Autor: Denis vom Stein

Aufgrund politischer Klimaschutzziele ist ein weiterer Zubau von Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien zu erwarten. Die Dargebotsabhängigkeit und bedingte Prognostizierbarkeit der Einspeisung führen zu steigenden Unsicherheiten und erhöhtem Flexibilitätsbedarf im Elektrizitätsversorgungssystem. Dabei ermöglichen bereits heute bspw. Intraday-Handelsprodukte mit viertelstündlicher Granularität einen standardisierten Handel zur Deckung dieses Flexibilitätsbedarfs. Die Einführung flussbasierter Kapazitätsallokation, politisch angestrebte Mindestübertragungskapazitäten sowie ein gebotszonenübergreifender Intraday-Handel verstärken zudem den internationalen Wettbewerb von Flexibilitätsoptionen. Für die gesamtwirtschaftliche Bewertung von Flexibilitätsoptionen sind Strommarktsimulationen ein elementares Werkzeug. Bestehende Verfahren unterscheiden sich im Modelldetailgrad jedoch erheblich. Die wesentlichen Modellierungsdimensionen sind die Abbildung von Unsicherheiten, der verschiedenen Technologien mit ihren technischen und betrieblichen Restriktionen, die zeitliche Granularität sowie der geographische Betrachtungsraum in Verbindung mit dem Market Coupling. Aufgrund beschränkter Ressourcen, hinsichtlich Rechenleistung und -zeit bedarf es eines Trade-offs im Detailgrad innerhalb und zwischen den Modellierungsdimensionen. Daher ist das Ziel dieser Arbeit, ein Vorgehen für die Unterstützung von Modellierungsentscheidungen zu erarbeiten. Dafür wird der Einfluss des Modelldetailgrades in Strommarktsimulationen auf die Bewertung von Flexibilitätsoptionen quantifiziert und notwendige Detailgrade identifiziert. Im Rahmen der Analyse erfolgt eine Bestandsaufnahme der in Realität auftretenden Unsicherheiten, Marktabläufe, Flexibilitätsbedarfe und -angebote, welche in Kontext zu den vier skizzierten Modellierungsdimensionen gesetzt werden. Darauf aufbauend wird eine Auswahl an Modellen mit unterschiedlichem Detailgrad für die jeweiligen Dimensionen mathematisch formuliert. Das entwickelte modulare mehrstufige Simulationsverfahren, welches sich an den derzeitigen Planungsstufen von Marktakteuren orientiert, erlaubt eine flexible Modellkombination. Für verschiedene Kombinationen kann damit über Simulationen der fundamentale potentielle Mehrwert einer Flexibilitätsoption an den Strommärkten aus gesamtwirtschaftlicher Perspektive ermittelt und somit der Einfluss des Modelldetailgrades bestimmt werden. Die exemplarischen Untersuchungen zeigen, dass die Modellierungsentscheidung in allen vier Dimensionen einen signifikanten Einfluss auf den ermittelten Mehrwert einer Flexibilitätsoption hat. Der durch die systemisch eingesparten Stromerzeugungskosten quantifizierte Mehrwert einer zusätzlichen Flexibilitätsoption liegt in Abhängigkeit der Modellauswahl im Vergleich zu einer definierten Referenzrechnung zwischen etwa 35 und 130 Prozent. Eine besondere Bedeutung erhalten dabei die Dimensionen der kurzfristigen Unsicherheiten der Residuallast und des Market Couplings. Die stochastische Berücksichtigung von Unsicherheiten führt zu einem deutlichen Mehrwert der Flexibilitätsoption im Vergleich zu einer Simulation unter perfekter Voraussicht oder unter deterministischen Prognoseupdates. Dabei stellt die ermittelte Modellauswahl keinen Anspruch auf allgemeine Gültigkeit, jedoch kann das Vorgehen für die Unterstützung von Modellierungsentscheidungen auf weitere Fragestellungen übertragen werden.