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Im vorliegenden Beitrag wird ein Strommarktsimulationsmodell entwickelt, mit dessen Hilfe die Bereitstellung von Flexibilität auf dem Strom- und Regelleistungsmarkt in Deutschland modell-gestützt analysiert werden soll. Das Modell bildet dabei zwei parallel verlaufende, zentrale Wettbewerbsmärkte ab, an denen Akteure durch die individuelle Gebotsermittlung handeln können. Die entsprechend hierzu entwickelte Gebotslogik wird detailliert erläutert, wobei der Fokus auf der Flexibilität fossil-thermischer Kraftwerke liegt. In der anschließenden Gegen-überstellung mit realen Marktpreisen zeigt sich, dass die verwendete Methodik und die Ge-botslogik den bestehenden Markt und dessen Marktergebnis in geeigneter Form wiederspie-geln, wodurch zukünftig unterschiedlichste Flexibilitätsszenarien analysiert und Aussagen zu deren Auswirkungen auf den Markt und seine Akteure getroffen werden können.
In diesem Beitrag werden die Bereitstellungskosten flexibler Systemkomponenten im deutschen Stromsystem analysiert, zu deren Quantifizierung eine einheitliche Methodik entwickelt wird. Dabei ist das Ziel des Beitrags, zeitlich differenzierte Kostenpotenzialkurven für die Jahre 2015 und 2030 zu erarbeiten, anhand derer die energiespezifischen Kosten der markt- und systemdienlichen Flexibilitätsbereitstellung verglichen und die einzelnen Flexibilitätsoptionen in einen Gesamtkontext eingeordnet werden können.
Der Einsatz flexibler Systemkomponenten wird hierzu in die drei Hauptphasen (1) Vorhaltung, (2) Abruf und (3) Einsatzfolgen unterteilt, woraus sich drei kongruente Kostengruppen ableiten lassen, nach denen die einzelnen Kostenbestandteile identifiziert und als Ergebnis die Bereitstellungskosten quantifiziert werden. Neben fossil-thermischen Kraftwerken werden dabei bspw. die Kraft-Wärme-Kopplung, Biogasanlagen, Pumpspeicher- und Laufwasserkraftwerke sowie steuerbare Lasten untersucht.
Zur anschließenden Abbildung der teils negativen Bereitstellungskosten wird die herkömmliche Darstellungsform der Merit Order entlang der Ordinate um die Abbildung negative Werte erweitert und die Abszisse für die Abbildung negativer Flexibilität in umgekehrter Reihenfolge angeordnet. Das Ergebnis sind zwei zusammenhängende Graphen, mittels derer sich die Bereitstellungskosten verschiedener Flexibilitätsoptionen gegenüberstellen und anschaulich vergleichen lassen.
Durch die Festlegung eines Rahmenszenarios zur Entwicklung des deutschen Stromsystems bis zum Jahr 2030 wird anschließend auch die zukünftige Perspektive der Flexibilitätsbereitstellung in Deutschland analysiert. Aus den Ergebnissen lässt sich ableiten, dass der deutsche Kraftwerkspark mit einem fortschreitenden Rückbau der Kohlekraftwerke nur dann zunehmend flexibler wird und auf höhere Schwankungen im Stromnetz reagieren kann, wenn von einem gleichzeitigen Zubau moderner erdgasbetriebener Kraftwerke ausgegangen wird. In diesem Fall steigen die Bereitstellungskosten positiver Flexibilität, was sich beispielsweise durch zukünftig steigende Brennstoffpreise bergründen lässt. Jedoch kann bspw. durch die Transformation der Kraft-Wärme-Kopplung hin zu einer grundsätzlich stromgeführten Fahrweise zukünftig eine vergleichsweise kostengünstige Flexibilitätsbereitstellung erschlossen und somit auch ein gleichbleibendes oder oftmals sogar höheres Flexibilitätsniveau am Markt erreicht werden.