers a subsequent adjustment of the intraday price.
Um die Klimaziele bis 2045 zu erreichen, muss der Stromsektor fundamental verändert werden. Insbesondere die Erneuerbaren Energien (EE) müssen massiv ausgebaut werden. Dabei stellt sich auch die Frage, an welchen Standorten neue Anlagen errichtet werden. Fand der Zubau historisch eher in den Regionen mit guten natürlichen Ressourcen an Wind und Sonne, hohen Volllaststunden und damit niedrigen Kosten pro erzeugter Stromeinheit statt, kann in Zukunft eine Standortsteuerung notwendig werden, um Kosten und Nutzen des EE-Ausbaus gleichmäßiger über das Bundesgebiet zu verteilen, die Stromnetze zu entlasten und die Potentiale in allen Regionen zu heben.
Im Rahmen des Kopernikus-Projekts Ariadne wurden Szenarien entwickelt, anhand derer Bürgerinnen und Bürger die Vor- und Nachteile verschiedener regionaler Verteilungen der Standorte aus Akzeptanzgesichtspunkten diskutierten. Dabei wurde erkennbar, dass mögliche regionale Verteilungen, die aus Sicht der Bürgerinnen und Bürger eher wünschenswert wären, deutlich vom Status Quo abweichen.
In der vorliegenden Analyse geben wir daher einen Überblick über die Regulierungs- und Politikinstrumente, mit denen eine ex ante bestimmte regionale Verteilung erreicht werden kann, die nicht allein einer ökonomischen Optimierung folgt. Zur Bestimmung der Verteilung können übergeordnete Anforderungen, beispielsweise an eine ausgewogene Flächenverteilung, eine Rolle spielen, aber auch gesellschaftliche Indikatoren, wie eine als gerecht empfundene Lasten- und Nutzenteilung. Wir analysieren Vor- und Nachteile der verschiedenen Instrumente und geben Hinweise zu ihrer juristischen Umsetzbarkeit. Außerdem quantifizieren wir anhand eines stilisierten Beispiels, wie preisbasierte Steuerungselemente ausgestaltet werden müssten, um zu einer regionalen Verteilung der Windanlagen in Deutschland zu führen, die in dem „Fokus PV“-Szenario des Ariadne-Reports zur Klimaneutralität 20451 modelliert wurde.
Die Analyse zeigt auf, dass eine Vielzahl von Instrumenten die regionale Verteilung so beeinflussen können, dass sie zu einer gleichmäßigeren und mitunter als gerechter empfundenen Verteilung des Zubaus an Erneuerbaren Energien führt.
Das Aufzeigen der verschiedenen Instrumentenoptionen zur regionalen Steuerung ist relevant für die künftige Gestaltung der Energiewende, da die bisherige regionale Steuerung vor allem innerhalb der Erneuerbaren-Förderung stattfindet, die in Zukunft jedoch zunehmend an Bedeutung verlieren dürfte und zudem nicht alle Technologien berücksichtigt. Die transparente Darstellung der Vor- und Nachteile hilft außerdem beim Abwägen im Falle von – bei der Auswahl von Standorten häufig auftretenden – Interessenskonflikten.
Numerical optimization models are used to develop scenarios of the future energy system. Usually, they optimize the energy mix subject to engineering costs such as equipment and fuel. For onshore wind energy, some of these models use cost-potential curves that indicate how much electricity can be generated at what cost. These curves are upward sloping mainly because windy sites are occupied first and further expanding wind energy means deploying less favorable resources. Meanwhile, real-world wind energy expansion is curbed by local resistance, regulatory constraints, and legal challenges. This presumably reflects the perceived adverse effect that onshore wind energy has on the local human population, as well as other negative external effects. These disamenity costs are at the core of this paper. We provide a comprehensive and consistent set of cost-potential curves of wind energy for all European countries that include disamenity costs, and which can be used in energy system modeling. We combine existing valuation of disamenity costs from the literature that describe the costs as a function of the distance between turbine and households with gridded population data, granular geospatial data of wind speeds, and additional land-use constraints to calculate such curves. We find that disamenity costs are not a game changer: for most countries and assumptions, the marginal levelized cost of onshore wind energy increase by 0.2–12.5 €/MWh.