Großes Varianten- Repertoire

Erzeugung

Planung - Das Management des Kraftwerkseinsatzes wird zunehmend komplexer. Jederzeit müssen sich sämtliche Erlöse und Kosten errechnen lassen. Große Bedeutung hat in diesem Umfeld eine effiziente IT. Ein modernes System kann den Deckungsbeitrag eines Kraftwerks-parks bis in den Prozentbereich hinein verbessern.

30. November 2009

Die Einsatzplanung von Kraftwerken hat in den vergangenen Jahren einen erheblichen Wandel erfahren. Ging es früher vor allem um die Optimierung bei der Deckung einer etwa durch Lastprognose vorgegebenen Strom- und Fernwärmelast, liegt der Fokus heute darauf, die Kraftwerke möglichst optimal an die Märkte zu bringen. Aufgabe dabei ist die Gewinnmaximierung des Erzeugungsportfolios unter Berücksichtigung der Brennstoff- und CO2-Märkte als Kosten einerseits und der Märkte für die Produkte Strom, Gas, Fernwärme, Minuten- oder Sekundärregelleistung als Erlöse andererseits.

Diese Optimierung des Erzeugungsportfolios geschieht im Rahmen von Geschäftsprozessen, die zu Beginn analysiert werden und möglichst hochautomatisiert ablaufen müssen. Diese Geschäftsprozesse sind in ein enges zeitliches Korsett der Börsen und OTC-Märkte eingebunden. Da man heutzutage gegen die Märkte optimiert, gehören die Bildung der Price-Forward-Curve auf Basis des Terminmarktes und Prognoseverfahren für Spotpreise dazu.

Das Gesamtoptimum des Kraftwerks-einsatzes hängt heute etwa bei Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung deutlich an der entsprechenden KWK-Vergütung oder an einer Kombination der Markteinflüsse (bis hin zur Blockbildung einzelner Produkte). Auch gibt es inzwischen Zeiten mit negativen Börsenpreisen – eine Situation die früher nie aufgetreten ist. Neben den neuen Rollen in den heutigen Marktprozessen, die eine Tradersicht in diese Kraftwerksplanung getragen haben, spielt auch das Unbundling eine Rolle, mit dem bestimmte Optimierungsaufgaben, wie die Netzspitzenkappung durch Kraftwerke, entfallen.

Direkter Faktor CO2-Handel

Insgesamt werden integrierte Optimierungsplattformen der Kraftwerksplanung immer wichtiger zur Orientierung und zur Positionierung des eigenen Erzeugungsportfolios.

Auch der Emissionshandel hat einen direkten Einfluss auf die Bezugskosten eines Kohlekraftwerkes. Dafür wird im Optimierungssystem der CO2-Markt mit den entsprechenden Preiszeitreihen abgebildet. Durch den spezifischen Emissionsfaktor des fossilen Brennstoffes ist dann der Zusatzkostenanteil der CO2-Zertifikate in die Brennstoffbezüge des Kohlekraftwerkes oder des Bezugsvertrages einzurechnen. Damit reagiert der optimierte Einsatz der Anlagen sofort auf CO2-Preisschwankungen.

Gerade diese komplexen und zugleich quervernetzten Entscheidungsstrukturen lassen sich von menschlichen Verantwortlichen nicht mehr in allen Konsequenzen überblicken, zumal Bauchgefühl bei heute ständig wechselnden Marktgegebenheiten nicht mehr ausreicht. Deshalb tun sich Menschen gerade im Portfolioeinsatz schwer, die beste Entscheidung im Hinblick auf einen auf ein Maximum an Profitabilität ausgerichteten Einsatz des Kraftwerks-parks zu treffen. »Das Optimum nähert sich hier allenfalls 90Prozent«, sagt Dr. Günter Stock. Der Leiter ›Energiewirtschaftliche Lösungen‹ des IT-Anbieters Kisters betont, der wirtschaftliche Nutzen der IT-gestützten Ressourceneinsatzoptimierung schöpft darüber hinaus das verbliebene Potenzial von bis zu 10% bis zum mathematischen Gewinnmaximum oder Kostenminimum aus.

Das spült nicht nur Bares in die Geldbeutel der Energieerzeuger und ermöglicht so einen schnellen ROI, es entlastet gleichzeitig erheblich die Mitarbeiter, die so freie Kapazitäten gewinnen.

»Prognosen für Prozessdampf-, Gas- und Fernwärmeverbräuche haben einen hohen Stand erreicht. Es gehören mehrere auswählbare Verfahren zum Repertoire einer integrierten Kraftwerksplanung-Softwareplattform«, erläutert Stock. Um die Geschäfte letztlich abzuwickeln, seien Funktionskreise des Portfoliomanagements und des Energiedatenmanagements in dieser Plattform unabdingbar.

Performante Schnittstellen

Als Basis all dieser von Workflows gesteuerten Teilaufgaben stehen heute Zeitreihensysteme zur Verfügung, die all diese Teilsysteme intern zusammenführen. »Nach außen müssen diese Systeme über hochperformante Marktschnittstellen an die verschiedensten IT-Systeme der Marktpartner angeschlossen werden können«, fordert Stock. Schlagworte der Formate seien MSCONS, ESS aber auch konfigurierbare XML- und CSV-Schnittstellen.

Der IT-Experte sieht diverse Kriterien, die ein modernes Kraftwerksmanagementsystem heute erfüllen muss. Als ersten Punkt nennt er eine »integrierte Gesamtlösung aus Prognose, Optimierung, Energiedatenmanagement und Portfoliomanagement«, die sich an die fachliche Aufgabenstellung des jeweiligen Kunden bestens anpassen lässt.

Die Methoden und Algorithmen sollten aus einem Werkzeugkasten auswählbar sein. Weiterhin geschieht diese Anpassung über intuitive und hochproduktive Konfigurationswerkzeuge der Topologie und der zugehörigen Zeitreihenablagen. »Dabei ist auch die automatische Anlage von Variantenbäumen in der Zeitreihenablage ein wichtiger Punkt, da mit zunehmender Variabilität des Umfeldes das Thema Varianten zu einer Grundfunktion der Kraftwerksplanung geworden ist«, berichtet Stock.

Sein zweites Kriterium ist, dass sich die Gesamtlösung über die »gängigen Marktschnittstellen des Strom- und Gasmarktes über leicht konfigurierbare Standardschnittstellen an ganz verschiedene externe Systeme von Handelspartnern oder anderen Bereichen« anschließen lassen muss. Laut Stock sind »flexible Marktschnittstellen für den Kunden quasi eine Versicherung der Zukunftssicherheit«. Dies insbesondere, da von der Bundesnetzagentur ständig Veränderungen eingebracht werden.

Drittens muss sich die Gesamtlösung des Kraftwerksmanagements, laut dem IT-Experten, leicht an die unterschiedlichen Arbeitsabläufe der Unternehmen anpassen lassen und einen Großteil von Standardaufgaben vollautomatisch durchführen. Als letztes Kriterium nennt Stock die »möglichst effiziente Zeitreihenbehandlung innerhalb der Gesamtplattform«, denn damit sei die Systemperformance aller Lösungen sehr stark verbunden.

Auf dieses Anforderungsprofil habe man bei der Aachener Kisters AG die neue Version 3 des Kraftwerksmanagementsystems BelVis ResOpt ausgerichtet. Zur Optimierung werden die Daten des Erzeugungsportfolios in BelVis ResOpt eingespeist und dort grafisch in Form von Schaltungen modelliert. »Quasi auf Knopfdruck ermittelt die Lösung die bestmöglichen Entscheidungen zum Einsatz, zur Leistung und zum Fahrplan jedes Kraftwerks sowie zum Gefüge der Verbundsysteme aus Erzeugung und Verteilung«, betont Stock.

In BelVis ResOpt könne der Kraftwerksbetreiber die in den Unternehmen vorgefundenen hochkomplexen, vernetzten Optimierungsaufgaben als Szenarien modellieren. Einzelne Komponenten dieser aufwendigen Prozesse sind beispielsweise Bündel aus komplexen Gasbezugsverträgen, Speicherungsmöglichkeiten für die KWK oder die Fernwärmelieferung bei zusätzlicher Kondensationsstromauskopplung unter Einhaltung der Restriktionen für CO2-Emissionen, Regelenergie- und Spotmärkte.

»Allein die Berücksichtigung dieser Elemente bringt eine Flut von Entscheidungsmöglichkeiten mit sich. Die Kunst besteht darin, aus diesen Alternativen die ultimative, optimale Vorgehensweise zu ermitteln. Das geschieht automatisch durch mathematische Optimierung über GGLP-Verfahren«, erläutert der Abteilungsleiter der Kisters AG.

Der Aachener Anbieter will seine Lösung im kommenden Jahr weiter entwickeln. »Nächster großer Schritt wird eine Anbindung von stochastischen Verfahren und die im Rahmen von Smart Metering und Smart Grid weiterentwickelte BelVis Plattform werden«, berichtet Stock.

Insgesamt ist das Intelligente Netz ein spannendes Zukunftsthema, inbesondere auch bei der Weiterentwicklung des Kraftwerksmanagements. Das sieht auch Experte Stock so: »Smart Grid ist der logische nächste Schritt auf unserem Weg.« Allerdings erfordere dieses Thema ein hochintegriertes Gesamtsystem, bei dem zusätzlich Prozessleittechnik integriert ist. »Die Planungsrechnungen und die Intradayoptimierungen müssen vollautomatisch online erfolgen«, so Stock.

Standard Reserveleistung

Ein weiterer Ansatz für die Kraftwerks-optimierung ist die Minuten- und Sekundenreserve. Laut Stock ist dies mittlerweile Bestandteil sehr vieler Modelle: »Ich rechne damit, dass es zukünftig neben den klassischen Commodity-Märkten als Standardaufgabe hinzukommt.« Die verschiedenen Aufgaben der optimalen Zuweisung bestehender Liefer- oder Reservehaltungsverpflichtungen auf die Einzelkraftwerke einerseits und die Gesamtoptimierung gegenüber den Märkten zur Gewinnmaximierung innerhalb mehrerer zeitlich gestaffelter Angebotsprozesse würden die Wichtigkeit der Abbildung von Workflows innerhalb der Kraftwerksplanung zeigen.

»Die Kraftwerksoptimierung bewegt heutzutage in diesem hochkomplexen Marktumfeld enorme Geldströme und kann durch mathematische Optimierung oft den Deckungsbeitrag im Prozentbereich verbessern. Das führt dazu, dass solche integrierten Planungssysteme einen schnellen ROI haben«, so Stock. (mn) <

Erschienen in Ausgabe: 11-12/2009