Teil 2: Neue Einnahmemöglichkeiten für flexible Stromerzeuger – ist jetzt der richtige Zeitpunkt, Ihr Laufwasserkraftwerk in ein Speicherkraftwerk umzuwandeln?
Veränderungen auf dem norwegischen Strommarkt
In Teil 1 dieser Serie hat HYDROGRID eine Reihe von Trends auf dem europäischen Strommarkt gezeigt, z.B.
- Ausbau der erneuerbaren Energien, insbesondere der Windenergie
- Senkung der durchschnittlichen Spotmarktpreise
- Zunahme der Volatilität auf den Strommärkten (einschließlich der Ausgleichsenergiepreise)
Wir haben gezeigt, wie diese Trends nun langsam auf die nordischen Märkten kommen und sich auf das Ertragspotenzial für kleine Wasserkraftwerke auswirken, und wir haben erklärt, dass infolge dieser Entwicklung ein erhöhter Bedarf an Flexibilität und kurzfristigem Handel für alle Stromerzeuger in Norwegen entstehen wird, die keine Ertragschancen verpassen wollen.
In Teil 2 dieser Artikelserie werden wir nun die folgenden Fragen anhand eines konkreten Kraftwerksbeispiels untersuchen:
- Wie sich die Marktveränderungen der letzten Jahre auf die Umsatzerlöse ausgewirkt haben
- Wie flexible Erzeuger in diesem neuen Umfeld mehr Wert aus ihrer Erzeugung schöpfen können
- Ob – unter den neuen Marktbedingungen und der neuerdings größeren Offenheit der NVE für solche Projekte – jetzt vielleicht der richtige Zeitpunkt ist, Ihr Laufwasserkraftwerk durch den Bau eines Speichers in ein Speicherkraftwerk umzuwandeln und welche Faktoren Ihre Investitionsentscheidung beeinflussen sollten.
Auswirkungen von Marktveränderungen auf ein typisches Laufwasserkraftwerk
Für diese Übung betrachten wir ein Wasserkraftwerk in der Nähe von Trondheim (Preiszone NO3) mit einer durchschnittlichen Jahresproduktion von 32 GWh und einer maximalen Erzeugungskapazität von 6,67 MW (bei einem maximalen Durchfluss von 5,5 m³/sec).
Die tatsächlichen Zuflüsse in einem bestimmten Jahr schwanken von Tag zu Tag recht stark – die folgende Grafik zeigt die tatsächlichen Zuflüsse im Jahr 2015 -, aber im Durchschnitt folgen die Zuflüsse einem typischen saisonalen Profil, mit dem stärksten Zufluss (aufgrund der Schneeschmelze) im April und einer Regenzeit von Oktober bis Dezember.
Wie im letzten Teil dieser Artikelserie beschrieben wurde, sind die durchschnittlichen Strommarktpreise gesunken – bei dem für dieses Kraftwerk relevanten saisonalen Produktionsprofil hat dies im Zeitraum von 2014 bis 2016 zu einem Rückgang des Umsatzes von über 350 T€ geführt:
Werden die negativen Marktentwicklungen durch Speicherung und Flexibilität ausgeglichen?
Nehmen wir nun an, der Eigentümer dieser Anlage hätte die Möglichkeit, einen Damm zu bauen und einen Stausee mit einer Speicherkapazität von insgesamt 44 hm³ zu schaffen – die folgende Skizze zeigt die neue Topologie:
Der Speicher ermöglicht es, die Zuflüsse aufzufangen und zu speichern, wenn sie anfallen, und das Kraftwerk dann einzuschalten, wenn die Preise am höchsten sind – mit anderen Worten, die jährliche Gesamtproduktion bleibt mit durchschnittlich 32 GWh gleich, aber der Gewinn pro MWh kann erhöht werden, was zu einem höheren Gesamtgewinn führt. Natürlich wird es einige Umweltauflagen in Bezug auf den Durchfluss geben, die von der NVE erlassen werden und welche die Flexibilität des Einsatzes einschränken – in diesem Fall nehmen wir an, dass jederzeit 0,22 m³/sec aus dem Stausee abgeleitet werden müssen.
Aber wie sollte das Reservoir eingesetzt werden, um den größten Ertrag zu erzielen?
Im einfachsten Fall können wir davon ausgehen, dass der Eigentümer/Betreiber das Kraftwerk gemäß einer festen Reservoir-Leitkurve (die als beste Durchschnittsstrategie berechnet wurde) einsetzt. Bei dieser Strategie würde der Wassergehalt des Reservoirs dem durchschnittlichen saisonalen Profil folgen, das in der nachstehenden Grafik dargestellt ist:
Durch das Absenken des Reservoirs vor der Schneeschmelze im April und die Speicherung von Wasser für den Winter können selbst mit dieser einfachen Strategie die Einnahmen im Durchschnitt um etwa 10 000 € pro Jahr gesteigert werden (obwohl in manchen Jahren eine feste Reservoir-Leitkurve sogar zu einem Rückgang der Einnahmen im Vergleich zur einfachen Laufwasserproduktion führen kann):
Dies reicht natürlich nicht annähernd aus, um die negativen Auswirkungen des sinkenden allgemeinen Preisniveaus auszugleichen.
Aber wie wäre es, das Kraftwerk auf intelligentere Weise einzusetzen?
Wenn wir im Voraus genau wüssten, wann die Preise am höchsten sind und wann wir viel Zufluss haben werden, wäre es möglich, im Voraus genau die besten Stunden für die Energieerzeugung auszuwählen (natürlich unter Berücksichtigung der Umweltauflagen in Bezug auf den Durchfluss und den maximalen Wassergehalt des Reservoirs) – dies würde zu einer Reservoir-Leitkurve führen, die jedes Jahr – je nach Zufluss und Preisen – völlig flexibel ist. Die folgende Grafik zeigt die optimale Leitkurve für die Jahre 2014 bis 2016:
Mit einem solchen ‚perfekten‘ Einsatz könnten die Einnahmen theoretisch um durchschnittlich 140.000 pro Jahr (oder etwa 19 %) gesteigert werden. Dies würde jedoch voraussetzen, dass der Eigentümer/Betreiber die Entwicklung der Spotmarktpreise und der hydrologischen Situation perfekt voraussehen kann, was natürlich nicht möglich ist.
Wie viel des Potentials des Flexibilitätsertrags kann in der Praxis genutzt werden?
In der Praxis hängt die Höhe des ‚Mehrwerts/Ertrags‘ durch die Nutzung von Speicherkraftwerken von einer Reihe von Faktoren ab –
Einige dieser Faktoren hängen von der Qualität der Preis- und Wasserstandsvorhersagen sowie von den Optimierungsmethoden ab, die der Eigentümer/Betreiber des Kraftwerks anwendet. Für die oben genannte Beispielanlage zeigen die Backtesting-Ergebnisse von HYDROGRID, dass mindestens die Hälfte des Gesamtpotenzials (d.h. durchschnittlich ca. 60 T € pro Jahr im Testzeitraum) durch den Einsatz hinreichend ausgefeilter Prognose- und Optimierungsmethoden erschlossen werden kann.
Die folgende Grafik vergleicht den Anstieg der Einnahmen durch die Speicherung (abhängig von der Einsatzstrategie):
Das bedeutet, dass die negativen Auswirkungen der allgemeinen Preissenkung der letzten Jahre leider auch mit den bestmöglichen Optimierungsmethoden nicht vollständig neutralisiert werden können.
Abhängig von den Baukosten (und davon, ob es möglich ist, eine Genehmigung von der NVE zu erhalten), kann der Bau eines Staudamms dennoch eine gute Investitionsentscheidung sein.
In diesem Zusammenhang ist es wichtig festzustellen, dass der Umsatzpotenzialunterschied (in €/MWh) im Laufe der Zeit infolge der jüngsten Zunahme der Marktvolatilität größer wird, und dieser Trend dürfte sich aufgrund der zunehmenden Marktintegration fortsetzen (siehe Teil 1 dieser Reihe).
Die Zahlen, die für dieses spezifische Kraftwerk angegeben wurden, können natürlich nicht verallgemeinert werden – die potenzielle Ertragssteigerung (und wie viel von diesem Potenzial realisiert werden kann) hängt stark von den spezifischen Eigenschaften des betreffenden Kraftwerks ab, wie z. B.:
- Das Gesamtspeichervolumen im Verhältnis zum jährlichen Zufluss und die Spezifikation der Turbine
- Der Standort des Kraftwerks, der die hydrologische Situation und das Marktgebiet bestimmt
- Das Vorhandensein von Umweltauflagen in Bezug auf den Durchfluss oder anderer Faktoren, welche die Flexibilität des Einsatzes einschränken
Die Entscheidung für den Bau eines Staudamms muss daher im Einzelfall sorgfältig geprüft werden, und zwar abhängig von den physikalischen Eigenschaften der Anlage, der Optimierungs- und Einsatzstrategie und natürlich auf der Grundlage der verfügbaren Finanzierungsbedingungen. In jedem Fall sollte die zunehmende Bereitschaft der NVE, Genehmigungen für den Bau von Stauseen zu erteilen, als ein sehr positives Signal gewertet werden, das den Besitzern von Kraftwerken eine zusätzliche Investitionsoption bietet, die sie auf der Grundlage ihrer individuellen kurz- und langfristigen finanziellen Ziele in Betracht ziehen können.
In Teil 3 dieser Serie werden wir uns auf jene Kraftwerke konzentrieren, bei denen der Bau eines Staudamms entweder technisch nicht möglich oder finanziell nicht sinnvoll ist, sowie auf die Herausforderungen, denen sie sich in Bezug auf eine angemessene Prognose und das Imbalance Management unter den neuen Marktbedingungen stellen müssen.
