Fundamentale Regelleistungspreisprognosen · Institut für Energietechnik . Sebastian Spieker •...

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


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

3



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

4



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



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



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“



Modellierung 8

Allg. technische Kraftwerksparameter Laständerungsgeschwindigkeit, Teillastverhalten, Mindestlast,… Anfahrkosten Brennstoffmehrbedarf (abhängig von der Kraftwerksstillstandszeit),… KWK Fernwärmenetze, PQ-Diagramme, P2H,…

Thermische Kraftwerke

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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,…



-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



STROMMARKT 2035

10



Stromerzeugung 2035 (4 Wochen) 11

Frühling Winter Sommer Herbst



-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



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



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



Regelleistungsvorhaltung: 2035 (Base) 15



Regelleistungsvorhaltung: 2035 (High Flex) 16



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



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



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



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 -



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)

21



22

Dipl.-Ing. Sebastian Spieker [email protected] http://www.energietechnik.tu-berlin.de Institut für Energietechnik Fachgebiet Energietechnik und Umweltschutz Technische Universität Berlin Marchstraße 18, 10587 Berlin Tel.: ++49 (0)30 314-24763 Fax: ++49 (0)30 314-21683


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