Optimal diversification of heat sources for large Austrian district heating systems

Abstract

Zahlreiche Studien sprechen der Fernwärme eine bedeutende Rolle innerhalb nachhaltiger Energiesysteme der Zukunft zu. Heutzutage sind gasbefeuerte Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ein zentrales Standbein großer Fernwärmesysteme in Österreich. Die stark fallenden Börse-Strompreise der vergangenen Jahre erschweren zusehends einen wirtschaftlichen Betrieb dieser Anlagen. Diese Strompreisentwicklungen stellen dadurch eine wirtschaftliche Bedrohung für diese Fernwärmesysteme als Gesamtes dar und zeigen gleichzeitig die Bedeutung einer ausgewogenen Diversifikation des Fernwärmeerzeugungs-Portfolios auf. In der vorliegenden Dissertation wird zunächst eine detaillierte Analyse der wirtschaftlichen Charakteristika sowie der Risikoexposition verschiedenster Fernwärmetechnologien durchgeführt. Dabei werden mehrere wissenschaftliche Beiträge gemacht. Zum einen wird als Grundlage für die Investitionsentscheidungen in eine Fernwärmetechnologie unter Unsicherheit die Verteilung zeitlich gemittelter Primärenergiepreise (levelized input energy prices) mittels Ergebnisse aus der asiatischen Optionspreistheorie hergeleitet. Zum anderen wird eine dynamische Kostenallokation für Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen auf Basis des aktuellen Deckungsbeitrages der Stromerzeugung eingeführt. Schließlich wird ein nicht-konvexes Optimierungsmodell zur Selektion von Fernwärmeportfolien bei unterschiedlicher Risikoaversion entwickelt. Die Anwendung des Modells zeigt für die drei großen österreichischen Fernwärmesysteme Wien, Linz und Graz deutlich die Bedeutung einer Integration von Niedertemperatur-Abwärmequellen mittels Wärmepumpen für die Möglichkeit langfristig stabile und wettbewerbsfähige Fernwärmepreise für den Endkunden bereitzustellen.

Numerous recent studies foresee district heating play an important role in the development of future sustainable energy systems. Today large Austrian district heating systems mainly rely on combined heat and power plants fueled by natural gas. Due to changes in the electricity market in the last years, these plants have rather poor economic prospects. The electricity price development endangers the economic viability of the existing district heating systems and indicates the need for a proper diversification of price risks. Within this thesis an in-depth analysis of the financial characteristics and risk exposures of different district heating generation technologies is carried out. Hereby new scientific contributions are made by deriving the distribution of levelized input energy prices for the purpose of enabling district heating investment decisions under uncertainty based on insights gained from Asian option theory. Furthermore, a dynamic cost allocation of combined heat and power plants depending on the actual contribution margin of electricity generation is introduced. Finally, a non-convex optimization model is developed for the optimal selection of district heating generation portfolios for different levels of risk aversion. The application of this model for the district heating systems of Vienna, Linz and Graz particularly stresses the value of including low-temperature heat sources via heat pumps for ensuring stable and competitive prices for district heating customers.