Pumpspeicher: Arbitrageerlöse durch optimalen Einsatz maximieren

Pumpspeicher-Arbitrage ist die grundlegende Handelslogik eines Pumpspeicherkraftwerks: Strom aufnehmen, wenn die Preise niedrig sind, Wasser ins Oberbecken pumpen und bei hohen Preisen wieder erzeugen. In Europa beginnt die Planung meist mit der Day-Ahead-Kurve von EPEX Spot und wird später mit Intraday-Signalen nachgeschärft. Die Grundidee ist einfach, doch die Marge hängt davon ab, ob jede Pump- und Erzeugungsphase zur richtigen Stunde und mit der richtigen Last gefahren wird.

Für Betreiber in der Schweiz, in Österreich, in Frankreich und in Deutschland reicht der nackte Spread nicht mehr aus. ENTSO-E-Transparenzdaten, Grenzkuppelstellen, volatile Erneuerbare und Systembedarfe verschieben den Stundenwert laufend. Anlagen wie Nant de Drance, Grimsel und Linth-Limmern sind wertvoll, weil sie Energie über die Zeit verschieben können. Diese Flexibilität zahlt sich aber nur aus, wenn der Dispatch auf die aktuelle Marktdynamik reagiert.

Ein Pumpspeicheraggregat optimiert nicht gegen einen einzelnen Preis, sondern gegen eine Preisfolge mit physischem Gedächtnis. Jede Pumpentscheidung verändert den Speicherstand, die verfügbare Fallhöhe und damit die Optionen der nächsten Stunde. Jede Erzeugungsphase reduziert den künftigen Wasserbestand. Mindest- und Höchststände, Pump- und Turbinenleistungsbänder, Rampen und der Rundlaufwirkungsgrad verhindern, dass jede sichtbare Preisdifferenz genutzt werden kann.

Hinzu kommt die mechanische Seite. Häufige Starts, schnelle Moduswechsel, Betrieb außerhalb des günstigen Bereichs und Fahren an Grenzwerten erzeugen zusätzlichen Verschleiß an Laufrad, Leitschaufeln, Dichtungen und Motor-Generator. Ein Plan kann auf dem Papier optimal aussehen und trotzdem Wert vernichten, wenn er vermeidbare Ermüdung erzeugt. Pumpspeicher-Optimierung muss diese Kosten daher explizit einpreisen.

Viele PSPP-Strategien beginnen noch immer mit einer simplen Regel: in den billigsten Stunden pumpen, in den teuersten Stunden erzeugen und dazwischen warten. Das ist schnell, ignoriert aber die Pfadabhängigkeit. Die beste Erzeugungsstunde ist wertlos, wenn der Speicher vorher nicht rechtzeitig gefüllt wurde. Die beste Pumpstunde kann verschwinden, sobald sich der Intraday-Markt bewegt. Ein binärer Fahrplan ignoriert zudem Teillast, obwohl dort oft zusätzliche Arbitrageerlöse entstehen.

Das Problem wird größer, wenn Handel und Fahrweise getrennt optimiert werden. Dann optimiert der Trader die Marktposition, während das Kraftwerksteam später die hydraulischen Restriktionen manuell einzieht. Das Resultat ist zwar fahrbar, aber nicht wirtschaftlich optimal. Wenn Day-Ahead-Pläne nicht gegen Intraday-Änderungen nachoptimiert werden, geht eine weitere Wertquelle verloren.

Dynamische Programmierung passt gut zur Pumpspeicher-Optimierung, weil sie das Kraftwerk als Folge verknüpfter Zustände betrachtet. Der Zustand kann Ober- und Unterbecken, Betriebsmodus, verfügbare Fallhöhe und Startstatus enthalten. In jedem Zeitintervall vergleicht das Verfahren den unmittelbaren Marktertrag von Pumpen, Erzeugen oder Warten mit dem Zukunftswert des verbleibenden Wassers. Damit ist es für Spotpreis-Arbitrage deutlich besser geeignet als eine starre Preisgrenze.

In der Praxis nutzt der Optimierer Day-Ahead-Preise von EPEX Spot, Intraday-Updates, Anlagenrestriktionen und telemetry-basierte Wirkungsgradkarten. Er kann sich außerdem an ENTSO-E-Transparenzdaten und Speicherzielen kalibrieren. Das Ergebnis ist nicht nur eine Stundenliste, sondern eine Dispatch-Politik, die den Schattenwert des Speichers sichtbar macht und begründet, warum ein bestimmter Zustandswechsel vorzuziehen ist.

Bei flexiblen Wasserkraftanlagen ist ein jährlicher Mehrerlös von 5 bis 15% pro Turbine realistisch, wenn der Ausgangspunkt manuelle Planung, starre Regeln oder ein Dispatch ohne Verschleiß- und Intraday-Logik ist. Die genaue Größe hängt von der Marktvolatilität, der Speichergröße, den Zyklenfreiheiten und dem bisherigen Reifegrad ab. Der größte Hebel kommt meist aus besserem Timing der Moduswechsel, besserer Bewertung des Wasserwerts und weniger unnötigen Starts.

Gerade im Schweizer Umfeld ist das relevant. Anlagen im gleichen Marktkontext wie Nant de Drance, Grimsel und Linth-Limmern sehen an manchen Tagen enge Spreads und an anderen extreme Ausschläge. In so einem Umfeld summieren sich kleine stundenweise Verbesserungen schnell über das Jahr. Wer den möglichen Effekt abschätzen will, kann über Demo und Preisseite den wirtschaftlichen Hebel schnell eingrenzen.

Für einen schnellen Business Case starten Sie mit dem Rechner auf der Demo-Seite und vergleichen die aktuelle Fahrlogik mit einem dynamischen Dispatch-Ansatz. Auf der Preisseite sehen Sie anschließend, wie ein erfolgsbasiertes Modell den Anreiz auf messbaren Mehrerlös statt auf generische Software-Sitze ausrichtet.