Simulation des europäischen Strommarktes als Baustein der Netzentwicklungsplanung

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1 Simulation des europäischen Strommarktes als Baustein der Netzentwicklungsplanung Tobias Findeisen Gurobi Anwendertage 2017 Frankfurt a. M., 06. Februar

2 Themenübersicht Bundesnetzagentur Hintergrund Optimierungsmodell Performance 2

3 Die Bundesnetzagentur (BNetzA) Bundesbehörde im BMWi-Geschäftsbereich Durch Regulierung in den Netzmärkten Wettbewerb fördern und einen diskriminierungsfreien Netzzugang gewährleisten Telekommunikation & Post (seit 1998) RegTP Strom und Gas (seit 2005) BNetzA Eisenbahnen (seit 2006) Ausbau des dt. Höchstspannungsnetzes seit 2011: Netzausbaubeschleunigungsgesetz z.b.: prüft & bestätigt die Netzentwicklungspläne Mitarbeiter ca Energie-Abteilung: 200 3

4 Hintergrund: Erzeugungsstruktur, Pfad 2030 Offshore Wind 2021 Quelle Zubauraten: Ausbaupfad gem. 3 EEG und Genehmigung der Bundesnetzagentur zum Szenariorahmen für die Netzentwicklungspläne Strom , Szenario B 2030 Onshore Wind Installierte Leistung 2015: 3,4 GW 2030: 15,0 GW Zubau: 11,6 GW Installierte Leistung 2015: 41,2 GW 2030: 58,5 GW Zubau: 17,3 GW Photovoltaik Stilllegungsanzeigen Kernkraftausstieg (bis 2022) Installierte Leistung 2015: 39,3 GW 2030: 66,3 GW Zubau: 27,0 GW geplante Stilllegung bereits stillgelegt Stilllegung von Braunkohlekraftwerken: 2,7 GW (2023) 10,8 GW 4

5 Hintergrund: EE-Ausbau Referenzjahr 2013 Szenario B 2025 Szenario B 2035 Quelle: Netzentwicklungsplan Strom 2025, Version 2015, 2. Entwurf 5

6 Hintergrund: Das Jahr 2025 mit Netzausbau Die Abbildungen zeigen schematisch, wie oft und welche Teile eines (realisierten) Netzes überlastet wären (gemäß Szenario B2 2025): Die Herausforderungen: Ausbau EE-Anlagen Abschaltung Kernkraftwerke Stilllegung konventioneller Kraftwerke Europäischer Strombinnenmarkt Netz gem. EnLAG Netz gem. EnLAG und BBPlG 6

7 Modell Prüfungsprozess des Netzentwicklungsplans (d.h. Netzausbaubedarf) vollständig selbst erledigen Marktlicher Kraftwerkseinsatz notwendig, um Netzberechnungen durchführen zu können Netzauslastung Redispatch Lieferung des marktlichen Kraftwerkseinsatzes mittels Simulation des europäischen Strommarktes Lösung des entsprechenden Optimierungsmodells 7

8 Modell Was wird berechnet? Der europäische, blockscharfe und kostenminimale Kraftwerkseinsatz Wie erfolgt die Berechnung? Je Gebotszone gemäß Merit-Order-Prinzip Day-Ahead Markt = Taktgeber des Stromgroßhandels Gebotszonen sind miteinander verbunden Market-Coupling Welches Werkzeug wird genutzt? Gemischt-ganzzahlige lineare Optimierung ( GGLP bzw. MILP ) 8

9 Modell Wie sieht das MILP- Modell aus? Grundstruktur = Market-Coupling Knoten = Gebotszone Kante = Übertragungskapazität 9

10 Modell: Die Formulierungen Wie sieht das MILP-Modell aus? Zielfunktion Market-Coupling NTC Kraftwerke Commitment Pmin, Pmax Rampen Mindestbetriebs- und Stillstandszeiten Startkosten Nichtverfügbarkeit Must-Run Speicher min t T p g,t g G g G bz Q1 Erzeugung + p t,nbz bz nbz Q2 Import Res = P t,bz u t u t 1 = v t w t p g,t P g P g u g,t C g P P g u g,t + p g,t i Grenzkosten S1 Residual last p g,t p g,t 1 RR g & t i=t TU+1 v i + C g SU v g,t aus + p c,τ t c C bz τ=1 Q3 Turbinieren + p t,bz nbz nbz S2 Export ii Start kosten u t & w i 1 u t 0 W c,0 + Η ein ein c p c,τ t τ=1 t i=t TD+1 + Prod + s t,bz p g,t + p g,t 1 RR g 1 Η c aus t τ=1 p aus c,τ Q4 Mangel Erzeugung ein + p c,τ t c C bz τ=1 S3 Pumpen W c,max Prod + K Load slack Load + s t,bz S4 Mangel Last s Prod Load t,bz + s t,bz bz BZ iii Strafkosten für Slackeinsatz t, bz 10

11 Modell: Der ROH (Frühes Modell) Herausforderung: Reichweite Ziel Lösung: Der Rollierende Optimierungshorizont (ROH) Zeitraum Zeitpunkte Rollierende Optimierung Vorausblick Aktueller Zeitpunkt 11

12 Performance: Beispielhafte Jahresrechnung Kraftwerke Blockscharf, ca Market-Coupling (Graph) 37 Knoten bzw. Gebotszonen 132 Kanten (NTCs) Speicher Aggregat pro Knoten ROH Basis = 7 Tage Vorausblick = 3 Tage Gurobi MIPGap = 0,01% Angepasstes Parameterset Modell-Statistik des ersten 10 Tage Ausschnitts Rechner Nonzeros 15,8 Mio. Nebenbedingungen 3,1 Mio. Variablen 3,6 Mio. kontinuierliche 1,5 Mio. binäre 2,1 Mio. Xeon E ,6GHz 64 GB DDR

13 Performance: Beispielhafte Jahresrechnung Performance eines Jahreslaufes: Performance eines Jahreslaufes miteinzelnen Speichern: 13

14 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. Tobias Findeisen