Economic Value of PSPs from a European Perspective - Dr. Klaus Engels, E.ON (Germany) HydroVision International, Sacramento, CA July 20th, 2011
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Economic Value of PSPs from a European Perspective Dr. Klaus Engels, E.ON (Germany) HydroVision International, Sacramento, CA July 20th, 2011
Management Summary
Up to date, pumped-storage plants (PSPs) are the only technology to store large
amounts of energy with reasonable technical and financial efforts.
Europe in general, but Germany in particular after the retreat from nuclear
generation, provides strong support for renewables to reduce GHG emissions.
Rising supply from volatile sources such as wind, PV and other non-controllable
generation assets increases the demand for storage and reserve capacity.
To show the real value of PSPs, business cases need to reflect revenues from
wholesale and reserve market as well as effects within the generation portfolio.
Applying a sophisticated evaluation method on E.ON’s latest PSP project, an
increase of more than 90% in contribution margin could be observed.
This method enables developers to base their business cases on more “realistic”
scenarios and thereby point out the project’s economic viability – but also its limits.
Value of PSPs 20.07.2011 E.ON Generation Fleet Hydro 2PSPs can address three major challenges of the German
generation system – energy storage, reserve and flexibility
German market environment
Key facts Key facts
y Germany is Europe’s largest power market and 100%
y Electricity production: y Electricity production: liberalized - strong political support for pumped-
4,100 TWh 7:1 590 TWh storage plants (e.g. 10 years grace period for grid fees)
y Installed capacity: y Installed capacity: y Energy: Guaranteed feed-in tariffs for non-controllable
approx. 1,000 GW 147 GW (approx. 2/3 thermal) renewable energies require huge storage capacities
y 40 PSPs operating y 22 PSPs operating y Reserve: Increasing utilization of volatile renewables,
y PSP capacity y PSP capacity rising demand of ancillary services, e.g. reserve energy
approx. 20 GW 3:1 6.6 GW y Flexibility: Generation portfolio dominated by thermal
y 2% of total installed y 4% of overall installed power plants with less flexibility than PSPs
capacity capacity
y Most prominent PSP developments:
y Status-quo: 9% of y Status-quo: 16% of
electricity generation electricity generation
from renewables from renewables
y Target: 20% electricity y Target: 30% electricity
from wind in 2030 from renewables in
(~300 GW) 2030
Riedl 300 MW Waldeck 2+ 300 MW Atdorf 1,400 MW
Source: www.eia.doe.gov, www.hydroworld.com; CIA Factbook, own research
Value of PSPs 20.07.2011 E.ON Generation Fleet Hydro 3The business case of E.ON’s Waldeck 2+ development is an
example for sophisticated computing of revenues for PSP
Upper storage reservoir
Waldeck 2 and 2+
Project Features
y 1 Francis pump-turbine
CAPEX y M&E equipment
Upper storage C y Cavern powerhouse
reservoir Waldeck 1 850 €/kW y Penstocks
Waldeck 2+
300 MW y Extension of upper reservoir
B
(exp. COD 2016) y Operation from existing
A Waldeck 2 OPEX
control center
480 MW 5 €/kW p.a. y Only minor effects on IRR
Waldeck 1 (COD 1975)
135 MW
(COD 2009) y 10 years w/o grid fee
y 30 years of project lifetime
Project before major rehabilitation
Lower storage y Synergies through utilization
reservoir environment
of existing site (upgrade)
Waldeck group y Geological risk (contingency)
Legend: Existing capacity, new build capacity
Need for adequate market models to assess the revenues of PSPs.
Value of PSPs 20.07.2011 E.ON Generation Fleet Hydro 4Modeling needs to address wholesale and reserve market
and must also consider hydro-specifics in a portfolio
Wholesale and reserve market Thermal & hydraulic systems Evaluation method1)
Modellbildung 1 Modellbildung 3 Methodology 5
Märkte für Fahrplanenergie Hydraulische Erzeugung (I) Zufluss QZuf Two‐stage method as mixed whole‐number quadratic problem for
QZuf
power generation and trading planning
Spot- / Terminmarkt Preis zeitvariable natürliche Zuflüsse Turbine
QZuf Speicherbecken Objective
Kauf und Verkauf von elektrischer Energie Verkauf Minimal- und Maximaldurchfluss von Turbine Pumpe Determination of the maximum contribution margin of a generation pool consisting of thermal
Spotmarkt: stündliche Produkte Pumpen, Turbinen, Druckstollen u. ä. Turbine QZuf
and hydro power plants under consideration of spot and reserve markets
Terminmarkt: beliebige Produktdefinitionen Prohibitivpreis zeitabhängige Absenk- und Stauziele
Input data: generation, trading, load, reserve, control data
Modellierung über Preis-Absatz-Funktion, Anfangs- und Endfüllstand für jedes Speicherbecken Turbine QZuf QZuf
Einkauf
aggregiert für gesamten Markt Revisionen und Zwangseinsätze Laufwasserkraftwerk Decomposition
gehandelte
Emax,V Emax,E Energie Vorhaltung von Fahrplanenergie und Reserveleistung Lagrange Relaxation Co‐ordination of energy and reserve balance
K K Zufluss
t=1 t=2 t=n
1st stage thermal units (DP): hydro units (SLP): reserve market QP: spot market LP:
Oberbecken parameters, e.g.: parameters, e.g.: parameters, e.g.: parameters, e.g.:
Modellbildung Modellbildung Anfangs- End-
Märkte für Reserve (I) 2
füllstand füllstand
5 ‐ min/max capacity
‐ efficiencies
‐ max capacity
‐ efficiencies
‐ capacity & energy prices
‐ max salable capacities
‐ market prices
‐market volumes
Turbine Pumpe
‐ min/ up‐ and down‐times ‐ storage volumes ‐ hourly request of energy
Märkte für
Reservebeschaffung Reserve
durch ÜNB (II) Reservestellung hydraulischer Kraftwerke
Mittelbecken
‐ cost components ‐ grid tariffs
Anfangs- End-
Für KW-Betreiber: nur Verkauf von Reserve Turbine füllstand füllstand
Kriterium für Zuschlag der Angebote:
Beliebige Produktdefinition Preis Beispiel: Pumpspeicherkraftwerk bei Teilnahme an den Märkten für 2nd stage
Hydro‐thermal power dispatch (close‐ended solution)
Unterbecken QP
Nur Leistungspreis merit-order
Mindestangebotsmengen Leistungspreis + Fahrplanenergie und positive Minutenreserve
prA· gebotener
Î Modellierung Leistungspreis-Absatz-Funktion
Aktivierungszeit Verkauf results evaluation: dispatch, contribution margin
Arbeitspreis Kontinuitätsgleichung: Vt = Vt-1 + Qt, Zufluss –Topologie
Qt, Abfluss hydraulisches Modell
Kriterium für Anforderung von
Reservearbeit: Arbeitspreis merit-order Leistungspreis Modellierung beliebig vernetzter Gruppen
Mindestenergiemenge, z. B. V1Anf V1End
Î Hydraulischer ...
Î Modellierung der Arbeitsanforderung über pos.Network-Flow
MR:
vorgehaltene
vom Arbeitspreis abhängige Anforderungs- 100 MW · 4 h = 400 MWh Oberbecken
wahrscheinlichkeit (Zeitreihe) RLmax,VK RLmin.Angebot Leistung
QTu,FE QPu,FE
prA: Anforderungs- Leistungsgrenzen, z. B.
Turbine Pumpe
y An integrated algorithm
FE: 80 MW, pos. MR: 100 MW QTu,RA QPu,RA
wahrscheinlichkeit
Bilaterale Reserveverträge (z. B. Stundenreserve)
pos. MR:
Bezug und Bereitstellung Energetische Berücksichtigung von ...
V2Anf V2End
U. U. längere Vertragslaufzeiten Reservearbeit, z. B. mit Anforderungs- Unterbecken
Ausgestaltung nicht standardisiert
Î Modellierung als fest abgesetzte Menge an Reserveleistung
Î Abruf und Vergütung von Reservearbeit analog zur Beschaffung durch ÜNB
wahrscheinlichkeit pA = 0,2:
0,2 · 100 MW · 1 h = 20 MWh
FE: QTu,FE + QTu,RL ≤ QTu,max
Zeit
optimizes the power plant
80 MW · 1 h = 80 MWh Vmin ≥ c ⋅ PRL ⋅ tmin
QTu,RA= prA ⋅ QTu,RL
scheduling on spot and
y Market simulation through y Detailed modeling of reserve market
supply and demand technical and hydraulic y Results: dispatch of
modeling on wholesale and constraints portfolio and contribution
reserve markets margin of PSP
Value of PSPs 20.07.2011 E.ON Generation Fleet Hydro 5
1) The applied IT tool was developed in cooperation with RWTH Aachen UniversityConsideration of all three revenue components leads to a
rise in contribution margin and a project IRR far above 10%
Rise in contribution margin Sensitivity analysis of IRR
Case Scenarios Average deviation to IRR Base Case
[1] Base case (Capex incl. upfront payment if applicable, 30
New Build
years, no rehab, no capacity tariffs or ancillary services, 75%
+92% IRR >10% share of concession's revenues)
[2] CAPEX +20% +20% -1,5%
-0,8%
1
[3] CAPEX +10% +10% 2
CAPEX
200% [4] CAPEX -10%
[5] CAPEX -20%
-10%
-20%
3
1,3%
2,3%
Waldeck 1
4
5
[6] GWh/a -10% -10% -0,9% 6
[7] GWh/a -5% -5% -0,4% 7
Energy
[8] GWh/a +5% +5% 8
0,7%
150% [9] GWh/a +10% +10% 0,8%
9
10
[10] Capacity Tariff/Ancillary Services 50 €/kW 50 €/kW 11
1,9%
[11] Capacity Tariff/Ancillary Services 75 €/kW Tariffs 75 €/kW 12
2,8%
[12] Capacity Tariff/Ancillary Services 100 €/kW 100 €/kW 13
3,7%
Waldeck
1
[13] Lifetime 20 years 20 years -1,6%
100%
15
[14] Lifetime 40 years Lifetime 40 years 16
0,7%
[15] Lifetime 50 years 50 years 0,9%
2 & 2+
17
18
[16] OPEX +50% +50% -0,9% 19
[17] OPEX +20% OPEX +20% -0,4% 20
[18] OPEX -20% -20% 0,3%
50%
21
22
[19] Start of construction +1 years + 1 year -0,3% 23
[20] Start of construction +2 years Execution + 2 years 2
0,1%
[21] Start of construction +3 years + 3 years 25
0,2%
26
[22] Rehab (after 31 years) 5% of CAPEX, lifetime = 50 years 5% of CAPEX 27
0,9%
0% [23] Rehab (after 31 years) 10% of CAPEX, lifetime = 50 years
[24] Rehab (after 31 years) 20% of CAPEX, lifetime = 50 years
Rehab 10% of CAPEX
20% of CAPEX
28
29
0,9%
0,8%
Sole wholesale Wholesale + reserve
market trading market trading
The sensitivity analysis confirms that
Portfolio effect upfront CAPEX, plant availability, and
Reserve market tariffs have the most significant
Wholesale market impact on IRR.
Value of PSPs 20.07.2011 E.ON Generation Fleet Hydro 6Finally, additional PSP supply affects market prices, an
inevitable consequence that limits development potentials
Scenarios (renewables, nuclear, etc.) Results
Übersicht Szenarien 2
Betrachtete Markt‐ und Ausbauszenarien
Marktszenarien
M1. Kraftwerkspark 2015
M2. Kraftwerkspark 2020 bei Kernenergieausstieg
M3. KraftwerksparkEingangsdaten ‐ Marktsimulation
2020 ohne Kernenergieausstieg 6
Betrachtete Ausbauvarianten
Eingangsdaten Marktsimulation ‐ Kraftwerkspark
In Basisvariante Ausbau hydraulischer Kraftwerke übriger Marktteilnehmer enthalten
Abtastung des Ausbaus hydr. Kraftwerke
Installiertevon
Kraftwerksleistung Deutschland
E.ON in 10 Varianten je Marktszenario
Unterschiedliche Ausbaustufen für Tagespeicher (+/‐300 MW bis +/‐1500 MW) mit/ohne
Kombination eines Jahresspeichers (2015: +386/‐122MW 2020: +456/‐189MW) Anstieg der installierten Kraftwerkskapazitäten in
Ausbaustufen 2015 (M1) Ausbaustufen 2020Bewertung
(M2/M3) ‐ Marktsimulation
Deutschland durch Ausbau erneuerbarer Energien 10
GW
(insbesondere durch zusätzliche
Installierte Erzeugungskapazität
MW MW
Einfluss zusätzlicher Turbinenleistung
Windenergieanlagen On‐/Offshore) in Abhängigkeit
Zubau Leistun g
Zubau Le is tung
unterschiedlich hoher Einspeisung
Kernenergieausstieg regenerativer
in M2 (2020) wird durch Energien
neue Kohle‐ und Gaskraftwerke kompensiert
Exemplarische Betrachtung
Anstieg einer Spitzenlaststunde
der installierten Leistung in
Ohne Jahresspeicher Mit Jahresspeicher Ohne Jahresspeicher
Merit order bei Gaskraftwerken
Mit Jahres speicher
zw. 2008 u. 2020
geringer WEA‐Einspeisung Merit order bei hoher WEA‐Einspeisung
Zusätzlicher Zubau von PSKW in Deutschland der
übrigen Marktteilnehmer berücksichtigt
2015: Blaubeuren,
spez. SWU 45 MW Pump‐/Turbinenleistung
spez.
Erzeugungs‐ 2020: Atdorf, Erzeugungs‐ Nachfrage
kosten Kostreduktion
EnBW 1000 MW Pump‐/Turbinenleistung Kostenreduktion (ohne ausgebaute
durch
Nachfrage kosten
(ohne ausgebaute durch Turbinenleistung)
Turbinenleistung
Weitere Rahmenbedingungen: Turbinenleistung) Turbinenleistung
Nachfrage
Netznutzungsentgelte für bestehende Wasserkraftwerke berücksichtigt Nachfrage (inkl. ausgebaute
(inkl. ausgebaute Zus. Wind‐ Turbinenleistung
(D: 0,60 €/MWh (pumpen) / A: 2,17€/MWh (pumpen), 2,065 €/MWh (turbinieren)
Turbinenleistung einspeisung
Expansion stages
installierte therm. Erzeugungsleistung installierte therm. Erzeugungsleistung
Î Zusätzliche Turbinenleistung führt zu Kosten‐ und somit Marktpreisreduktion
Î Verschiebung der Merit Order nach rechts bei hoher WEA‐Einspeisung führt zu geringerer
Kostenreduktion der zusätzlichen Turbinenleistung durch flachere Steigung im relevanten Bereich
Î Aufgrund des stark nichtlinearen Verlaufs der Merit Order sind generell keine proportionalen
Zusammenhänge in den Ergebnissen zu erwarten
Conclusion
Economically viable PSP developments in Germany possible.
Shifting of revenues between technologies due to portfolio effect.
Value of PSPs 20.07.2011 E.ON Generation Fleet Hydro 7BACKUP
Contact details and CV
Contact Curriculum Vitae
Dr. Klaus Engels y University Degree in Electrical Engineering,
VP Asset Risk and Governance RWTH Aachen University, Germany
T +49 871 694-4010 y University Degree in Economics,
F +49 871 694-4008 FernUni Hagen, Germany
M +49 170 8562698
klaus.engels@eon.com y 1997 – 2002 Academic assistant and PHD studies at
Department for Power Systems and
E.ON Generation Fleet Economics (Prof. Haubrich),
E.ON Wasserkraft GmbH RWTH Aachen University
Luitpoldstraße 27 y 2002 – 2004 Asset Manager Transmission Grid
84034 Landshut RWE Energy AG, Dortmund
y 2005 – 2008 Project Manager
Roland Berger Strategy Consultants,
Dusseldorf/Munich
y 2008 – 2010 Head of Business Development
E.ON Wasserkraft, Landshut
y since 2010 Vice President Asset Risk and
Governance Hydro, E.ON Fleet
Management Generation
Value of PSPs 20.07.2011 E.ON Generation Fleet Hydro 9You can also read
