Wirtschaftlichkeitsbewertung eines Speichers für Engpassmanagement in einem Nodal Pricing System

Abstract

Getrieben von dem Wunsch den menschengemachten Anteil der Klimaerwärmung zu reduzieren, wird auf der ganzen Welt der Ausbau von erneuerbaren Energien stark intensiviert. Dies hat eine steigende Stromeinspeisung von mittelfristig schwer prognostizierbarer Windkraft oder Photovoltaik zur Folge. So entstehende Einspeisespitzen, steigende Stromnachfrage und andere Faktoren können negativ auf die Netzstabilität des bestehenden Stromnetzes wirken und zu Engpässen führen. In dieser Arbeit wird eine lineares Optimierungsmodell entwickelt, welches die Speichernutzung innerhalb eines Microgrid im Rahmen eines Stromnetzes in einem Nodal Pricing System untersucht. Zusätzlich behindert ein Engpass die Versorgung des Microgrid durch den österreichischen Kraftwerkmix. Um die Überlast der Leitung am Engpass zu verhindern, wird ein Gaskraftwerk mittels Redispatch simuliert. Im ersten Schritt wird das Lastflussverhalten und die Preisbildung des Modells bei verschiedenen Engpasskonstellationen ohne Speicher berechnet. In weiteren Berechnungen wird der Speicher in das Microgrid integriert und dessen wirtschaftlicher Einsatz durch eine Sensitivitätsanalyse der Speicherparameter untersucht. Die Ergebnisse zeigen, dass falls ein Speicher vom Modell installiert wird, eine optimale Nutzung häufiges Laden und Entladen zufolge hat. Die errechneten Speicherkapazitäten sind bei derzeit marktüblichen Speicherpreisen noch deutlich kleiner als reale Speicher. Bei den errechneten häufigen Lade- und Entladezyklen könnten gegenwärtige Speicher nur sehr kurz genutzt werden, ohne die vom Hersteller garantierte Ladezyklen zu überschreiten.

Driven by the desire to reduce the emission of greenhouse gases, the usage of renewable energies is being intensified all over the world. This results in an increasing infeed of electricity from wind power or photovoltaics, which is difficult to predict in the medium term. The resulting infeed peaks, increasing demand for electricity and other factors can have a negative impact on the stability of the existing electricity networks and may lead to local system overloads or congestions.In this thesis a linear optimization model is developed, which examines the usage of the storage within a microgrid in the context of a power grid in a nodal pricing system. In addition, a congestion is preventing the microgrid from being supplied by neighbor node, wich is modeled as the Austrian power plant mix. To prevent the line from being overloaded, a redispatch of gas-fired power plant is simulated. In the first step, the power flow behaviour and the pricing of the system for various congestions without storage is examined. In further calculations, the storage is integrated into the microgrid and its economic use is examined by an analysis of the storage parameter sensitivities.The outcome shows that if a storage is installed by the model, optimal usage results in frequent loading and unloading. Furthermore at current market prices, the calculated storage capacities are still significantly smaller than real storage systems. With the calculated frequent charge and discharge cycles, current storage systems could only be used for a very short time without exceeding the charging cycles guaranteed by the manufacturer.