Unser Modellinstrumentarium für den Energiemarkt

Modelle helfen, die Komplexität der heutigen Welt besser zu verstehen

Das Energieversorgungssystem ist ein komplexes Gebilde, welches in der Realität durch eine Vielzahl an Faktoren beeinflusst wird. So erfolgen Einflüsse bspw. durch technologische Entwicklungen, Verbrauchsverhalten, Wetterbedingungen, Rohstoffe und Potenziale, deren Komplexität zudem noch durch politische, gesellschaftliche und ökonomische Interessen weiter zunimmt.

Durch die enge Verbindung einzelner Standorte über die Energienetze wirken sich diese Einflüsse zudem überregional aus. Unser breit aufgestelltes Modellinstrumentarium ist in herausragender Weise geeignet alle wesentlichen Wirkungszusammenhänge der Energiemärkte zu erfassen und in die Zukunft zu projizieren. Als Ergebnis erhalten wir realitätsnahe Prognosen und Szenarien für die weitere Entwicklung des Energiesystems.

Unsere Modelle entwickeln wir – auch im Rahmen von Forschungs- und Industrieprojekten - ständig weiter, damit wir neue Fragestellungen stets auf Basis aktuellster Modellerkenntnisse analysieren können.

Europäisches Strommarktmodell

Das von r2b entwickelte europäische Elektrizitätsmarktmodell dient dazu, individuelle Entscheidungen von Wirtschaftssubjekten (Unternehmen und Verbraucher) auf wettbewerblich organisierten Strommärkten zu simulieren – unter Berücksichtigung von wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen.

Europäisch. Umfassend. Dynamisch.

In dem für Mittel- bis Langfristprognosen eingesetzten Modell werden Investitions- und Desinvestitionsentscheidungen der Marktteilnehmer sowie deren kurzfristige, stündliche Entscheidungen über Angebot und Nachfrage von und nach Strom im Wettbewerb abgebildet. Unter der Vorgabe zukünftiger Entwicklungen sog. Fundamentalgrößen, wie bspw. der Preise für Brennstoffe und CO2-Zertifikate oder der jährlichen Stromnachfrage, wird mit dem Strommarktmodell die kostenminimale Entwicklung des Stromerzeugungssystems der Zukunft prognostiziert. Dabei berücksichtigt r2b sowohl die Zusammensetzung des Erzeugungsparks als auch den stündlichen Einsatz auf allen relevanten Märkten.

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Ermitteln Sie den Kraftwerkspark der Zukunft

Zentrale Outputs unseres Elektrizitätsmarktmodells:

  • Entwicklung der installierten Leistung nach Energieträgern, Erzeugungstechnologien und Ländern (konventionelle Kraftwerke, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke)
  • Entwicklung der Stromerzeugung nach Energieträgern und Ländern
  • Entwicklung von Stromim- und Exporten zwischen Ländern
  • Entwicklung der Brennstoffverbräuche in der Stromerzeugung
  • Entwicklung der CO2-Emissionen in der Stromerzeugung
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  • Entwicklung von stündlichen Großhandelsstrompreisen
  • Entwicklung von stündlichen Regelenergiemarktpreisen
  • Entwicklung von Preisen für Emissionszertifikate ('CO2-Preise')

Kraftwerksdispatchmodell für Europa

Unser Modell zum europäischen Kraftwerksdispatch dient der Simulations von blockscharfen Einsatzentscheidungen konventioneller sowie Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke. Unter Berücksichtigung des kostenminimalen Einsatzes des Kraftwerksparks am Stromgroßhandelsmarkt sowie der Regelenergiemärkte simulieren wir das wettbewerbliche Marktergebnis des Strommarktes in herausragender Weise. Grundsätzlich werden in unserem Kraftwerkseinsatzmodell alle Erzeugungskapazitäten in der Reihenfolge ihrer kurzfristigen Grenzkosten und unter Berücksichtigung von Anfahrprozessen zur Deckung der Nachfrage in jeder Stunde sowie zur Bereitstellung von Regelleistung und -energie eingesetzt.

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Zentrale Outputs unseres Dispatchmodells:

  • Blockscharfe stündliche Erzeugungsganglinien für konventionelle Kraftwerke
  • Stündliche Erzeugungsganglinien für Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke
  • Aggregation der Einspeiseganglinien auf Netzknoten

Kraftwerkseinsatzoptimierung

In unserer Krafwerkseinsatzoptimierung berechnen wir auf Basis vorgegebener stündlicher Strom- und Regelenergiemarktpreise sowie den variablen Kosten des Kraftwerks die gewinnmaximale stündliche Erzeugungs- und Vermarktungsstruktur.

Neben der Vermarktung auf dem Spotmarkt, berechnet das Modell auch eine gewinnmaximale Gebotsstrategie auf allen Regelenergiemärkten unter Berücksichtigung von Arbeits- und Leistungspreisen sowie einem stochastischen Abruf von Regelenergie.

Experten für Kraftwerkseinsatzoptimierung ansprechen

Zentrale Outputs unserer Kraftwerkseinsatzoptimierung

  • Bis zu viertelstündlichem Einsatz eines oder mehrer Kraftwerksblöcke im Anlagenverbund, Speicher- oder Pumpspeicherkraftwerke
  • Vermarktung der Erzeugungsleistung am Spotmarkt und an allen Regelenergiemärkten sowie kontinuierlichem Intradaymarkt
  • Berücksichtigigung von detaillierten anlagenindividuellen Restriktionen und Standorteigenschaften
  • Berücksichtigung von Wärme- und Dampfbereitstellung bei KWK-Anlagen im Anlagenverbund
  • Stündliche, monatliche und jährliche Erlöse und Deckungsbeiträge, aufgeschlüsselt für alle Vermarktungsoptionen

Europäisches Erneuerbare-Energien-Modell

Das europäische Erneuerbare-Energien-Modell prognostiziert die zukünftige Entwicklung der erneuerbaren Energien im Strombereich unter Berücksichtigung technischer, ökonomischer und politischer Rahmenbedingungen.
In Kombination mit unserem europäischen fundamentalen Strommarktmodell können neben Festpreisvergütungssystemen auch Prämienmodelle sowie Quotenmodelle modelliert werden.

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Zentrale Outputs unseres EE-Modells:

  • Regionale Entwicklung der installierten Leistung der EE
  • Regionale Entwicklung der Stromerzeugung aus EE
  • Förderkosten unterschiedlicher EE-Technologien und für europäische Länder
  • Stündliche Einspeiseganglinien für EE

Weitere Modelle

Profitieren Sie von unserer Methodenkompetenz

Das Prognosemodell zur Entwicklung der Stromnachfrage ist ein Bottom-up-Modell, das auf Basis von geeigneten Einflussgrößen die sektorspezifischen Stromverbräuche im Rahmen von Szenarien fortschreibt. Dabei werden für die einzelnen Sektoren absehbare zukünftige Entwicklungen bspw. im Bereich der Energieeffizienz, Elektromobilität, Klimatisierung, Bevölkerungsentwicklung und dem Wirtschaftswachstum auf Basis einzelner stündlicher Verbrauchsprofile analysiert und prognostiziert. Somit lassen sich neben der Entwicklung der Jahresstromverbräuche auch stündliche Lastzeitreihen der einzelnen Sektoren für die Zukunft ableiten.

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Auf Basis unserer umfänglichen und hochaufgelösten Wetter-, Potenzial- und Anlagendaten modellieren wir europäisch konsistente Einspeiseganglinien für die Technologien Wind Onshore, Wind Offshore und Photovoltaik. Die Einspeiseganglinien können wir für unterschiedliche historische Wetterjahre generieren. Die Daten wurden im Rahmen umfangreicher Analysen validiert, so dass wir die Einspeisestrukturen der europäischen EE-Technologien realitätsnah abbilden können.

Für die Prognose zukünftiger Einspeisestrukturen berücksichtigen wir technologische Weiterentwicklungen wie bspw. den Anstieg von Nabenhöhen oder von Leistungsdichten von neuen Windenergieanlagen. Die generierten Einspeiseganglinien werden bei sämtlichen quantitativen Analysen der Entwicklung des deutschen und europäischen Stromversorgungssystems genutzt.

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Die Bestimmung des zukünftigen Bedarfs an Regelleistung und die Abrufwahrscheinlichkeiten von Regelenergie unterschiedlicher Qualitäten unterliegt komplexen Zusammenhängen, die wir in einem eigens zu diesem Zweck entwickelten Modell abbilden. Kern des Modells ist die Berechnung der Zielgrößen mittels des sog. Graf-Haubrich-Verfahrens.

Es wird auf Basis eines wahrscheinlichkeitstheoretischen Ansatzes unter Berücksichtigung von unvermeidlichen Abweichungen zwischen geplanten Erzeugungsmengen und tatsächlichen Einspeisungen ins Netz sowie zwischen geplanten Verbrauchsmengen und tatsächlichen Entnahmen aus dem Netz die Wahrscheinlichkeit für das Ausmaß von Ungleichgewichten ermittelt. Als relevanteste Ursachen unvermeidlicher Ungleichgewichte werden bei der Berechnung der Bedarfe je nach Regelenergieart und Einsatzdauer Ausfälle konventioneller Kraftwerke, EE-, Last- und Kraftwerksrauschen sowie Prognosefehler der EE-Einspeisung und der Last berücksichtigt.

Eingesetzt wird das Modell zur Regelleistungsdimensionierung u.a. als wichtige Input-Schnittstelle zu quantitativen Simulationsrechnungen der Strommarktmodellierung oder im Rahmen von Versorgungssicherheitsbetrachtungen.

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Bei dem sich derzeit vollziehenden Wandel der Stromversorgung hin zu immer stärker durch regenerative Energien geprägten Erzeugungssystemen, wird dem Thema Versorgungssicherheit immer mehr Gewicht beigemessen. Zur Berechnung der 'gesicherten Leistung' eines Stromerzeugungsparks verwendet die r2b energy consulting einen wahrscheinlichkeitstheoretischen Ansatz. Was das bedeutet? Bei diesem Ansatz wird unter Berücksichtigung der Wahrscheinlichkeit ungeplanter, indisponibler sowie dargebotsabhängiger Nicht-Verfügbarkeiten einzelner Erzeugungsanlagen bestimmt, welche gesamte Erzeugungsleistung mit einer bestimmten Wahrscheinlichkeit zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast in einem Erzeugungssystem verfügbar ist.

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Auf Basis fortgeschrittener ökonometrischer Modelle schätzen wir kurzfristige fundamentale Einflussfaktoren – wie bspw. die Windenergieeinspeisung, die Höhe der Verbrauchslast oder den Temperaturverlauf – auf unterschiedliche Strompreisstrukturen (Spotmarkt, Intraday, Regelenergie).

Die Ergebnisse daraus nutzen wir beispielsweise für die Erstellung von HPFCs. Diese können damit wahlweise um stochastische Effekte (Einfluss von 'Wetterjahren') oder Zubau von EE-Anlagen bereinigt werden.

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