1 Mikro-KWK und virtuelle Kraftwerke – Neue Energielandschaften

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Mikro-KWK und virtuelle Kraftwerke –
Neue Energielandschaften
Augsburg, 7. Oktober 2010
RENEXPO, Messe Augsburg
Michael Steck, Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.

Eneff:Stadt – Auslegung und intelligentes Management optimierter
Energieversorgungsstrukturen auf Quartiersebene
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Die Aktivitäten der FfE auf dem Gebiet „Verbund dezentraler
Anlagen“ werden von SWM und EWE finanziert und vom
Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie gefördert.

Energiekonzept: Ausbau Erneuerbarer
3
Anteil Erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch
in Deutschland in %
70
60
50
40
30
20
10
0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2020 2030 2040 2050
Historischer Verlauf : Erneuerbare Energien in Zahlen - Nationale und internationale Entwicklung.
Berlin: Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU), 2010
Zukünftiger Verlauf: Energiekonzept - Neun Punkte für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung.
Berlin: Bundesregierung Deutschland, 2010
18 %
Klimaziele laut
Energiekonzept 2010
30 %
45 %
60 %
©FfE BMWi-0002 Flexibilisierung von DEA_00362
Der starke Ausbau fluktuierender Einspeiser erfordert
vermehrt Regelleistung – KWK kann hierzu einen wichtigen
Beitrag leisten.

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Akteure des Strommarkts
Haushaltskunden
Kumulierte Verbrauchsprognose
Industriekunden
Individuelle Verbrauchsprognose
Erzeugungsanlagen
Fahrplan nach Einsatzoptimierung
Kleinerzeuger
Kumulierte Prognose
EEG-Anlagen
Ausgliederung in eigenen Bilanzkreis
BKV
ÜNB
(Übertragungsnetzbetreiber)
BKV meldet Fahrplan
(Bezug und Lieferung des BK)
(Bilanzkreisverantwortlicher,
BKV
Stromhändler)
(Bilanzkreisverantwortlicher,
BKV
Stromhändler)
(Bilanzkreisverantwortlicher,
Stromhändler)
EEG-
Bilanzkreis

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Behandlung von Prognoseabweichungen
BKV
(Bilanzkreisverantwortlicher,
Stromhändler)
BKV regelt selbst aus
(Bilanzkreismanagement)
Vertrag:
• intern, bilateral
Vortägiger
Fahrplan
Abweichung
Istwert
VNB
(Verteilnetzbetreiber)
KWK-Anlagen können
einen wichtigen Beitrag
zur Netzqualität leisten
ÜNB
(Übertragungsnetzbetreiber)
ÜNB saldiert und setzt ggfs.
Regelleistung ein
Vertrag:
• öffentliche Ausschreibung
• Präqualifikation
• Arbeits- und
Leistungspreis

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KWK-Anlagen und Minutenreserve
Jährliche Erlöse bei durchgängigem Angebot
Leistungspreise 2008
– Positive Minutenreserve 48.305 Euro/MW
– Negative Minutenreserve 23.642 Euro/MW
Leistungspreise 2009
– Positive Minutenreserve 19.724 Euro/MW
– Negative Minutenreserve 68.210 Euro/MW
Leistungspreise 1.7.2009 – 30.6.2010
– Positive Minutenreserve 13.900 Euro/MW
– Negative Minutenreserve 41.900 Euro/MW

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Theoretisch vermarktbare Minutenreserve
Elektrische Leistung
P max -
P min -
Unterhalb Mindestleistung für
schnellstartende Anlagen nutzbar
1 5 9 13
Sunde
17 21
Positive Minutenreserve
(Im Abruffall: Notkühler,
Speicher)
Negative Minutenreserve
(Im Abruffall: Kessel, Speicher)
Probleme durch eine Prognoseabweichung
• Gemeldeter Fahrplan weicht ab
• Vereinbarte Leistungsbereithaltung/Energielieferung wird verletzt
Lösungen
• Abweichungen intern ausregeln
• Reduzierte Regelenergievermarktung

Simulationsmodell
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Untersuchungsobjekt
2 BHKW mit Spitzenlastkessel und Speicher
Gemeinsame thermische Last (Prognose und Istwerte über 250 Tage)
Optimierungsverfahren: Gemischt Ganzzahlige Lineare Programmierung
Rechenzeit: 1 bis 5 Minuten pro Betrachtungstag inkl. 23 Resttagoptimierungen
BHKW 1
BHKW 2
1
Kessel 1
Kessel 2
2
5
6
12
Speicher 1 Speicher 2
7
8
Q Q
9
10
Sp
3
4
Verbraucher
V1 V2 V3
11

9
Speicherkonzepte
Strompreis in Euro/MWh
60
50
40
30
20
10
Speicherfüllstand Strompreis
Hoher Preis
-> Verkauf
-> Speicherbeladung
120%
100%
80%
60%
40%
20%
0
0%
0 2 4 6 8 10 12 14
Zeit in h
Füllstand des therm. Speichers
„Marktspeicher“ oder
„Regelspeicher“
Die Größe des Marktspeichers kann über die nutzbare Größe in der
Vortagsplanung eingestellt werden, die Größe des Regelspeichers ergibt
sich aus dem Freiheitsgrad zum Zeitpunkt der Prognoseabweichung.
Thermische Last
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Füllstand
Progn. th. Last
Reale th. Last
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
Zeit in h
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Füllstand des therm. Speichers

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Reduzierte Prognose
Thermische Last
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Progn. th. Last
reduzierte Prognose
Reale th. Last
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27
Zeit in h
Vorteil einer reduzierten Prognose:
Überproduktionen und
Fahrplanabweichungen werden reduziert.
Nachteil einer reduzierten Prognose:
Unterproduktionen, die durch den Kessel
ausgeglichen werden müssen, treten
verstärkt auf.
Durch eine reduzierte Prognose lassen sich elektrische
Fahrplanabweichungen reduzieren, allerdings steigt der Anteil der
ungekoppelten Stromerzeugung.

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Prognostizierter und realer Lastverlauf
Leistung
Vortagsfahrplan*)
(Basierend auf der Prognose)
Leistung
Tatsächlicher Fahrplan*)
(Ergebnis nach allen Änderungen)
*) Die Ergebnisse des Vortagsfahrplans werden als ex ante und die Ergebnisse, wie sie sich in der
Simulation am Ende des Tages nach allen Resttagoptimierungen ergeben, als ex post bezeichnet.
• Direktvermarktung von KWK erfordert Prognoseerstellung
• Hoher Einfluss der Prognosegüte auf die Erlöse
• Simulation berücksichtigt Prognoseabweichungen und untersucht
die resultierenden Erlöse

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Speicherbewirtschaftung
Erlöse
110%
100%
90%
80%
70%
60%
50%
Ex Post Erlöse Ex Ante Erlöse
unbegrenzter d10050b Markt- und 100% Marktspeicher, d20b 50% Marktspeicher, d21b 100% Regelspeicher, d22b
Regelspeicher
BK-Abweichung: 4,5% 50% Regelspeicher,
BK-Abweichung: 0,5%
BK-Abweichung: 0,0%
BK-Abweichung: 3,1%
Zielkonflikt: Speichernutzung für Prognoseabweichungen oder für
Folgetagoptimierung nutzen?

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Vergleich der Minutenreservevermarktung
Erlöse
110%
100%
90%
80%
70%
60%
50%
Bilanzkreisverletzung:
< 4,5%
Bilanzkreisverletzung:
< 4,4%
Ex Post Erlöse Ex Ante Erlöse
Bilanzkreisverletzung:
< 4,3%
Bilanzkreisverletzung:
< 1,9%
Bilanzkreisverletzung:
< 3,1%
Bilanzkreisverletzung:
< 1,2%
100% 0_2 Marktsp. LP3 AP0 100% 0_2 LP2 Marktsp. AP0 100% 0_2 Marktsp. LP2 AP1 0_2 100% LP2 Marktsp. AP1 redP 50% 1_2 Regelsp. LP2 AP1 1_2 50% LP2 Regelsp. AP1 redP
Max. MR LP
Kein MR-Abruf MR-AP 72 €/MWh reduzierte Prog MR-AP 72 €/MWh reduzierte Prog.
Kein MR-Abruf
MR-AP 72 €/MWh
MR-AP 72 €/MWh
Durch eine reduzierte Prognose*) und eine Speichervorhaltung für
Prognoseabweichungen lassen sich die Bilanzkreisverletzungen
reduzieren.
*) Reduzierte Prognose
bedeutet, dass nur 90%
der prognostizierten
thermischen Last in die
Einsatzplanung
einfließen.
Wärmeüberproduktionen
treten
dadurch seltener auf,
Unterproduktionen
können mit dem Kessel
ausgeglichen werden.

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Vergleich der Vermarktungspfade (geförderte Anlage)
Zusatzerlöse ex post (ex ante)
Erlöse
120%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
-20%
-40%
-60%
KWK-
Bonus
Wärmeerlös
Vermiedene
Netznutzung
Stromerlös
Betriebskosten
+0,2% (+3,7%) +7,0% (+10,6%) +9,3% (+13,0%)
wärmegeführt DA-Vermarktung DA- / MR-Vermarktung
(mittlerer Leistungspreis)
DA- / MR-Vermarktung
(max. Leistungspreis)
Durch eine optimierte Direkt- und Regelenergievermarktung ließen sich
ohne Prognoseabweichungen Zusatzerlöse von bis zu 13 %
erwirtschaften, durch Prognoseabweichungen reduzieren sich die
Zusatzerlöse auf max. 9,3 %.

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Vergleich der Vermarktungspfade (ungeförderte Anlage)
Erlöse
120%
100%
80%
60%
40%
20%
0%
-20%
-40%
-60%
-80%
Wärmeerlös
wärmegeführt
Stromerlös
Betriebskosten
+6,6% (+9,8%)
DA-Vermarktung
Durchschnittspreis
+14,8% (+17,9%)
DA- / MR-Vermarktung
(mittlerer Leistungspreis)
Bei Anlagen ohne KWK-Förderung sind die Zusatzerlöse
identisch, fallen jedoch stärker ins Gewicht.
+17,8% (+21,1%)
DA- / MR-Vermarktung
(max. Leistungspreis)

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Zusammenfassung
Aus der durchgeführten Simulation mit 2 KWK Anlagen lassen sich folgende
Zusatzerlöse einer ungeförderten Anlage ableiten:
Zusatzerlöse aus Direktvermarktung (Day-Ahead-Markt):
• Prognostiziert (ohne Prognoseabweichung): + 9,8 %
• Unter Berücksichtigung von Prognoseabweichungen: + 6,6 %
Zusatzerlöse aus Direkt- und Minutenreservevermarktung:
• Prognostiziert (ohne Prognoseabweichung): + 17,9 … 21,1 %
• Unter Berücksichtigung von Prognoseabweichungen: + 14,8 … 17,8 %
Bei der Direktvermarktung können nicht alle Fahrplanabweichungen
korrigiert werden, vereinzelt treten durch Über- und Unterproduktionen
Bilanzkreisverletzungen auf.

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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!
Ansprechpartner:
Dipl.-Ing. Michael Steck
+49 (89) 158121-22
msteck@ffe.de
Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.
Am Blütenanger 71
80995 München
http://www.ffe.de

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Schema eines Regelleistungsabrufs 1/3
• th. Last
• th.+ el. Erz.
• SLK (teuer)
• th. Speicher
Zentrale
KWK1
• th. Last
• th.+ el. Erz.
• SLK (billig)
• th. Speicher
el. Last (Prognose)
KWK2
…
2
ÜNB
ÜNB… Übertragungsnetzbetreiber
SLK… Spitzenlastkessel

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Schema eines Regelleistungsabrufs 2/3
• th. Last
• th.+ el. Erz.
• SLK (teuer)
• th. Speicher
Zentrale
KWK1
• th. Last
• th.+ el. Erz.
• SLK (billig)
KWK2
• th. Speicher
neg. Reserveabruf
…
2
ÜNB
ÜNB… Übertragungsnetzbetreiber
SLK… Spitzenlastkessel

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Schema eines Regelleistungsabrufs 3/3
• th. Last
• th.+ el. Erz.
• SLK (teuer)
• th. Speicher
Zentrale
KWK1
• th. Last
• th.+ el. Erz.
• SLK (billig)
KWK2
• th. Speicher
neg. Reserveabruf
…
2
ÜNB
ÜNB… Übertragungsnetzbetreiber
SLK… Spitzenlastkessel

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Ausblick
Erweiterung der Simulation auf mehrere KWK-Anlagen
unterschiedlicher thermischer Lastgänge und Untersuchung des
Einflusses der Prognoseabweichungen:
Vereinfachter Ausgleich der Abweichungen und damit verbesserte
Wirtschaftlichkeit durch Skaleneffekte?