Pumpspeicherkraftwerke - Sicht eines Investors und Betreibers - Global Unit Generation Hydro Fleet
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Global Unit Generation Hydro Fleet Pumpspeicherkraftwerke – Sicht eines Investors und Betreibers Michaela Harasta, E.ON Global Unit Generation Tagung „Unkonventionelle Pumpspeicher“ Goslar, 22. November 2013
Global Unit Generation Hydro Fleet
E.ON ist Betreiber eines europaweiten
Wasserkraftportfolios mit ca. 6.000 MW Leistung
E.ON Generation E.ON Intl. Energy
Steam CCGT Nuclear Hydro Türkei3 Brasilien
Anzahl betriebener Kraftwerke 209 9
Leistung (installierte Nettoleistung)1 5,409 MW 584 MW
Schweden
Jährliche Nettoerzeugung1, 2 15.5 TWh 1.5 TWh 1,775 MW (7.9 TWh)
Sundsvall
Malmö
Dingolfing - Germany Ramsele- Sweden Deutschland
2,411 MW (5.7 TWh)
Landshut
Santander
Istanbul
Terni
Cotilia - Italy Silvón - Spain Türkei
584 MW (1.5 TWh)
1) Incl. Strombezugsverträge Spanien Italien
2) Jährliche Erzeugung exklusive Pumpspeichererzeugung 692 MW (0.6 TWh) 531 MW (1.3 TWh)
3) Status Januar 2013; 0,8 GW im Bau, 0,8 GW in Entwicklung
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Global Unit Generation Hydro Fleet
Inhalt
1. Komplexe Erlösstruktur - komplexe Bewertung
2. Derzeitige wirtschaftliche Herausforderungen
1. Strommarkt (peak-shaving)
2. Regulatorisches Umfeld (Netznutzungsentgelte, Anreize für Speichernutzung?)
3. Neues Markt Design (Auswirkung auf Investitionsentscheidung)
3. Innovationspotential
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Global Unit Generation Hydro Fleet
Pumpspeicher stellen ein äußerst vielfältiges Produkt-
spektrum zur Verfügung – kompakt in einer Anlage
bereits heute Rolle in Zukunft
Strommarkt: day-ahead,
intra-day
Alle Reservemarktprodukte (+/-) :
Primär-, Sekundär- und
Tertiärregelung
nuclear
hard coal
gas
hydro storage
spot
market
reserve
market
Portfolioeffekt: indirekte
Erlöse durch hydro-thermische
Synergien im Portfolio
+ Systemrelevante Integration der
erneuerbaren Energien durch
Bereitstellung von
Bilanzkreismanagement:
Flexibilität
Ausgleichsenergie, Ramping-
Kapazität Speicherkapazität
Steuerbare Erzeugung
Weitere Systemdienstleistungen:
Blindleistung,
Schwarzstartfähigkeit…
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Global Unit Generation Hydro Fleet
Die komplexe Erlösstruktur erfordert für Investitions-
entscheidungen komplexe Bewertungsmethoden
Detaillierte Betrachtung der Märkte für
0
Markets for scheduled energy
Spot- and Future market
Purchase and Sale of electrical energy
price
Fahrplanenergie und Reserveprodukte
Sale
Spot market: hourly products
Future market: variable product
definitions
Modelling by price-demand-function,
prohibitive price
Purchase
Berücksichtigung von hydraulischen und
aggregated for total market
Emax,sale Emax,pur
Traded
energy sonstigen technischen Restriktionen
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Gesamthafter Portfolioansatz
Reserve Markets (I)
Reserve provision by hydraulic power plants
Reserve procurement by transmission grid operator
Pumped-storage
For power plant operators: only sale of reserve
plant capacityin scheduled energy and positive minute
participation
Various productreserve
Minimum offer volumes
Activation time
market
definitions
topology hydraulic model Optimierung zwischen Fahrplanenergie-
reserve energy availability, e.g. V V
und Reservemarkt innerhalb des Portfolios
1start 1end
...
100 MW · 4 h = 400 MWh
Upper basin
mit Zielfunktion „Erlösmaximierung“
QTu,EE QPu,EE
max. generation limit,
e.g. elec.energy: 80 MW, turbine pump QTu,RE QPu,RE
reserve: 100 MW
reserve: consideration of requested
reserve energy, e.g. with calling
probability
Methodology
Lower basin
V2start V2end
...
time 5
Ergebnis: optimierter Fahrplan des
prA = 0,2:
Two-stage method as mixed whole-number
0,2 · 100 MW · 1 h = 20 MWh
elec.energy: power generation and trading planning
QTu,FE + QTu,RL QTu,max
Vmin c PRL tmin
quadratic problem for
Portfolios
80 MW · 1 h = 80 MWh
Objective
Determination of the maximum contribution = prA of
QTu,RAmargin QaTu,RL
generation pool consisting of thermal
and hydro power plants under consideration of spot and reserve markets Ableitbar: Deckungsbeitrag des PSW und
Input data: generation, trading, load, reserve, control data
Decomposition
Portfolioeffekt (Synergien im Portfolio)
Lagrange Relaxation Co-ordination of energy and reserve balance
1st stage thermal units (DP): hydro units (SLP): reserve market QP: spot market LP:
parameters, e.g.: parameters, e.g.: parameters, e.g.: parameters, e.g.:
- min/max capacity - max capacity - capacity & energy prices - market prices
- efficiencies
- min/ up- and down-times
- cost components
- efficiencies
- storage volumes
- grid tariffs
- max salable capacities
- hourly request of energy
-market volumes
Der Bewertungsansatz berücksichtigt drei
2nd stage
Hydro-thermal power dispatch (close-ended solution)
QP
wichtige Erlöskomponenten:
results evaluation: dispatch, contribution margin
Fahrplanenergie, Reserve und Portfolioeffekt
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Global Unit Generation Hydro Fleet
Inhalt
1. Komplexe Erlösstruktur - komplexe Bewertung
2. Derzeitige wirtschaftliche Herausforderungen
1. Strommarkt (peak-shaving)
2. Regulatorisches Umfeld (Netznutzungsentgelte, Anreize für Speichernutzung?)
3. Neues Markt Design (Auswirkung auf Investitionsentscheidung)
3. Innovationspotential
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Global Unit Generation Hydro Fleet
“Peak shaving” durch die Einspeisung subventionierter
EE nimmt der konventionellen Erzeugung die Profitabilität
Insbesondere die Einspeisung aus Solaranlagen führt zu signifikanten Veränderungen der
Residuallastkurve. Die flexiblen Spitzenlast-Kraftwerke – auch Pumpspeicher – leiden darunter!
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Global Unit Generation Hydro Fleet
Der Veredlungsbetrieb liefert heute kaum mehr
auskömmliche Erlöse für Pumpspeicherwerke
Erzielbare Veredlungserlöse
(zunächst ohne
Berücksichtigung von
Netznutzungsentgelten)
simuliert für ein generisches
PSW
Erlöse sind seit 2008 um ca.
50% gesunken und eine
Besserung ist derzeit nicht in
Sicht
Alternative Produkte zur Veredlung werden kaum vergütet, so dass der Reservemarkt heute
der einzig alternative Marktplatz für PSW ist vermehrter Regelbetrieb.
8 * Exemplarisches Beispiel, Netzentgelttarife abhängig von Spannungsebene, Regelzone und Anzahl Pumpstunden
Global Unit Generation Hydro Fleet
Zusätzlich belasten Netznutzungsentgelte für Pumpstrom
die Bestandsanlagen signifikant – Beispiel
Beispiel: Generisches PSW auf
Hochspannungsebene (110 kV)
mit < 2500 h *
5 – 10%
Reduktion des Deckungsbeitrags
um weitere ca. 50% durch zwei
40%
Effekte:
100% ~90% Geringere Anzahl an
~50% Volllaststunden durch
variablen Arbeitspreis
Netznutzungsentgelte mit
geringere
DB mit NNE
NNE
DB ohne
geringeren
Effekt
NNE
DB mit
Arbeits- und Leistungspreis
Vlh
Vlh
Die Netznutzungsentgelte stellen für die Bestandsanlagen eine Belastung dar, die bei den
geringen Peak-Offpeak-Spreads nur noch schwer zu tragen ist.
9 * Exemplarisches Beispiel, Netzentgelttarife abhängig von Spannungsebene, ÜNB und Anzahl Pumpstunden
Global Unit Generation Hydro Fleet
Das aktuelle Vergütungssystem bietet keine Anreize zur
Nutzung von Energiespeichern
Netzbetreiber Feste Vergütung für Erneuerbare Energien
Erneuerbare Energien, egal
ob Energie zum Einspeise-
zeitpunkt benötigt wird
Re-dispatch günstigere
Möglichkeit bei Netzeng-
pässen (Abregeln bedeutet
aber auch Energieverlust!)
Keine Verpflichtung für EE-
Betreiber zur steuerbaren
Systemaußengrenze
Zur volkswirtschaftlich effizienten Umsetzung der Energiewende muss ein regulatorischer
Rahmen geschaffen werden, der die Nutzung von Energiespeichern belohnt.
10Global Unit Generation Hydro Fleet
E.ON hat mit der RWTH Aachen die Auswirkung einer
Änderung des Marktdesigns auf PSWs untersucht
Methodik
Simulation von Preissignalen für
Fahrplanenergie und Reservemarktprodukte
mit europäischen und deutschen Marktmodell
Ermittlung zukünftig im System notwendiger
Reservemengen
Simulation von zwei Jahren: 2022, 2032,
deutscher Kraftwerkspark gemäß NEP 2012,
Szenario B
Betrachtung von zwei möglichen Szenarien:
Strategische Reserve und Kapazitäts-
mechanismus
Optimierter Fahrplan für eine Pumpspeicher-
Bestandsanlage innerhalb des E.ON-
Portfolios simuliert
Berechnung des erzielbaren Deckungs-
beitrags pro Jahr und Szenario
11Global Unit Generation Hydro Fleet
Die erwartete und notwendige Änderung des
Marktdesigns führt zu hoher Investitionsunsicherheit
Strategische Reserve (SR) Zu erwartender Deckungsbeitrag*
Strompreis abgeleitet von einem impliziten
Einpreisen der Fixkosten in den Bietpreis
Anlagen, die ihre Fixkosten nicht decken,
wandern in die Strategische Reserve
kleinerer Erzeugungspark im Markt mit
Knappheitssignalen und höheren Strom- und
Reservemarktpreisen
Kapazitätsmechanismus (KM)
Alle Kraftwerke partizipieren am Strommarkt
Deckungsbeitrag schwankt stark mit
Damit kann es zu Überkapazitäten ohne gewähltem Marktdesign
Knappheitssignalen kommen geringere Hohe Abhängigkeit von schwer
Strompreise und Reservemarktpreise vorhersehbaren Reservemärkten
Fixe Kapazitätsprämie ableitbar vom Unwägbarkeiten bei fixer Kapazitätsprämie
“missing money” von Neubauten
* ohne fixer Kapazitätsprämie
12Global Unit Generation Hydro Fleet
Inhalt
1. Komplexe Erlösstruktur - komplexe Bewertung
2. Derzeitige wirtschaftliche Herausforderungen
1. Strommarkt (peak-shaving)
2. Regulatorisches Umfeld (Netznutzungsentgelte, Anreize für Speichernutzung?)
3. Neues Markt Design (Auswirkung auf Investitionsentscheidung)
3. Innovationspotential
13Global Unit Generation Hydro Fleet
Die Pumpspeichertechnologie bietet ein vielfältiges
Innovationspotential, das es auszuschöpfen gilt
Forschungsaktivitäten mit E.ON-Beteiligung:
Jenseits der heute Hydraulische Massenspeicher Energieverbund mit Norwegen
etablierten und weitgehend
ausgereiften
konventionellen
Pumpspeichertechnologie
gibt es zahlreiche weitere
innovative
Anwendungsfälle!
Untertage-PSW Energiemembrane-UPSW
14Global Unit Generation Hydro Fleet
Die Pumpspeichertechnologie ist in verschiedenen
Anwendungsfällen auf allen Systemebenen einsetzbar
Maßstab (Leistung und Speichervolumen)
klein mittel groß
klein
dezentral
z.B. HGS u. EM-UPSW zentral
Unabhängig von Topologie Bereich der konventionellen
Einsetzbarkeit
Im Energieverbund mit
Gut koppelbar mit und Untertage-PSW mit Norwegen wäre sogar
Windfarmen, Solarparks klassischem Tagesspeicher großtechnisches,
Auch kleine konventionelle Ausreichend Standorte für saisonales Speichern
PSW denkbar konv. PSW vorhanden! möglich
Bei Ausschöpfung des Innovationspotentials bietet die Pumpspeichertechnologie
Lösungen im großen wie im kleinen Maßstab, für zentralen sowie dezentralen Einsatz.
15Global Unit Generation Hydro Fleet
Zum effizienten Einsatz von Energiespeichern im Sinne
der Energiewende sind Veränderungen notwendig
Die Pumpspeichertechnologie ist einerseits ausgereift für sofortigen Einsatz zur Unterstützung der
1 Energiewende, bietet gleichzeitig aber auch vielfältiges Innovationspotential, das es auszuschöpfen gilt.
Vergütungskonzepte müssen angepasst werden, um die Basis für profitablen Betrieb der Bestands-
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anlagen und Investitionen zu bilden. Alle bereitgestellten Produkte und Services sollten fair vergütet werden.
Energiespeicher müssen Bestandteil des Marktes sein, wo sie im Wettbewerb um die Bereitstellung
3 (neuer) Produkte und Dienstleistungen konkurrieren. Die Regulierung muss limitiert werden!
Energiespeicher sollten von Belastungen in Zusammenhang mit Endverbrauch befreit werden, da
4 sie die Stromerzeugung zukünftig steuerbar machen – ein wertvoller Dienst zur Versorgungssicherheit!
Energiespeicher bilden zukünftig ein “viertes Element” im System neben Verbrauchern, Erzeugern und
5 Netzen. Sie brauchen daher auch ihren eigenen regulatorischen Rahmen.
Es muss ein Anreiz zur Nutzung von Energiespeichern gegeben werden. Dies erfordert ein Ändern
6 der Regeln für Erneuerbare Energien hin zu mehr Integration in bestehende Märkte und Mechanismen.
16Global Unit Generation Hydro Fleet
Vielen Dank für die Aufmerksamkeit!
Kontakt: Michaela Harasta
Asset Strategy and Governance Hydro
Global Unit Generation
michaela.harasta@eon.com
E.ON Kraftwerke GmbH
Luitpoldstraße 27
84034 Landshut
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