Ein Marktsimulationsverfahren für einen dezentral geprägten Strommarkt

Der im Zuge der fortschreitenden Energiewende vorliegende Trend zu einer kleinteiligen Energieversorgung führt dazu, dass Energie immer weniger durch konventionelle Großkraftwerke, sondern vermehrt durch eine Vielzahl verteilter Energiewandlungseinheiten bereitgestellt wird. Ein zunehmender Einsatz von Kraft-Wärme-Kopplung und elektrischen Wärmeerzeugern führt in Kombination mit einem temporären Überangebot von Elektrizität aus Erneuerbaren Energien
auf zentraler und dezentraler Ebene außerdem zu einer stärkeren Kopplung der Energieträger Strom und Wärme. Thermische und elektrische Speicher können in Kombination mit diesen Strom- und Wärmeerzeugern dazu genutzt werden, dem Strommarkt Flexibilität bereitzustellen. Während auf der Erzeugungsseite der Trend zur Kleinteiligkeit dominiert, schreitet auf europäischer Ebene die Ausweitung des internationalen Stromhandels kontinuierlich voran. Diese beiden gegensätzlich erscheinenden Trends bilden das zentrale Spannungsfeld dieser Arbeit. Es wird ein fundamentales Strommarktmodell entwickelt, welches die Simulation eines dezentral geprägten, jedoch europaweit verbundenen Strommarktes ermöglicht. Das entwickelte Modell ermöglicht die detaillierte Abbildung einer Vielzahl von zentralen und dezentralen Erzeugungsanlagen unter Berücksichtigung deren individueller mikroökonomischer Zielfunktionen im internationalen Strommarkt. Den methodischen Kern bildet ein neuartiges Dekompositionsverfahren in enger
Anlehnung an die Lagrange Relaxation. Neben der Koordination der lokalen Lastdeckungsaufgabe innerhalb eines Marktgebietes wird erstmals auch die internationale Marktkopplung und mithin die Bestimmung der Austauschleistungen
im internationalen Stromhandel in den iterativen Lagrange Koordinationsprozess integriert. Dies ermöglicht die individuelle Abbildung einer sehr großen Anzahl verschiedenster Energiewandlungseinheiten. Das entwickelte Modell wird anhand realer Daten validiert. Dabei liegt der Fokus der Bewertung auf den simulierten Strompreisen, dem Einspeiseverhalten der
Kraftwerke und den Ergebnissen des internationalen Stromhandels. Die Korrelation zwischen realen Day-Ahead Spotpreisen und simulierten Strompreisen beträgt ca. 90%. Die Fähigkeit des Modells zur gleichzeitigen Abbildung einer großen Anzahl Prosumer und des zentralen Kraftwerksparks wird anhand von Szenariorechnungen für das Jahr 2025 demonstriert. Diese belegen, dass zentrale Power-to-Heat Lösungen zur Flexibilisierung des zentralen Kraftwerksparks (Reduzierung des sogenannten „Must-Run Sockels“) CO2-Einsparungen zu wesentlich geringeren volkswirtschaftlichen Kosten ermöglichen als die dezentrale Bereitstellung von Flexibilitäten im Haushaltssektor.