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Tobias Findeisen

Gurobi Anwendertage 2017

Frankfurt a. M., 06. Februar 2017

Simulation des europäischen Strommarktes als Baustein der Netzentwicklungsplanung

Themenübersicht

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Bundesnetzagentur

Hintergrund

Optimierungsmodell

Performance

Tobias Findeisen | Gurobi Anwendertage 2017 | © Bundesnetzagentur 06.02.17

Die Bundesnetzagentur (BNetzA)

Bundesbehörde im BMWi-Geschäftsbereich

Durch Regulierung in den „Netzmärkten“ Wettbewerb fördern und einen diskriminierungsfreien Netzzugang gewährleisten

Telekommunikation & Post (seit 1998) | RegTP

Strom und Gas (seit 2005) | BNetzA

Eisenbahnen (seit 2006)

Ausbau des dt. Höchstspannungsnetzes

seit 2011: „Netzausbaubeschleunigungsgesetz“

z.B.: prüft & bestätigt die Netzentwicklungspläne

Mitarbeiter

ca. 2700

Energie-Abteilung: 200

3 Tobias Findeisen | Gurobi Anwendertage 2017 | © Bundesnetzagentur 06.02.17

http://wiki.intranet.intern.adns/MediaWiki/images/Bundesnetzagentur_a.jpg

Hintergrund: Erzeugungsstruktur, Pfad 2030

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Installierte Leistung 2015: 41,2 GW 2030: 58,5 GW Zubau: 17,3 GW

Onshore Wind


Offshore Wind


Photovoltaik

2021

2022 2021

2017 2021

2022 2022

2019 bereits stillgelegt

geplante Stilllegung

Kernkraftausstieg (bis 2022)

Quelle Zubauraten: Ausbaupfad gem. § 3 EEG und Genehmigung der Bundesnetzagentur zum Szenariorahmen für die Netzentwicklungspläne Strom 2017-2030, Szenario B 2030

10,8 GW

Stilllegung von Braunkohle-kraftwerken: 2,7 GW (2023)

Stilllegungsanzeigen


Hintergrund: EE-Ausbau

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Referenzjahr 2013 Szenario B 2035 Szenario B 2025

Quelle: Netzentwicklungsplan Strom 2025, Version 2015, 2. Entwurf


Hintergrund: Das Jahr 2025 mit Netzausbau

Die Abbildungen zeigen schematisch, wie oft und welche Teile eines (realisierten) Netzes überlastet wären (gemäß Szenario B2 2025):

Die Herausforderungen:

Ausbau EE-Anlagen

Abschaltung Kern- kraftwerke

Stilllegung konventio- neller Kraftwerke

Europäischer Strom- binnenmarkt

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Netz gem. EnLAG Netz gem. EnLAG und BBPlG


Modell

Prüfungsprozess des Netzentwicklungsplans (d.h. Netzausbaubedarf) vollständig selbst erledigen

Marktlicher Kraftwerkseinsatz notwendig, um Netzberechnungen durchführen zu können

Netzauslastung

Redispatch

Lieferung des marktlichen Kraftwerkseinsatzes mittels Simulation des europäischen Strommarktes

Lösung des entsprechenden Optimierungsmodells


Modell

Was wird berechnet?

Der europäische, blockscharfe und kostenminimale Kraftwerkseinsatz

Wie erfolgt die Berechnung?

Je Gebotszone gemäß Merit-Order-Prinzip

Day-Ahead Markt = „Taktgeber“ des Stromgroßhandels

Gebotszonen sind miteinander verbunden

Market-Coupling

Welches Werkzeug wird genutzt?

Gemischt-ganzzahlige lineare Optimierung („GGLP“ bzw. „MILP“)


Modell

Wie sieht das MILP-Modell aus?

Grundstruktur = Market-Coupling

Knoten = Gebotszone

Kante = Übertragungs-kapazität


Modell: Die Formulierungen

• Wie sieht das MILP-Modell aus?

• Zielfunktion

• Market-Coupling

• NTC

• Kraftwerke

• Commitment

• Pmin, Pmax

• Rampen

• Mindestbetriebs- und Stillstandszeiten

• Startkosten

• „Nichtverfügbarkeit“

• Must-Run

• Speicher

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𝑝 𝑔,𝑡

𝑔∈𝒢𝑏𝑧 𝑄1 𝐸𝑟𝑧𝑒𝑢𝑔𝑢𝑛𝑔

+ 𝑝𝑡 ,𝑛𝑏𝑧 →𝑏𝑧

𝑛𝑏𝑧 𝑄2 𝐼𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡

+ 𝑝𝑐 ,𝜏𝑎𝑢𝑠

𝑡

𝜏=1𝑐∈𝐶𝑏𝑧 𝑄3 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑖𝑒𝑟𝑒𝑛

+ 𝑠𝑡 ,𝑏𝑧𝑃𝑟𝑜𝑑

𝑄4 𝑀𝑎𝑛𝑔𝑒𝑙 −𝐸𝑟𝑧𝑒𝑢𝑔𝑢𝑛𝑔

= 𝑃𝑡 ,𝑏𝑧𝑅𝑒𝑠

𝑆1 𝑅𝑒𝑠𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙 −𝑙𝑎𝑠𝑡

+ 𝑝𝑡 ,𝑏𝑧→𝑛𝑏𝑧

𝑛𝑏𝑧 𝑆2 𝐸𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡

+ 𝑝𝑐 ,𝜏𝑒𝑖𝑛

𝑡

𝜏=1𝑐∈𝐶𝑏𝑧 𝑆3 𝑃𝑢𝑚𝑝𝑒𝑛

+ 𝑠𝑡,𝑏𝑧𝐿𝑜𝑎𝑑

𝑆4 𝑀𝑎𝑛𝑔𝑒𝑙 −𝐿𝑎𝑠𝑡

∀𝑡, 𝑏𝑧

𝑚𝑖𝑛

𝐶𝑔𝑃 ∙ 𝑃 𝑔 ∙ 𝑢𝑔,𝑡 + 𝑝𝑔 ,𝑡

𝑖 𝐺𝑟𝑒𝑛𝑧𝑘𝑜𝑠𝑡𝑒𝑛

+ 𝐶𝑔𝑆𝑈 ∙ 𝑣𝑔,𝑡

𝑖𝑖 𝑆𝑡𝑎𝑟𝑡 𝑘𝑜𝑠𝑡𝑒𝑛

+

𝑔∈𝒢

+ 𝐾𝑠𝑙𝑎𝑐𝑘𝑃𝑟𝑜𝑑 |𝐿𝑜𝑎𝑑

∙ 𝑠𝑡 ,𝑏𝑧𝑃𝑟𝑜𝑑 + 𝑠𝑡 ,𝑏𝑧

𝐿𝑜𝑎𝑑

𝑏𝑧∈ℬ𝒵 𝑖𝑖𝑖 𝑆𝑡𝑟𝑎𝑓𝑘𝑜𝑠𝑡𝑒𝑛 𝑓ü𝑟 𝑆𝑙𝑎𝑐𝑘𝑒𝑖𝑛𝑠𝑎𝑡𝑧

𝑡∈𝒯

𝑢𝑡 − 𝑢𝑡−1 = 𝑣𝑡 −𝑤𝑡

𝑝𝑔 ,𝑡 ≤ 𝑃 𝑔 − 𝑃𝑔 ∙ 𝑢𝑔,𝑡

𝑣𝑖

𝑡

𝑖=𝑡−𝑇𝑈+1

≤ 𝑢𝑡 & 𝑤𝑖

𝑡

𝑖=𝑡−𝑇𝐷+1

≤ 1− 𝑢𝑡

𝑝𝑔,𝑡 − 𝑝𝑔 ,𝑡−1 ≤ 𝑅𝑅𝑔 & −𝑝𝑔,𝑡 + 𝑝𝑔 ,𝑡−1 ≤ 𝑅𝑅𝑔

0 ≤ 𝑊𝑐 ,0 +Η𝑐𝑒𝑖𝑛 ∙ 𝑝𝑐 ,𝜏

𝑒𝑖𝑛

𝑡

𝜏=1

−1

𝛨𝑐𝑎𝑢𝑠 ∙ 𝑝𝑐 ,𝜏

𝑎𝑢𝑠

𝑡

𝜏=1

≤ 𝑊𝑐 ,𝑚𝑎𝑥


Modell: Der ROH

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Ziel Reichweite

(Frühes Modell) Herausforderung:

Zeitraum

Zeitpunkte ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ●

● ○ ○ ○

● ○ ○ ○

● ○ ○ ○ ○ Vorausblick

… ● Aktueller Zeitpunkt

Rollierende

Optimierung

Lösung: Der Rollierende Optimierungshorizont (ROH)


Performance: Beispielhafte Jahresrechnung

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Kraftwerke

Blockscharf, ca. 6000

Market-Coupling (Graph)

37 Knoten bzw. Gebotszonen

132 Kanten (NTCs)

Speicher

Aggregat pro Knoten

ROH

Basis = 7 Tage

Vorausblick = 3 Tage

Gurobi 7.0.1

MIPGap = 0,01%

Angepasstes Parameterset

Modell-Statistik des ersten 10 Tage Ausschnitts

Nonzeros ≈ 15,8 Mio.

Nebenbedingungen ≈ 3,1 Mio.

Variablen ≈ 3,6 Mio.

kontinuierliche ≈ 1,5 Mio.

binäre ≈ 2,1 Mio.

Rechner

Xeon E5-2690 v3 @ 2,6GHz

64 GB DDR4-2133


Performance: Beispielhafte Jahresrechnung

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Performance eines Jahreslaufes: Performance eines Jahreslaufes

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+49 228 14 - 5797

[email protected]


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