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Technische Universität Berlin
Institut für Energietechnik
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Strommarkttreffen: 2. September 2016
Fundamentale Regelleistungspreisprognosen
Wert von Flexibilität im zukünftigen Regelleistungsmarkt 2035
Dipl.-Ing. Sebastian Spieker FG Energietechnik und Umweltschutz
Prof. G. Tsatsaronis • TU Berlin
Institut für Energietechnik
Sebastian Spieker • IET • TU Berlin Strommarkttreffen 2. September 2016
Fragestellungen 2
► Wert von Flexibilität im zukünftigen Regelenergiemarkt
I. Wie werden sich die Regelleistungspreise langfristig entwickeln?
Zu welchen Kosten kann zukünftig Flexibilität bereitgestellt werden?
II. Welchen Einfluss hat die Erschließung weiterer Flexibilitätsoptionen?
III. Wie hoch ist die wirtschaftliche Bedeutung des Regelenergiemarkts für
thermische Kraftwerke, Pumpspeicher und Flexibilitätsoptionen wie P2H?
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MODELLÜBERBLICK
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Modellbeschreibung
Kriterium Einsatz Modelltyp Fundamentalmodell
Bestimmung des kostenoptimalen Kraftwerkseinsatzes (MILP / CPLEX, Gurobi / GAMS)
Sektoren Strom und Fernwärme
Märkte Spotmarkt (Day-Ahead) Regelleistungsmärkte (PRL, SRL, MR)
Technologien thermische und hydraulische Kraftwerke, erneuerbare Energien, KWK, P2H, Elektromobilität, Lastmanagement
Auflösung stündlich (rollierender Zeithorizont) blockscharf (>75 MW)
Modell-Fokus Preisprognosen für den Spot- und Regelenergiemarkt Kraftwerkstechnik
Region Deutschland zukünftige Strom-Importe/Exporte: Regressionsmodell
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Kraftwerkspark und Brennstoffpreise 5
2014 2035 (NEP2025/B1)
Uran 3,2 -
Braunkohle 1,5 1,5
Steinkohle 9,1 10,4
Erdgas 25,5 37,3
Heizöl (leicht) 63,1 87,4
CO2-Zertifikate [€/t] 6,1 31,0
Installierte Kraftwerkskapazität [GW]
Brennstoffkosten [€/MWhHi]
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George Shuklin Wikimedia Commons
Amiralis Wikimedia Commons
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1 geringfügige Unterschiede gegenüber NEP 2025 (aufgrund blockscharfer Betrachtung erfolgen sowohl Zubau als auch Stilllegung in diskreten Leistungsschritten) 2 inkl. Pumpspeicher in AT, die an das deutsche Stromnetz angeschlossen sind
2014 2035 (NEP2025/B1)1
Kernenergie 12,1 -
Braunkohle 20,9 9,1
Steinkohle 25,8 11,0
Gaskraftwerke 23,0 40,7
Ölkraftwerke 2,2 0,4
Pumpspeicher2 9,2 14,5
Biomasse 5,5 8,4
Wind Onshore 37,1 88,8
Wind Offshore 1,0 18,5
PV 38,3 59,9
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Regelenergiemarkt 6
► Marktbedingungen 2035 ► kalendertägliche Ausschreibung, Produktlänge: 4-Stunden, Bemessungsverfahren: statisch
► Flexibilitätsangebot 2014
LowFlex
2035 Base
HighFlex
therm. Kraftwerkspark Laständerungsgeschwindigkeit - +10% +20% +30%
Mindestlast - -15% -30% -45%
sonst. Flexibilitätsoptionen Batterien (nur PRL) 10 Mwel 100 MWel 200 MWel 300 MWel
P2H
E-Heizer 300 Mwel 500 MWel 700 MWel 1000 MWel
Wärmepumpen - 750 MWel (PQ3: 150 MWel)
1.500 MWel (PQ3: 300 MWel)
2.250 MWel (PQ3: 450 MWel)
Biomasse (flexibel: PBHKW,el x 1,5) 0 MWel (PQ3: 1.000 MWel)
3.000 MWel (PQ3: 2.000 MWel)
6.000 MWel (PQ3: 4.000 MWel)
7.500 MWel (PQ3: 6.000 MWel)
Windenergie - 0%1,2 10%1,2 20%1,2
Photovoltaik - 0%1,2 10%1,2 20%1,2
Elektromobilität (Anzahl Fahrzeuge) - 0 0 4.500.000 1 präqualifizierter Anteil der installierten Leistung; 2 Sicherheitsfaktor PV =2; Sicherheitsfaktor Wind =3 (Sicherheitsfaktor zur Berücksichtigung kurzfristiger Prognoseunsicherheiten); 3 präqualifizierte Leistung
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Regelleistungsbedarf 7
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2025 2035
Reg
elle
istu
ngsb
edar
f [M
W]
SRL (pos.)
SRL (neg.)
MR (pos.)
MR (neg.)
Eigene Berechnung basierend auf dena Studie „Systemdienstleistungen 2030“
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Modellierung 8
Allg. technische Kraftwerksparameter Laständerungsgeschwindigkeit, Teillastverhalten, Mindestlast,… Anfahrkosten Brennstoffmehrbedarf (abhängig von der Kraftwerksstillstandszeit),… KWK Fernwärmenetze, PQ-Diagramme, P2H,…
Thermische Kraftwerke
http://kraftwerke.vattenfall.de
http://kraftwerke.vattenfall.de
Pumpspeicher/ Energiespeicher Speicherkapazität Volumina Oberbecken/Unterbecken, Speicherkaskaden,… Regelfähigkeit hydraulischer Kurzschluss,… Leistung Verhältnis von Be- zu Entladeleistung
Strommarkt
https://www.eex.com/
Märkte Day-Ahead-Spotmarkt & Regelleistungsmarkt Preise modellendogene Preisbestimmung mit Berücksichtigung von Anfahrkosten bzw. vermiedenen Anfahrkosten, Opportunitätskosten,…
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-20
0
20
40
60
80
100
00 48 96 144 192 240 288 336 384 432 480 528 576 624
Stro
mpr
eis
[€/M
Wh]
Stunde
Strompreis EPEX (Day-Ahead)Strompreis Fundamentalmodell
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Stro
mpr
eis
[€/M
Wh]
Stunden
Strompreis EPEX (Day-Ahead)
Strompreis Fundamentalmodell
► Stromerzeugung
► Regelleistungspreise
Modellvalidierung für 2014 9
► Day-Ahead-Spotpreise
Preise [€/MW h] Real Modell
PRL 20,9 17,1
SRL pos. 7,5 6,8
neg. 5,0 5,8
MR pos. 0,5 0,4
neg. 3,8 2,4
Frühling Winter Sommer Herbst
24,4%
15,5%
18,3%
9,9%
0,9%
9,6%
6,1%
7,9%
3,2% 4,2%
AG-Energiebilanzen Modell
24,5%
15,9%
19,0%
9,7%
0,4%
9,6%
6,0%
7,8%
3,5% 3,6%Braunkohle
Kernenergie
Steinkohle
Erdgas
Öl
Wind
PV
Biomasse (inkl. Bio-Abf.)
Wasserkraft
Sonstige
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STROMMARKT 2035
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Stromerzeugung 2035 (4 Wochen) 11
Frühling Winter Sommer Herbst
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-50
0
50
100
150
200
250
300
350
481 529 577 625 2689 2737 2785 4849 4897 4945 4993 7057 7105 7153
Stro
mpr
eis
[€/M
Wh]
Stunde
Strompreis Fundamentalmodell - LowFlex
Strompreis Fundamentalmodell - Base
Strompreis Fundamentalmodell - High Flex
Strompreise 2035 (4 Wochen) 12
Winter Frühling Sommer Herbst
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Preisdauerlinie 2035 13
-50
0
50
100
150
200
250
300
350
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Stro
mpr
eis
[€/M
Wh]
Fundamentalmodell - LowFlex
Fundamentalmodell - Base
Fundamentalmodell - HighFlex
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Regelleistungsvorhaltung: 2035 (Low Flex) 14
-10000
-8000
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
-10000
-8000
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
Reg
elle
istu
ngsb
erei
tste
llung
[MW
]
Stundesonstige Anbieter P2H Emob SW Biomasse
PV Wind PSW Öl GT
KKW GuD SK BK nominale RL
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Regelleistungsvorhaltung: 2035 (Base) 15
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Regelleistungsvorhaltung: 2035 (High Flex) 16
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Vergleich: RL-Vorhaltung 2035
► 2035 LowFlex
► 2035 Base
17
0 MW
500 MW
1.000 MW
1.500 MW
2.000 MW
2.500 MW
3.000 MW
3.500 MW
BK
SK GU
D
GT
Öl
KK
W
PS Wind-O
n
Wind-O
ff
PV BM
P2H
Emob
Sonstige
RL pos
RL neg
0 MW
500 MW
1.000 MW
1.500 MW
2.000 MW
2.500 MW
3.000 MW
3.500 MW
BK
SK GU
D
GT
Öl
KK
W
PS Wind-O
n
Wind-O
ff
PV BM
P2H
Emob
Sonstige
RL pos
RL neg
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Vergleich: RL-Vorhaltung 2035 18
0 MW
500 MW
1.000 MW
1.500 MW
2.000 MW
2.500 MW
3.000 MW
3.500 MW
BK
SK GU
D
GT
Öl
KK
W
PS Wind-O
n
Wind-O
ff
PV BM
P2H
Emob
Sonstige
RL pos
RL neg
0 MW
500 MW
1.000 MW
1.500 MW
2.000 MW
2.500 MW
3.000 MW
3.500 MW
BK
SK GU
D
GT
Öl
KK
W
PS Wind-O
n
Wind-O
ff
PV BM
P2H
Emob
Sonstige
RL pos
RL neg
► 2035 Base
► 2035 HighFlex
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Regelleistungspreise: 2035 19
Preise [€/MW*h]
2014 2035 2035 2035
historisch Low Flex Base High Flex
PRL 20,9 19,27 11,11 3,87
SRL pos. 7,5 12,13 7,86 2,87
neg. 5,0 10,15 2,60 0,18
MR pos. 0,5 4,42 3,69 1,25
neg. 3,9 5,89 1,69 0,13
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Regelleistung: Erlöse 2035 20
Erlöse aus Regelleistungsbereitstellung [€/MW*a]
BK SK GuD GT PSW Wind PV BM P2H (Eheizer)
E-Mobility
(€ pro Fahrzeug und Jahr)
LowFlex 3.984 3.814 3.139 21.453 34.499 - - - 37.573 70.901 -
Base 1.032 653 1.893 16.182 14.743 3.089 5.642 425 10.957 17.376 -
HighFlex 85 52 300 4.837 2.764 183 327 6 810 939 12
onsh
ore
offs
hore
jährliche Erlöse als Anteil der Investitionsaufwendungen
LowFlex 0,3% 0,3% 0,4% 5,4% 2,3% 0,0% 0,0% 0,0% 0,9% 23,6% -
Base 0,1% 0,1% 0,3% 4,0% 1,0% 0,3% 0,2% 0,1% 0,3% 5,8% -
HighFlex 0,0% 0,0% 0,2% 3,2% 0,7% 0,0% 0,0% 0,0% 0,1% 0,8% -
spez. Investitionskosten 2035 [€/kW]
1.500 1.200 750 400 1.500 1.000 2.500 800 4.000 300 -
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Veröffentlichung der Ergebnisse
Szenarien basierend auf dem NEP 2025 ► 2025: LowFlex, Base, HighFlex ► 2035: LowFlex, Base, HighFlex
Datenumfang: stündliche Preiszeitreihen ► Spotpreise (Day-Ahead) ► Preis Primärregelenergie (PRL) ► Leistungspreis Sekundärregelenergie (SRL) ► Leistungspreis Minutenreserve (MR)
Lizenz ► voraussichtlich: CC-BY-NC (Namensnennung, nicht kommerziell, bearbeitbar)
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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!