Hintergrundmaterial

Die Eingangsdaten zur Modellierung der Erzeugung elektrischer Energie im gesamten europäischen Stromsystem fließen in ein von Pöyry Management Consulting entwickeltes ökonomisches Marktmodell namens BID3 ein. Aus den Eingangsgrößen wird unter festgelegten Restriktionen/Profilen ein Optimum ermittelt: Ziel ist die Minimierung der variablen Stromerzeugungskosten im Gesamtsystem. Für alle 8.760 Stunden eines Jahres wird der Einsatz aller stromerzeugenden Kraftwerke in Europa im Zieljahr 2024 bzw. 2034 bestimmt. Annahme ist, dass die Nachfrage auf stündlicher Basis stets befriedigt wird. Im Modell wird somit ein Gleichgewicht zwischen Nachfrage und Erzeugung hergestellt.

Die Optimierung erfolgt über einen Zeithorizont von jeweils zehn Tagen. Die ersten sieben Tage werden als Ergebnisse der Modellierung gespeichert, während die Resultate der letzten drei Tage verworfen werden. Für die Optimierung der zweiten Woche werden der Kraftwerksstatus und die Pumpspeicherfüllmengen am Ende des siebten Tages übernommen. Dieses Vorgehen stellt sicher, dass die Ergebnisse der wöchentlichen Modellierung konsistent mit dem Kraftwerksstatus am Ende der vorherigen Woche sind, aber gleichzeitig vollkommene Voraussicht der Marktteilnehmer nur über einen kurzen Zeitraum angenommen wird.

Der Kraftwerkseinsatz von einzelnen Erzeugungsanlagen wird basierend auf den jeweiligen variablen Kosten der Stromerzeugung bestimmt. Die variablen Kosten setzen sich aus Brennstoff-, Transport-, CO2- und anderen operativen Kosten zusammen und berücksichtigen darüber hinaus den Wirkungsgrad jedes Kraftwerks.

Es wird angenommen, dass alle Kraftwerke kostenorientiert anbieten und in Reihenfolge der Merit-Order zugeschaltet werden: Die verfügbaren Kraftwerke werden in der Reihenfolge ihrer jeweils geringsten Grenzkosten eingesetzt, bis genügend Einspeiseleistung vorhanden ist, um die Last zu jedem Zeitpunkt zu decken. Zu den variablen Kosten der Stromerzeugung zählen die Brennstoffpreise, aber auch die Kosten für CO2-Emissionszertifikate, sodass die europäischen Klimaziele im Marktmodell implizit berücksichtigt sind. Die Grenzkosten des letzten Kraftwerks, das benötigt wird um den Strombedarf zu decken, bestimmen den Preis für den gesamten aktuell gehandelten Strom an der Strombörse. Die vorrangige Einspeisung der aus erneuerbaren Quellen gewonnenen Energien wird im Modell und auch in der Realität dadurch abgebildet, dass sie in der Merit-Order aufgrund der sehr geringen variablen Kosten an erster Stelle stehen und vor allen anderen Kraftwerken mit höheren variablen Kosten eingesetzt werden.

Die simultane Optimierung des Kraftwerkseinsatzes auf europäischer Ebene hat zur Folge, dass aufgrund des grenzüberschreitenden Energieaustausches kostengünstigere Anlagen im Ausland inländischen Kraftwerken mit höheren Erzeugungskosten vorgezogen werden können.

Als Ergebnisse der Optimierung ergeben sich in stündlicher Auflösung:

  • der Kraftwerkseinsatz im gesamten europäischen Stromsystem inklusive der Erzeugung aus regenerativen Energien
  • die Erlöse von Kraftwerksgruppen
  • die Leistungsflüsse über Grenzkuppelstellen sowie zukünftige Großhandelspreise für jedes Land bzw. Marktgebiet

Zudem werden anhand dieser Resultate weitere Ergebnisgrößen, z. B. Treibhausgasemissionen und Primärenergieverbrauch, im Stromsektor als auch in der Stromerzeugung aus KWK-Anlagen berechnet.


Restriktionen
Im Einzelnen berücksichtigt das Modell diverse Restriktionen bei der Modellierung einzelner Kraftwerkstypen:

  • KWK-Kraftwerke müssen entsprechend ihres Wärmebedarfs betrieben werden, der in Abhängigkeit ihrer Funktion (Fernwärmebereitstellung oder industrielle KWK) von Stunde zu Stunde variieren kann.
  • Wasserkraftwerke sind von den jeweiligen Zufluss-Mengen und Speicherfüllständen abhängig.

Konventionelle Kraftwerke werden von kraftwerksinternen Dynamiken wie Anfahr- und Abfahrvorgänge, minimalen Mindesteinsatz- und Stillstandzeiten, Mindestleistungen oder Instandhaltungsarbeiten eingeschränkt. Die temperaturabhängigen Anfahrkosten eines Kraftwerksblocks oder Betriebskosten unter Teil-Last werden in der Optimierung ebenfalls berücksichtigt.


Eingangsgrößen
Die Modellierung basiert auf einer Reihe von Eingangsgrößen, die im Modell verarbeitet werden. Generell modelliert BID3 zukünftige Szenarien, basierend auf konsistenten historischen Wetter- und Nachfragejahren. Für die Marktmodellierung des NEP 2014 wird das Wetterprofil des Jahres 2011 angewendet. Die Wetterjahresprofile setzen sich aus diversen Faktoren zusammen:

  • historische stündliche Nachfrageprofile, basierend auf aufgezeichneten Daten
  • historische stündliche Windgeschwindigkeiten und Sonneneinstrahlung in einem geographischen Raster als Rohdaten zur Berechnung der Produktion von wetterabhängigen erneuerbaren Energiequellen,
  • historische Zufluss-Mengen von Speicherkraftwerken, basierend auf aufgezeichneten Daten.


Stromnachfrage
Die Zeitreihen der Nettostromnachfrage für die Jahre 2024 und 2034 basieren auf den durch den Szenariorahmen festgelegten Werten. Das verwendete historische Nachfrageprofil entspricht dem des Jahres 2011.


Parameter der Erzeugungseinrichtungen

Konventionelle Kraftwerke
Konventionelle Kraftwerke wurden in der Modellierung bis zu einer minimalen Größe von 10 MW detailliert blockscharf abgebildet und simuliert. Zur Ermittlung des Kraftwerkseinsatzes wurden technische Parameter wie Wirkungsgrade, geplante und ungeplante Nicht-Verfügbarkeiten, Anfahr- und Abfahrzeiten, Mindesteinsatz- und Stillstandzeiten, Mindestleistung, Leistungsgradienten und temperaturabhängige Anfahrkosten berücksichtigt. Diese variieren mit dem Kraftwerksalter und der eingesetzten Technologie. Bei der Modellierung noch nicht existierender Kraftwerke wurden Annahmen bezüglich deren technischer Parameter unter Berücksichtigung absehbarer technologischer Entwicklungen getroffen.

Brennstoffkosten
Brennstoffpreise am deutschen Grenzübergang und CO2-Preise wurden, wie im Szenariorahmen festgelegt, genutzt. Die anfallenden Transportkosten von der deutschen Grenze bis zum Kraftwerk unterscheiden sich je nach Erzeugungstechnologie. Da Braunkohlekraftwerke in direkter Nähe des versorgenden Abbaus liegen, sind die geringen Transportkosten in der Regel in den variablen Brennstoffkosten enthalten oder vernachlässigbar gering. Bei Erdgas bestehen die Kosten in Deutschland auch aus einem hohen fixen Anteil, womit die Leistung/Kapazität der jeweiligen Kraftwerke abgebildet ist. Andere europäische Länder werden auf Basis ihres Gastransportkostensystems behandelt. Für die Ermittlung der Steinkohletransportkosten in Deutschland wurden die relevanten Standorte analysiert und Kraftwerke auf Basis transportkostenrelevanter Faktoren gruppiert.

Wasserkraftanlagen
Das Modell unterscheidet grundsätzlich drei Typen von Wasserkraftanlagen: Speicherkraftwerke, Laufwasserkraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke. Auf Basis des Szenariorahmens wurden für den NEP 2014 Laufwasserkraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke modelliert. Bei Laufwasserkraftwerken wird die Erzeugung als Teil ihrer jeweiligen Kapazität anhand eines vordefinierten Profils bestimmt, welches auf historischen Zuflüssen und Produktionswerten basiert. Pumpspeicherkraftwerke werden in Abhängigkeit von Pumpkapazität, Speicherkapazität, natürlichem Zufluss und Speichernutzungsgrad zugeschaltet.


Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen
Die Kapazitäten der Erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen wurden in allen europäischen Ländern als Teil des Szenariorahmens festgelegt. Die Erzeugung der erneuerbaren Energien wird jeweils basierend auf Profilen für das Wetterjahr 2011 für die verschiedenen Technologien bestimmt. Bei wetterabhängigen Technologien wie Solar- oder Windkraft wird die stündliche Erzeugung aus Daten zur Windgeschwindigkeiten und Sonneneinstrahlung abgeleitet.

Erneuerbare Energien werden bei der Kraftwerkseinsatzplanung nach dem Merit-Order-Ansatz aufgrund der geringen variablen Erzeugungskosten als erstes eingesetzt. Nichtsdestoweniger kann die Produktion aus erneuerbaren Energiequellen im Modell eingeschränkt werden, obwohl die Nachfrage zu diesem Zeitpunkt nicht ausschließlich aus regenerativen Quellen gedeckt werden kann. Grund dafür sind beispielsweise KWK-Anlagen, die aufgrund von Heißwasser- oder Dampfproduktionsanforderungen zum Betrieb gezwungen sind und vom Modell als sogenannte „Must-Run“-Kraftwerke behandelt werden. Darüber hinaus sind konventionelle Kraftwerkstypen aufgrund von Anfahrvorgängen oder minimalen Mindesteinsatzzeiten nicht flexibel genug, um auf stündliche Schwankungen wetterabhängiger Stromerzeugung reagieren zu können. Zu Zeiten hoher Wind- und Solarerzeugung ist es demnach möglich, dass die Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen eingeschränkt werden muss und die Nachfrage aus einer Kombination nicht ausschaltbarer konventioneller Kraftwerke und erneuerbarer Energien gedeckt wird.


Übertragungskapazitäten ins Ausland
Die absolute Höhe von Übertragungskapazitäten zwischen benachbarten Marktgebieten wird anhand von Nettoübertragungskapazitäten modelliert, die ebenfalls im Szenariorahmen für 2024 und 2034 festgelegt wurden. Saisonale Schwankungen in den verfügbaren Kapazitäten wurden in der Modellierung berücksichtigt. Grenzüberschreitende Stromflüsse werden unter einem Marktkopplungsansatz optimiert und stellen somit die Handelsflüsse zwischen benachbarten Staaten dar. Diese stimmen nicht zwingend mit physikalischen Stromflüssen überein, bilden jedoch den gehandelten Stromaustausch zwischen verschiedenen Märkten ab.


Bereithaltung von Reservekapazitäten
Im Modell werden der Strommarkt und die Vorhaltung von Regelenergie simultan optimiert. Während die Bereitstellung ausreichender Regelenergie als Restriktion im Modell berücksichtigt wird, sind die Lieferung von Regelenergie und das Redispatching von Kraftwerken nicht modelliert. Ausgehend vom Regelenergietyp werden ausreichend Kapazitäten von Kraftwerken, die bereits zugeschaltet sind oder unverzüglich gestartet werden können, vom Markt zurückgehalten. Der Regelenergiebedarf wird, basierend auf den größten Anlagen im System, Nachfragespitzen und Windkapazitäten und deren durchschnittlichen Prognosefehlern, für verschiedene Zeitfenster berechnet.


Übertragungsengpässe innerhalb des Marktgebietes
Übertragungsengpässe innerhalb eines gegebenen Landes bzw. Marktgebietes werden in der Marktsimulation nicht berücksichtigt (Annahme einer idealen Leiterplatte). Dementsprechend kann nicht von einer direkten Übereinstimmung der modellierten Resultate und der tatsächlichen Marktergebnisse ausgegangen werden.