Einfluss von Nodal Pricing in Deutschland auf Deckungsbeiträge von Gaskraftwerken und Power-to-Gas

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1 Foto: Martin Braun Einfluss von Nodal Pricing in Deutschland auf Deckungsbeiträge von Gaskraftwerken und Power-to-Gas Vortrag im Rahmen des 15.Symposium Energieinnovation 2018 Moritz Nobis

2 Präsentation Gliederung Motivation und Zielsetzung Grundlagen zum Locational Marginal Pricing Modellbeschreibung Exemplarische Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick 2

3 Präsentation Gliederung Motivation und Zielsetzung Grundlagen zum Locational Marginal Pricing Modellbeschreibung Exemplarische Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick 3

4 BUNDESNETZAGENTUR 39 Motivation und Zielsetzung Ausgangssituation Wandel der deutschen Kraftwerksparkstruktur BUNDESNETZAGENTUR 39 Redispatch 4. Quartal Steigender Anteil erneuerbaren Energien - Dezentrale Einspeisesituation Deutsches Marktgebiet nicht engpassfrei - Verzögerter Netzausbau - Erheblicher Redispatchbedarf - Umlage der Kosten auf Endkunden Redispatch-Arbeit (Reduzierung und Erhöhung) Arbeit (in GWh) Redispatch-Arbeit (Reduzierung & Erhöhung) Bundesnetzagentur Abbildung 4: Dauer von strombedingten Redispatchmaßnahmen auf den Quelle: am stärksten betroffenen Netzelementen im vierten Quartal 2016 gemäß Meldungen der ÜNB Abbildung 4: Dauer von strombedingten Redispatchmaßnahmen auf den am stärksten betroffenen Netzelementen im vierten Quartal 2016 gemäß Meldungen der ÜNB 4

5 BUNDESNETZAGENTUR 39 Motivation und Zielsetzung Wandel der deutschen Kraftwerksparkstruktur BUNDESNETZAGENTUR 39 Redispatch 4. Quartal Steigender Anteil erneuerbaren Energien - Dezentrale Einspeisesituation Motivation: Zukünftig notwendige im aktuellen Marktdesign erfordern die Deutsches Marktgebiet nichtredispatchmengen engpassfrei Evaluierung alternativer Marktmechanismen - Verzögerter Netzausbau - Erheblicher Redispatchbedarf Im derzeitigen Marktdesign kanibalisieren sich Erneuerbare, Gaskraftwerke und - UmlageSpeicher der Kosten auf Endkunden Redispatch-Arbeit (Reduzierung und Erhöhung) Arbeit (in GWh) Redispatch-Arbeit (Reduzierung & Erhöhung) Zielsetzung: Entwicklung eines gesamtkostenminimierenden Kraftwerkseinsatzmodells unter Berücksichtigung von Netznebenbedingungen Quantifizierung der Auswirkung einer Systemumstellung für Gaskraftwerke und P2G Bundesnetzargentur Abbildung 4: Dauer von strombedingten Redispatchmaßnahmen auf den Quelle: am stärksten betroffenen Netzelementen im vierten Quartal 2016 gemäß Meldungen der ÜNB Abbildung 4: Dauer von strombedingten Redispatchmaßnahmen auf den am stärksten betroffenen Netzelementen im vierten Quartal 2016 gemäß Meldungen der ÜNB 5

6 Präsentation Gliederung Motivation und Zielsetzung Grundlagen zum Locational Marginal Pricing Modellbeschreibung Exemplarische Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick 6

7 Locational Marginal Pricing (LMP) Grenzfallbetrachtung Fall MW 30 /MWh 40 /MWh Grenzkraftwerk bei marginaler Veränderung /MWh Knoten 1 40 /MWh Kapazität = 600 MW resultierender Wirkfluss = 500 MW Knoten 2 40 /MWh Last 200 MW Einheitlicher Preis Last 500 MW 7

8 Locational Marginal Pricing (LMP) Grenzfallbetrachtung Fall MW /MWh 40 /MWh Grenzkraftwerk Grenzkraftwerk /MWh Knoten 1 30 /MWh Last 200 MW Kapazität = 300 MW Beschränkte Kapazität resultierender Wirkfluss = 300 MW Knoten 2 40 /MWh Last 500 MW Knotenpreis 1 Knotenpreis 2 8

9 Präsentation Gliederung Motivation und Zielsetzung Grundlagen zum Locational Marginal Pricing Modellbeschreibung Exemplarische Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick 9

10 Modellbeschreibung Übersicht (I) 10

11 Modellbeschreibung Übersicht (II) Input EE-Einspeisung Stufe 1 Zielfunktion: Kostenminimale Lastdeckung in ENTSO-E m ! :;< =,?, A "B< =,? % )DN=+A* *M: 2! :;< = =! "#$%?, * 834! :;< =,?, * : C+0)*D1E F+) GH.I*J+H?) = 01 * A "B< =,? : KH+1L?M)*+1 F+) GH.I*J+H?)N-MA?) =! "#$% : '()*+,-.)* Kraftwerke Speicher 7 Übertragungskapazitäten Lasten Stufe 2 )DN=+A* *M: RS " 2 UVWS U 6 RS " -, * 634 RS " : *h+h,0)ah+ Z+-.)*N.H?+0* F+H C+0*D1E - U 6 : C+0)*D1E)ä1F+HD1E.1 G1M*+1? UVWS 6," : UVWS F+) G1M*+1)?.DI C+0*D1E - Output Blockscharfe Kraftwerksund Speicherfahrpläne 11

12 Modellbeschreibung Definition von Knotenpreisen Leitungsnebenbedingung Flussbasiertes Engpassmanagment Sensitivitäten (PTDFs) N-1 Abschätzung: 70% der Übertragungskapazität Engpasskosten Umlage auf Knoten mittels PTDF Matrix PTDFs von weit entfernten Leitungen vernachlässigt = 0 #234 $, 5 0,01 #234 $, 5 Z $, 5 = #234 $, 5 #234 $, 5 > 0,01 Berechnung der Knotenpreise )!"# $, & = ( )*+, & +. #234 $, 5 6 ( )78,9:; &, 5 $, & /01!"# $, & : #F@G>?@> TCO&@C> $ UBW X@G&EBC$& &!=>&?@A$BCD>EF@G> ( /"Kh) NCDE=>>$O>&@C ( /"Kh) ( )*+, & : VAh=&&@CEF@G>?@F!=>&?@A$BCD UBW X@G&EBC$& & #234($, &): #OQ@F 2F=C>R@F 3G>&FGSB&GOC 4=A&OF?@> TCO&@C> $ UBF!@G&BCD 5 ( )78,9:; &, 5 : VAh=&&@CEF@G>?@F!@G&BCD 5 UBW X@G&EBC$& & 12

13 Präsentation Gliederung Motivation und Zielsetzung Grundlagen zum Locational Marginal Pricing Modellbeschreibung Exemplarische Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick 13

14 Exemplarische Ergebnisse Kraftwerkseinsatz ohne Netznebenbedingungen (I) Installierte Leistungen in GW (NEP B2025) Stromhandel (in TWh) Erzeugungsmengen 14

15 Exemplarische Ergebnisse Kraftwerkseinsatz ohne Netznebenbedingungen (II) Marktergebnis Einheitlicher Marktpreis (keine Netznebenbedingungen) Stromhandel Import aus PL und CZ Export: Süden + Westen Strompreise Base: 60 /MWh Peak: 65 /MWh Offpeak: 58 /MWh Min: 0 /MWh Max: 143 /MWh Annahmen Übertragungsnetz Spannungsebene: 380 kv kv Projekte: EnLAG, BBP Verzögerung: 2 Jahre 15

16 Exemplarische Ergebnisse Kraftwerkseinsatz mit Netznebenbedingungen (I) Erhöhter Einsatz flexibler Kraftwerke (Gas & Öl) Lastdeckung erfolgt standortnah Wesentliche Abregelung Braunkohle in der Lausitz EE und Steinkohle im Norden Erzeugungsmengen 16

17 Exemplarische Ergebnisse Kraftwerkseinsatz mit Netznebenbedingungen (II) Peak-Knotenpreise Offpeak-Knotenpreise 17

18 Exemplarische Ergebnisse Exemplarische Business Cases Business Case Gaskraftwerke Reduktion an Erzeugungskapazität bis 2025 kompensiert Merit-Order-Effekt teilweise Spezifische Deckungsbeiträge von Gaskraftwerken: Durchschnittliche spezifische Deckungsbeiträge von Gaskraftwerken: 48 /kw*a (Status Quo) 81 /kw*a (Nodal Pricing) à Neubauanreiz gegeben Business Case Power-to-Gas Geschäftsmodell Speicher (Hydro, P2G, ) im Wesentlichen abhängig von volatilem Strompreis Nodal Pricing führt zunächst zu Einer Steigerung der Volatilität (Standardabw.) und Zu Überschussstrom, der beseitigt werden muss àhypothese: Überschussstrommengen im Norden und fehlende Leitungen könnten zu einem Geschäftsmodell für Speicher führen Dennoch keine Investitionssignale in Power-to-H2 + H2-Turbine Power-to-Gas + Verkauf des Gases Lediglich der Betrieb solcher Anlagen ist wirtschaftlich Quelle: pixaby.com 18

19 Präsentation Gliederung Motivation und Zielsetzung Grundlagen zum Locational Marginal Pricing Modellbeschreibung Exemplarische Ergebnisse Zusammenfassung und Ausblick 19

20 Zusammenfassung & Ausblick Zusammenfassung Aktuelle Rahmenbedingung in DE Steigender Transportbedarf (EE) Verzögerter Netzausbau à Ist das aktuelle Marktdesign noch zeitgemäß (ggf. Umstellung auf LMP) Ein Nodal Pricing führt tendenziell zu Standortnaher Lastdeckung bedingt durch netzinterne Engpässe Nord-Süd Preisgefälle in Deutschland vor allem während Peak-Zeiten (8h-20h) Gesteigerte Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken im Süden Noch keine Wirtschaftlichkeit von Power2Gas- Anlagen: Hohe Wirkungsgradverluste Implementierung eines gemischtganzzahligen Ansatzes Abbildung weiterer wesentlicher technischer Rahmenbedingungen Vermeidung von Startkosten à negative Preise Mögliche Verfahren Lagrange Branch and Price Zielfunktionswert Weiterer Forschungsbedarf Dantzig-Wolfe Langrange 20

21 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Moritz Nobis, M.Sc. RWTH Aachen University Abteilung Nachhaltige Übertragungssysteme Tel. +49 (0) 241 / nobis@ifht.rwth-aachen.de 21

22 Problemformulierung F=: " #$%& ((, *) ",- (., *) " // (0, *) " B (0, *) 3h. #$%& 3h.,- 1 2 J 1 2 1h. #$%& 1h.,- 3h. // 3h. B S 1 2 E 1 2 1h. // 1h. B 1h. BC,- 1h. D/-E 45.*60789:;.:0<0:<06=:;9:; Netz:0<0:<06=:;9:; N 1h. BC,- 1h. D/-E 23

23 Exemplarisches Beispiel 3-Knoten-Testnetz Fall 1 Last 400 MW Last 300 MW = - $ - % - + 0,3083 0,4266 0,1183 0,0251 0,2401 0,2150 0,3584 0,0932 0,4516 P $% P %+ P $+!"# $% = 600 )* MW /MWh $ - % 40 /MWh!"# $+ = 300 )*!"# %+ = 300 )* LM"N4. P"40L1QRM.S = LM"N4. P130M.S1. = 47,03 47,03 47, ,42 - $ - % Last 500 MW -./01.#2134 = 47,03 47,03 47,03 B 8 /)*h ,42 8 /)*h = /)*h HIJ =

24 Exemplarisches Beispiel 3-Knoten-Testnetz Fall 2 Last 400 MW Last 300 MW =! "! #! $ 0,3083 0,4266 0,1183 0,0251 0,2401 0,2150 0,3584 0,0932 0,4516 R "# R #$ R "$ /MWh %&' "# = 600 +,! "! # /MWh %&' "$ = 300 +, %&' #$ = 300 +, NO&P4. R&40N1STO.U = 37,68 37,68 37,68! "! #! $! $ Last 500 MW /MWh NO&P4. R130O.U1. = ,38!./01.'2134 = 37,68 37,68 37,68 B 8 /+,h , = 33 FGH 60 8 FGH JKL =