Analyse energiewirtschaftlicher Kriterien für den Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken

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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