Wie sich kleine Wasserkraftproduzenten auf kommende Marktveränderungen vorbereiten müssen
Aufgrund der geringen Gewinnspannen ist ein angemessenes Imbalance Management entscheidend für den finanziellen Erfolg von Kleinwasserkraftwerken. Diese Kraftwerke müssen die Genauigkeit ihrer Erzeugungsprognosen erhöhen und die Menge des erzeugten Stroms, die den Ausgleichspreisen ausgesetzt ist, verringern.
Wie in den vorangegangenen Artikeln beschrieben wurde, wird Norwegen durch die Harmonisierung der Intraday-Märkte und den Ausbau der Verbindungskapazitäten zu Kontinentaleuropa nicht nur dem Technologiemix der externen Märkte ausgesetzt sein, sondern auch den Preistreibern und der Preisvolatilität in den verbundenen Regionen. Ein Beispiel für diese fortgesetzte Harmonisierung ist die für nächstes Jahr geplante Einführung von X-Bid, dem grenzüberschreitenden Intraday-Markt, der eine höhere Liquidität und eine effizientere Nutzung der Erzeugungsressourcen in ganz Europa fördert.
In diesem Artikel untersuchen wir, wie sich diese Änderungen auf kleine Laufwasserkraftwerke auswirken, welche Faktoren die Ausgleichskosten beeinflussen und wie kleine Wasserkraftwerke die Ausgleichskosten in Zukunft reduzieren können.
Abrechnungsvorteil von kleinen Generatoren
Aufgrund der geringen Gewinnspannen ist ein angemessenes Imbalance Management entscheidend für den finanziellen Erfolg von Kleinwasserkraftwerken. Diese Kraftwerke müssen die Genauigkeit ihrer Erzeugungsprognosen erhöhen und die Menge des erzeugten Stroms, die den Ausgleichspreisen ausgesetzt ist, verringern.
In Norwegen wird beobachtet, dass Kraftwerke mit einer Leistung von weniger als 3 MW ihre Ungleichgewichte zum regionalen, stündlichen Verbrauchsausgleichspreis abrechnen lassen können, während größere Erzeuger den auf- und abwärts regulierten Marktpreisen ausgesetzt sind (Abbildung 1).
Es sollte erwähnt werden, dass in anderen analysierten Märkten dieser Vorteil des Abrechnungspreises für das Verbrauchsungleichgewicht abgeschafft wurde oder einfach nicht existiert. Mit anderen Worten: Auf diesen Märkten wäre der kleine Wasserkraftwerkserzeuger den regulierenden stündlichen Aufwärts- und Abwärtspreisen des Intraday-Marktes ausgesetzt.
Wie in den vorangegangenen Artikeln beschrieben wurde, wird Norwegen durch die Harmonisierung der Intraday-Märkte und den Ausbau der Verbindungskapazitäten zu Kontinentaleuropa nicht nur dem Technologiemix der externen Märkte ausgesetzt sein, sondern auch den Preistreibern und der Preisvolatilität in den verbundenen Regionen. Ein Beispiel für diese fortgesetzte Harmonisierung ist die für nächstes Jahr geplante Einführung von X-Bid, dem grenzüberschreitenden Intraday-Markt, der eine höhere Liquidität und eine effizientere Nutzung der Erzeugungsressourcen in ganz Europa fördert.
In diesem Artikel untersuchen wir, wie sich diese Änderungen auf kleine Laufwasserkraftwerke auswirken, welche Faktoren die Ausgleichskosten beeinflussen und wie kleine Wasserkraftwerke die Ausgleichskosten in Zukunft reduzieren können.
Simulation der Ertragsleistung eines kleinen Wasserkraftwerks
Wir haben reale Produktionsdaten eines norwegischen Laufwasserkraftwerks mit einer maximalen Produktionskapazität von 2 MW und einer durchschnittlichen Jahresproduktion von 6.500 GWh verwendet (siehe Abbildung 2) und dessen Ertragsleistung in den norwegischen regionalen Preiszonen über einen Zeitraum von einem Jahr (von September 2016 bis September 2017) simuliert.
Bei der Berechnung der Ertragsleistung des Kraftwerks haben wir den Energiewert betrachtet und alle Gebühren, Durchlaufgebühren und sonstigen Kosten- oder Ertragsposten außer Acht gelassen.
Um die Auswirkungen der Ausgleichskosten auf den Ertrag des Kraftwerks zu analysieren, wurden die Ausgleichskosten auf drei Arten modelliert und der Durchschnitt der regionalen Preiszonen gebildet:
Wie hoch wäre der durchschnittliche Verkaufspreis für den erzeugten Strom, wenn das Kraftwerk perfekt prognostiziert worden wäre und es keine Ausgleichsabgaben gäbe?
Wie hoch wäre der durchschnittliche Verkaufspreis für den erzeugten Strom, wenn es sich bei dem Kraftwerk um ein Kleinwasserkraftwerk handeln würde, bei dem die Ungleichgewichte zum stündlichen Preis für das Verbrauchsgleichgewicht ausgeglichen werden?
Wie hoch wäre der durchschnittliche Verkaufspreis für den erzeugten Strom, wenn es sich bei dem Kraftwerk um ein großes Wasserkraftwerk handeln würde, bei dem die Ungleichgewichte zum stündlichen Up- und Down-Regulierungspreis ausgeglichen würden?
Für die Szenarien 2 und 3 wurde für diese Analyse eine grundlegende Prognosemethode verwendet, bei der die Erzeugung für den nächsten Tag als tatsächliche stündliche Erzeugung des Vortages prognostiziert wurde.
Es gibt regionale Unterschiede bei den Day-Ahead-Preisen und den Preisen für das Verbrauchsgleichgewicht (EUR/MWh). Beim Vergleich der Szenarien 1 und 2 (siehe oben) erzielte das Kraftwerk in jeder geografischen Zone über 98,3 % der erzielbaren Einnahmen (Abbildung 3).
Bei Anwendung der grundlegenden Prognosemethode (Szenario 2) erhielt der kleine Erzeuger 175.000 EUR/Jahr und verdiente damit 0,37 EUR/MWh weniger als bei der Methode der perfekten Prognose. Im Gegensatz dazu erwirtschaftete die große Wasserkraftanlage, die den auf- und abwärts regulierenden Ausgleichspreisen ausgesetzt war (Szenario 3), 1,25 EUR/MWh weniger als das Ergebnis der perfekten Prognosemethode, was zu einem Gesamtverlust von fast 8.000 EUR pro Jahr aufgrund von Prognosefehlern führte (basierend auf der beschriebenen Prognosemethode) (siehe Abbildungen 4 und 5).
Bei Anwendung der grundlegenden Prognosemethode (Szenario 2) erhielt der kleine Erzeuger 175.000 EUR/Jahr und verdiente damit 0,37 EUR/MWh weniger als bei der Methode der perfekten Prognose. Im Gegensatz dazu erwirtschaftete die große Wasserkraftanlage, die den auf- und abwärts regulierenden Ausgleichspreisen ausgesetzt war (Szenario 3), 1,25 EUR/MWh weniger als das Ergebnis der perfekten Prognosemethode, was zu einem Gesamtverlust von fast 8.000 EUR pro Jahr aufgrund von Prognosefehlern führte (basierend auf der beschriebenen Prognosemethode) (siehe Abbildungen 4 und 5).
Vorteil geht an die kleinen Wasserkraftprodukte
Die kleinen Wasserkraftwerke haben einen Vorteil Die Erzeuger kleiner Wasserkraftwerke profitieren derzeit in hohem Maße von der Preisgestaltung aufgrund des Verbrauchsausgleichs. Es besteht die Gefahr, dass dieser Vorteil im Zuge der fortschreitenden Harmonisierung in Kontinentaleuropa irgendwann wegfallen könnte. Der Druck auf die ÜNB, einen Ausgleich zu schaffen, wird zunehmen, was die Möglichkeit erhöht, dass der Markt zu einer viertelstündlichen Granularität übergeht.
Wie sich kleine Wasserkraftproduzenten vorbereiten können
Für die vorliegende Analyse wurde der Einfachheit halber eine grundlegende Prognosemethodik verwendet. Angesichts der ohnehin schon geringen Gewinnspannen stehen die Erzeuger von Wasserkraftwerken natürlich unter dem Druck, ihre Ausgleichskosten zu minimieren, indem sie die Vorhersagegenauigkeit über ein so einfaches Modell hinaus verbessern, und dieser Anreiz wird in den nächsten Jahren wahrscheinlich noch zunehmen.
Es gibt drei Grundvoraussetzungen für eine genaue Erzeugungsprognose und ein Imbalance Management für Laufwasserkraftwerke:
- Grundlegende Modelle, die auf meteorologischen Daten basieren und eine hohe Genauigkeit bei der Vorhersage von hydrologischen Zuflussdaten ermöglichen.
- Telemetrie in Echtzeit zur Überwachung der Kraftwerkserzeugung und des Zuflusses
- Die Möglichkeit des Intraday-Handels, um etwaige Ungleichgewichte bei der Erzeugung zu verringern.
Diejenigen Wasserkrafterzeuger beginnen, die diese Schritte umzusetzen, können sicher sein, dass sie gut auf die Herausforderungen vorbereitet sind, welche die Harmonisierung der Ausgleichsregelung mit Europa in den nächsten Jahren für die nordischen Märkte mit sich bringen wird.
