Auswirkungen situativer Regelleistungsbemessung auf die Vorhaltekosten

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1 Auswirkungen situativer Regelleistungsbemessung auf die Vorhaltekosten Michael Bucksteeg, Lenja Niesen, Christoph Weber IEWT 2015, 12. Februar 2015, Wien

2 Motivation Last- und EE-Prognosefehler sowie ungeplante Kraftwerksausfälle verursachen Leistungsungleichgewichte Dimensionierung, Ausschreibung und Beschaffung von Regelleistung (RL) durch ÜNB als Nachfrager am Regelleistungsmarkt negativ positiv Zwar Differenzierung von Produktzeitscheiben, jedoch bislang keine Differenzierung der ausgeschriebenen Mengen In Nebenzeiten geringerer RL-Bedarf durch Wegfallen von PV-Prognosefehlern und Nachfrageschwankungen Idee: situative Reservebemessung nach Zeitscheiben 2

3 Agenda Motivation Reservebemessung Ansatz zur situativen Regelleistungsbemessung Ergebnisse der Regelleistungsbemessung Modellierung der Regelleistungsmärkte Fazit Preisbildung am Regelleistungsmarkt Auswirkungen auf Regelleistungspreise und Vorhaltekosten 3

4 Ansatz zur situativen Regelleistungsbemessung Probabilistische Reservebemessung Last- und EE-Prognosefehler, Last- und EE-Rauschen, Stunden- und Fahrplansprünge, ungeplante Kraftwerksausfälle Faltung der Einflussfaktoren Defizitwahrscheinlichkeit Pos. Reservebedarf Überschusswahrscheinlichkeit Neg. Reservebedarf Dichtefunktion für alle Ursachen GRL = SRL + MRL Dichtefunktion für schnell veränderliche Ursachen (Last- und EE-Rauschen, Fahrplansprünge, Kraftwerksausfälle) SRL 4

5 Ansatz zur situativen Regelleistungsbemessung Probabilistische situative Reservebemessung Differenzierung der empirischen Daten nach Zeitscheiben Einfacher Ansatz zur Berücksichtigung untertägiger Schwankungen der Einflussgrößen

6 Ansatz zur situativen Regelleistungsbemessung Annahmen und Parametrierung für 2013 Wind-/PV-Prognosefehler auf Basis D-1-Prognosefehler, Korrektur um Intraday vermarktete Strommengen (Wind/PV) Last-Prognosefehler auf Basis D-1-Prognosefehler, Korrektur mit typischem nrmse für 1- Stundenprognose Last- und EE-Rauschen SRL-Abruf im 4-Sekundenraster bereinigt um 15-Minutenmittelwert, da dieser durch MRL ausgeglichen werden könnte Fahrplansprünge Approximation durch mittelwertfreie Normalverteilung, Parametrierung von σ bei Modellkalibrierung (σ = 344,4 MW) Stundensprünge über Lastrauschen berücksichtigt Kraftwerksausfälle BNetzA-Kraftwerksliste und Ausfallhäufigkeiten nach VGB 6

7 Ansatz zur situativen Regelleistungsbemessung (veränderte) Annahmen für 2030 Wind-/PV-Prognosefehler Skalierung der Verteilungen 2013 Installierte Leistung 2030 (NEP Szenariorahmen 2015): Verbesserung der Prognosegüte von Wind (und PV) um 44 % ggü (dena Netzstudie II): EE-Rauschen Annahme normalverteilt, Parametrierung über Gradienten der 15-Minuten- Erzeugungsmittelwerte Kraftwerksausfälle Kraftwerksliste NEP Szenariorahmen 2015 und Ausfallhäufigkeiten nach VGB 7

8 Ergebnisse der Regelleistungsbemessung Entwicklung des zukünftigen RL-Bedarfs (statische Bemessung) Reservebedarf in MW Sicherheitsniveau 99,975 % ÜNBa) ber. ber. Gesamtreserve Positiv % (GRL = SRL + MRL) Negativ % Sekundärreserve (SRL) Positiv % Negativ % Minutenreserve (MRL) Positiv % Negativ % Anstieg des Gesamtreservebedarfs um rund 30 % Pos. SRL-Bedarf steigt vor allem durch Veränderungen des konventionellen Kraftwerksparks Durch EE verursachte Leistungsungleichgewichte hängen stark von EE-Ausbau und Entwicklung der Prognosegüte ab a) vgl. Monitoringbericht 2014 der BNetzA 8

9 Ergebnisse der Regelleistungsbemessung 9

10 WILMAR Joint Market Model Bestimmung des kostenminimalen kurzfristigen Kraftwerkseinsatzes Deckung von Strom- und Wärmenachfrage Berücksichtigung technischer Restriktionen von Kraftwerken Netzrestriktionen Rollierende Planung mit zwei Planungsperioden 1) Optimierung des Kraftwerkseinsatzes aus Vortagessicht ( Day-ahead ) 2) Anpassung des Kraftwerkseinsatzes untertage an neue Informationen ( Intraday ) Geografische Abdeckung: EU-28, Norwegen, Schweiz, restl. Balkanstaaten Modelliertes Regelleistungsmarktdesign Spinning Reserve (SRL) Tägliche vs. stündliche Produktzeitscheiben Non-Spinning Reserve (MRL) Stündliche Produktzeitscheiben Ausschreibung und Beschaffung von SRL und MRL erfolgt Day-ahead Vorgehaltene Regeleistung vorgegebener Reservebedarf Marginal Pricing Keine Modellierung von Regelenergieabrufen 10

11 Preisbildung am Regelleistungsmarkt Rotierende (Spinning) Reserve Börsenstrompreis Stehende (Non-Spinning) Reserve Börsenstrompreis RL-Preis in /MW/h RL-Preis in /MW/h Grenzkosten in /MWh Grenzkosten in /MWh inframarginal extramarginal Wenn Börsenstrompreis > Grenzkosten (inframarginal), dann führt Angebot von RL bei rotierender und stehender Reserve zu Opportunitätskosten (RL-Preis > 0) Wenn Börsenstrompreis < Grenzkosten (extramarginal), dann führt Angebot von RL bei rotierender Reserve zu Verlusten am Strommarkt (RL-Preis > 0) stehender Reserve zu keinen Verlusten (RL-Preis = 0) 11

12 Auswirkungen auf Regelleistungspreise und Vorhaltekosten Täglich statisch vs. stündlich statisch Reduzierung der Vorhaltekosten von 192,5 auf 129,7 (-62,8) Mio. Euro/Jahr Kürzere Produktzeitscheiben reduzieren (im mittel) Opportunitätskosten und Verluste am Strommarkt Stündlich statisch vs. stündlich situativ Reduzierung der Vorhaltekosten von 129,7 auf 121,6 (-8,1) Mio. Euro/Jahr Geringerer situativer SRL-Bedarf in Nebenzeiten führt zu geringeren SRL-Preisen Pos. SRL Neg. SRL 12

13 Auswirkungen auf Regelleistungspreise und Vorhaltekosten Regelleistungsvorhaltung nach Energieträger/Technologie Kürzere Produktzeitscheiben führen zu einer verstärkten Vorhaltung durch Gasturbinenkraftwerke und Pumpspeicherwerke Pos. SRL und MRL werden überwiegend durch Pumpspeicherwerke vorgehalten 13

14 Auswirkungen auf Regelleistungspreise und Vorhaltekosten Wechselwirkungen mit Strommarkt Bei kürzeren Produktzeitscheiben erfolgt RL-Vorhaltung durch Kraftwerke nahe dem Grenzkraftwerk Mehr inframarginale Kraftwerke (BK, SK) stehen für den Spotmarkt zur Verfügung Sinkender Strompreis (in Euro/MWh) 2030_täglich_statisch 2030_stündlich_statisch 2030_stündlich_situativ 49,87 49,76 49,70 Geringerer Strompreis führt zu einem verstärkten Export (in TWh) 2030_täglich_statisch 2030_stündlich_statisch 2030_stündlich_situativ 6,98 7,12 8,25 Auswirkungen auf die Wohlfahrt (täglich_statisch vs. stündlich_situativ) Anstieg der Konsumentenrente um 74 Mio. Euro/Jahr in DE Anstieg der Produzentenrente um 27 Mio. Euro/Jahr in DE 14

15 Fazit Zukünftig steigender Reservebedarf Durch Ausbau von fluktuierenden EE und Umbau des Kraftwerksparks Minderung des Anstiegs neben Verbesserung der Prognosegüte durch situative bzw. dynamische Reservebemessungsverfahren Weiterentwicklung des aktuellen Regelleistungsmarktdesigns Hohes Kostensenkungspotenzial durch Verkürzung der Produktzeitscheiben Zusätzliches Kostensenkungspotenzial durch zeitlich differenzierte (situative bzw. dynamische) Reservebedarfe Zentrale Rolle von Pumpspeicherwerken bei der Vorhaltung von (pos.) Regelleistung in 2030 Weitere Forschungsschwerpunkte Dynamische Reservebemessung durch Berücksichtigung konditionaler Wahrscheinlichkeitsdichteverteilungen aller Ursachen Modellierung von Portfolien zur Vorhaltung von Regelleistung (führt zu geringerem Kostensenkungspotenzial) 15

16 Vielen Dank! Fragen? M.Sc. Michael Bucksteeg Lehrstuhl für Energiewirtschaft, Universität Duisburg-Essen Universitätsstraße Essen Tel /

17 Annex 17

18 Annex Ausfallhäufigkeiten von Kraftwerken Häufigkeit Totalausfall in 1/a Häufigkeit Teilausfall in 1/a Rel. Leistungseinschränkung bei Teilausfall in % Kernenergie Steinkohle Braunkohle Mineralölprodukte GuD Gasturbinen

19 Annex Reduzierter Regelleistungsbedarf bei situativer Bemessung Peak Off-Peak Off-Peak Peak Off-Peak GRL pos , neg 446-1,180-2,500-1, ,008 SRL pos neg MRL pos , neg ,