HYBRID-Berechnungsüberblick

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Wenn mindestens eine Produktionszeitreihe vorliegt, kann eine Simulation erstellt werden. Im folgenden Beispiel wird eine PARK-Berechnung für 7 x 75kW-WEA eingeladen, die eine Zeitreihe von 1.1.2000 bis 1.3.2021 auf Basis von stündlichen ERA5T-Daten umfasst.

Die Zeitreihen werden zusammen mit den Nachfrage- und Preiszeitreihen aus den Beispieldaten geladen.

Beachten Sie, dass die drei Zeitreihen unterschiedliche Perioden abdecken. Nur die drei Jahre vom 1.1.2018 bis zum 1.1.2021 sind in allen drei Zeitreihen enthalten.

Für die Nachfragezeitreihe wurde ein Faktor 2 eingegeben (siehe Hervorhebung), um eine Nachfrage in derselben Dimension wie die Parkproduktion zu simulieren. Die skalierte Nachfrage beträgt etwa 1000 MWh/a. Die Produktion der Windzeitreihe – inklusive des Verlusts von 10%, der in der PARK-Berechnung definiert war – etwa 860 MWh/a. Dieser Verlust kann in der Spalte Reduktion aber bearbeitet werden. Vor der Simulation sollte noch ein Kostenmodell für den Windpark eingerichtet werden. Wechseln Sie hierzu auf das Register Kosten und Lebensdauer:

Wählen Sie aus dem roten Dropdown-Menü Kostenmodelle bearbeiten und im folgenden Fenster dann Template:Fundort '''Neu'''(es Kostenmodell) → Wind Onshore → Wind Onshore (Mittlere Kosten). Das Kostenmodell muss überprüft werden und wurde für dieses Beispiel stark angepasst, weshalb im Folgenden zum Teil andere Wert auftreten als wenn Sie es mit den Standardeinstellungen nachvollziehen. Zum Anpassen von Kostenmodellen siehe Kostenmodelle.

Nach Klick auf die Schaltfläche Template:Simulieren werden folgende Angaben angezeigt:

Der Gegenwert der Windproduktion mit dieser Preiszeitreihe wäre 32.148,20 €/a, oder 37,24 €/MWh. Der Gegenwert der (gesamten) Nachfrage wäre dagegen 44,78 €/MWh, was illustriert, dass der Preis sinkt, wenn die Windproduktion hoch ist – hier um mehr als 10%.

Es wird außerdem angegeben, dass die Windproduktion 86,4 % der (skalierten) Nachfrage entspricht.

Und schließlich ist ersichtlich, dass der benötigte Energieimport (da die Windproduktion nicht immer zur selben Zeit auftritt wie die Nachfrage) 49,93 €/MWh kosten wird, 10% mehr als wenn die gesamte Nachfrage importiert würde.

Diese Werte vermitteln ein erstes Bild davon, wie Produktion und Nachfrage als Zeitreihen, gewichtet mit Preiszeitreihen, auf der Grundlage der Daten für 2018 in Geld umgerechnet werden. Wenn Sie unter Zeitreihe Anfang 2020 einstellen, werden Produktion, Nachfrage und Preise für 2020 verwendet:

Die Windproduktion ist hier höher als im Jahr 2020. Der größte Unterschied ist der Preis – Der Wert der Windproduktion ist mehr als halbiert, die Kosten der Nachfrage sind um ein Drittel geringer. Dies verdeutlicht, dass es bei der Analyse der finanziellen Machbarkeit des HYBRID-Systems äußerst wichtig ist, eine gute Vorstellung davon zu haben, welches Preisjahr für die Zukunft als am realistischsten angesehen wird und deshalb verwendet werden sollte.

Das Jahr wird auf 2018 zurückgesetzt, und Simulieren gedrückt. Wir betrachten nun die finanzielle Machbarkeit des Windparks in einem System aus einer rein marktpreisbasierten Sichtweise.

Die Titel der Spalten erscheinen vollständig, wenn Sie mit der Maus darüber fahren. Die rot markierten Spalten zeigen (v.l.n.r):

1. DevEx + Capex – Zuschüsse: Entwicklungskosten (DevEx) + Investitionsausgaben (CapEx) - Zuschüsse
2. OpEx + AbEx: Betriebskosten (OpEx) + Rückbaukosten (AbEx)
3. Zinsen / Gebühren (keine Darlehen in dieser Simulation)
4. Kauf / Import (kein Kauf von externen Anlagen in dieser Simulation, der Windpark liegt INNERHALB des MicroGrid (dies kann auf dem „Zeitreihen“-Register gewählt werden)
5. Export / Begrenzungen
6. Förderung (in dieser Simulation nicht definiert)
7. Steuern / Abgaben (in dieser Simulation nicht definiert)
8. Gesamtkosten, Summe der obigen Spalten

In der untersten Zeile wird "Alles importiert" angezeigt, die Kosten für einen vollständigen Import des Bedarfs aus dem Netz, was die Referenz ist. Wird sich die Investition in eine Windkraftanlage auszahlen und die Energiekosten billiger machen?

In diesem Fall ist die Antwort "vielleicht".

Die Kosten für die "Alles importiert"-Variante belaufen sich auf 894 T€ über die Projektlaufzeit.

Die Kosten für den Windpark minus Exportwert belaufen sich auf 373 T€ und die Kosten für den zusätzlich benötigten Import aus dem Netz sind 469 T€, insgesamt 841 T€, also 53 T€ weniger als die "Alles importiert"-Variante unter der Annahme der Nachfrage, der Produktion und der Zeitreihe von 2018.

Der Nettobarwert (NPV) ist allerdings negativ, bei -51 T€. Die Einsparung wäre also akzeptabel, aber wenn mit einem Satz von 2,5% abgezinst wird (Standard), sind die Einkünfte in den späteren Jahren gering im Vergleich mit denen der frühen Jahre.

Nun können weitere Analysen durchgeführt werden, um die finanziellen Auswirkungen der getroffenen Entscheidungen besser zu verstehen. Es gibt viele mögliche Fragen, auf die das HYBRID-Modul die Antworten liefern kann. Möglicherweise müssen wir uns mit der Finanzierung der Anlage(n) befassen. Möglicherweise müssen wir Abgaben und Steuern einbeziehen; möglicherweise müssen wir die erwartete künftige Preisentwicklung berücksichtigen usw. Variationen in einem oder allen diesen Bereichen werden die Ergebnisse der Machbarkeitsprüfung verändern. Diese werden in den folgenden Abschnitten systematisch dargestellt und erläutert.

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Überblick ♦ Modulumfang und Berechnungsfälle ♦ Datengrundlage ♦ HYBRID: Berichte
Berechnungsablauf: Berechnungsüberblick ♦ Start ♦ Grundeinstellungen ♦ Einheiten ♦ Externes Netz/Importkosten ♦ Zeitreihen ♦ Speicher ♦ Kosten und Lebensdauer ♦ Finanzierung ♦ Energiepreis
Ergebnisse im Berechnungsfenster: Zeitreihe Grafik ♦ Diagramme ♦ Ergebnis in Datei
Werkzeuge und Hilfsmittel: Optimierer ♦ OPTI-Storage ♦ Kostenmodelle ♦ Indizes