Analyse energiewirtschaftlicher Kriterien für den Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken
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- Julian Müller
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1 Analyse energiewirtschaftlicher Kriterien für den Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken Christoph Rapp Maik Günther Master Thesis am Lehrstuhl f. Energiewirtschaft und Anwendungstechnik, TUM Dr. Tzscheutschler, Prof. Hamacher
2 Gliederung Einleitung Zielsetzung Datengrundlage, Auslegungsparameter Wirtschaftlichkeitskriterien von PSW Untersuchung der deterministischen Preiszeitreihe Erweiterung durch stochastische Preiszeitreihe Wirtschaftlichkeitsberechnung am Spotmarkt Ergebnisse, Fazit und Ausblick
3 Einleitung Pumpspeicher aktueller Stand, Problemstellung Bedarf volkswirtschaftlich sinnvoll PSW wirtschaftlichste Speichertechnologie Planungen Potentialstudien und Projektplanungen >20 Anlagen in der Planung, keine im Bau Hürden Wirtschaftlichkeit ist aktuell nicht gegeben Auslegung für zukünftige Marktbedingungen unklar Quelle: nach Steffen, 2011 (erweitert) Ziel: Rentabilitätskriterien analysieren Wirtschaftliches Potential untersuchen
4 Datengrundlage Deterministische Preiszeitreihe Strompreis-Fundamentalmodell (SWM, Arbeitsstand 2012) mit Spotmarkt-Stundenwerten für Basis: - Bestandsanlagen, Sterbelinie, Interkonnektoren, Mindestausbauziele für Erneuerbare Energien - Berechnung von Strom- / CO 2 -Preise und europäischen Kraftwerkspark mit jährlicher Auflösung - Stündliche Preiszeitreihe nach Merit-Order Prinzip - Zufällige Ausfälle und Wettersituationen berücksichtigt (Typtage) - Preis als Schnittpunkt mit Nachfrage
5 Pumpspeicherkraftanlagen Auslegungsparameter geod. Höhendifferenz H geo Standortspezifische Parameter Anlagenspezifische Parameter - Wirkungsgrad η - Verhältnis Turbinen- / Pumpleistung p TP - Speicherdauer t Pendelvolumen V
6 Wirtschaftlichkeitskriterien von PSW a. Untersuchung der deterministischen Preiszeitreihe b. Erweiterung durch stochastische Preiszeitreihe c. Wirtschaftlichkeitsberechnung am Spotmarkt
7 Untersuchung der Preiszeitreihe Statistische Analysen - Überblick Wahrscheinlichkeitsdichtefunktion: erste Aussage zu Spread Unterschiede von realer und Model-Zeitreihe Fourier-Transformation: Bestimmung von dominierenden Frequenzen und deren Amplituden zeitliche Entwicklung Aussage zu Speicherdauer Stochastische (zentrale) Momente: - Arithmetisches Mittel - Standardabweichung - Schiefe Entwicklung des Preisniveaus Entwicklung des Spreads Verhältnis von Turbinen- zu Pumpleistung Korrelationsfunktion: Aussage zu Speicherdauer zeitliche Entwicklung Rolling Horizon: Verhältnis von Turbinen- zu Pumpleistung zeitliche Entwicklung
8 Untersuchung der Preiszeitreihe WDF der EEX Spotmarkt-Preise Real (2012) Modell (2035) Min: -222 /MWh Max: 210 /MWh Min: 0 /MWh Max: 151 /MWh
9 Untersuchung der Preiszeitreihe Arithmetisches Mittel und Standardabweichung der EEX-Preise Preis bzw. Standardabweichung [ /MWh] Mittelwert: Hoch Zentral Aussage zur Entwicklung Tief des Preisniveaus Aussage zur Entwicklung des Spreads Standardabweichung: Jahr
10 Untersuchung der Preiszeitreihe Entwicklung der Schiefe der EEX-Strompreisverteilung Aussage über Verhältnis von Turbinen- zu Pumpleistung p TP > 0 tendenziell mehr Pumpstunden Schiefe < 0 tendenziell mehr Turbinierstunden Jahr
11 Untersuchung der Preiszeitreihe Autokorrelation (normiert) Korrelationskoeffizient Aussage zu Speicherdauer t Autokorrelationsfunktion: Zeitdifferenz [h] negative Korrelation
12 Untersuchung der Preiszeitreihe rolling horizon Ansatz Turbiniergrenze = MW / η Turbinieren Pumpgrenze = MW * η Pump Turbinieren Stillstand Mittelwert über +/- 12 h betrachtete Stunde Pumpen
13 Untersuchung der Preiszeitreihe rolling horizon Ansatz Aussage über Verhältnis von Turbinen- zu Pumpleistung p TP
14 Erweiterung durch stochastische Preiszeitreihe
15 Untersuchung der Preiszeitreihe Einschränkungen eines Fundamentalmodells Grenzkosten der eingesetzten Kraftwerke bestimmen den Marktpreis Festgelegter Minimal- (0 /MWh) und Maximal-Preis (~200 /MWh) Abbildung der Tagesgänge anhand von Typtagen Preis [ /MWh] Reale Entwicklung des Tagesgangs wird nur zum Teil abgebildet Stunden
16 Anpassung der Preiszeitreihe Modifikation der hfc (Ornstein-Uhlenbeck-Prozess) Überlagerung zufälliger Schwankungen mit dem mean reverting Ornstein-Uhlenbeck-Prozess Kalibrierung anhand von Modell-Zeitreihen aus 2011 durch Vergleich von Real- und Prognosedaten
17 Anpassung der Preiszeitreihe Modifikation der hfc (Ornstein-Uhlenbeck-Prozess) Fundamentalmodell: Angepasste Zeitreihe: Min. Wert: 0,- /MWh Max. Wert: 151,- /MWh Min. Wert: -18,- /MWh Max. Wert: 171,- /MWh
18 Anpassung der Preiszeitreihe Modifikation der hfc (Ornstein-Uhlenbeck-Prozess) realitätsnähere Preiszeitreihen
19 Wirtschaftlichkeitsberechnung am Spotmarkt
20 Wirtschaftliche Optimierungsrechnung CPLEX Optimierung Berechnungs-Methode Zeitraum Jahres Schritte Optimale Betriebsweise bei perfekter Vorausschau lin. Optimierungsalgorithmus (CPLEX) Ergebnisse: Turbinier-Erlöse Pump-Kosten Betriebsdauer Speicherfüllstand [MWh] EEX-Spotmarktpreis [ /MWh] Pump- / Turbinier-Leistung [MW] Pump- / Turbinier-Leistung [MW] Zeit [h]
21 Wirtschaftliche Optimierungsrechnung Ergebnisse der CPLEX Optimierungsrechnung zur Einsatzplanung Standortvariante: beste Variante: Pendelvolumen optimale Speicherdauer V: 3.00 Mio t = m³ 6 h Höhendifferenz P H geo : 577 m T /P P -Verhältnis p TP = 0.8 Rohrleitungslänge IRR = 3.45% l: 1500 m Kapazität E: P max bei t = 6 h: 4650 MWh 774 MW Referenzkosten: 857 /kw, 25% leistungsabhängig Ca. 600 Mio bei 700 MW
22 Zusammenfassung Mittelwerte SRL (Jan-Feb 2013): Arbeitspreis: Zentral pos 189 /MWh Ornstein- Uhlenbeck Interner Zinsfuß neg 61 /MWh 3.45 % 5.1 % Leistungspreis: pos 258 /MWw Kapitalwert (pro per Woche) 2025 neg 1204 /MWw (25 a, D f = 7.5%) 1. Investitionsjahr: Betriebsjahr: 2025 Entwicklung unklar Benötigte Regelleistungsvergütung (20% P max für 8 h, D f = 7.5%) 20% Kapazitäts-Abruf 33% Kapazitäts-Abruf 66% Kapazitäts-Abruf /MWh /MWh /MWh??? + Vermarktung weiterer Netzdienstleistungen
23 Fazit und Ausblick
24 Fazit Beurteilung steht und fällt mit dem Preismodell PSW Neubau bei reiner EEX-Vermarktung kaum darstellbar Regelleistungsvermarktung trägt zur Wirtschaftlichkeit entscheidend bei Je später PSW am Netz, desto rentabler Veränderungen der Marktrandbedingungen möglich / angekündigt ( Kapazitätsmarkt?) Verhältnis H geo / l wichtiger Indikator (Kosten + η)
25 Ausblick Basis zur Entwicklung von Kennzahlen zur Speicherrentabilität Standardtool zur Einschätzung von Preismodellen bei der Bewertung von Energiespeichern
26 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit
Untersuchung von strategischem Bietverhalten in den Regelleistungsauktionen. A. Maaz; P. Prümm; A. Moser Wien IEWT 2017,
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