SOPHIAA (Stochastic Optimization for Producing Hydorgen and Investment in Associated Assets) ist ein am EWI entwickeltes Modell, welches die betriebswirtschaftliche Optimierung der Produktion von erneuerbarem Wasserstoff unter der Einhaltung regulatorischer Vorgaben abbildet. Bei SOPHIAA handelt sich um ein stochastisches lineares Optimierungsmodell, das die Gestehungskosten der Wasserstoffproduktion (levelized cost of hydrogen, LCOH) minimiert, indem es die optimale Dimensionierung und den optimalen Betrieb der zentralen Systemkomponenten bestimmt – darunter Elektrolyseure, Speicher (Batterien und Wasserstoff) sowie Portfolios von Power Purchase Agreements (PPAs). Außerdem ist eine Interaktion mit dem Day-ahead-Strommarkt möglich. In SOPHIAA wird die Stochastik über mehrere Wetterzeitreihen abgebildet, sodass das System robust gegenüber wetterbedingten Unsicherheiten optimal ausgelegt wird. Im Folgenden ist SOPHIAA schematisch dargestellt.
Wasserstoffkosten und PPA-Portfolien bei Varianten der RFNBO-Kriterien
Mit SOPHIAA können Wasserstoffgestehungskosten und optimale PPA-Portfolien für unterschiedliche regulatorische Vorgaben berechnet werden. Zentral ist dabei aktuell die Definition von erneuerbarem Wasserstoff als Renewable Fuel of Non-Biological Origin (RNFBO) aus dem delegierten Rechtsakt der EU, wodurch die Stromversorgung für Elektrolyseure in der Regel über PPAs aus erneuerbaren Energien erfolgen soll. Für die PPAs gelten unterschiedliche Anforderungen (insb. Zusätzlichkeit, zeitliche und geographische Korrelation), wodurch die Wasserstoffgestehungskosten beeinflusst werden. Je nach Anforderungen und Präferenzen des Produzenten können optimale Portfolien für PPAs und Speicherkapazitäten berechnet werden. Hierbei stehen verschiedene Assets zur Verfügung, welche je nach Analyse variiert werden können. Wir betrachten dabei PPAs aus PV- und Windenergie (Onshore und Offshore), sowie Kapazitäten von Batterie- und Wasserstoffspeichern (oberirdisch, Kavernen- und Porenspeicher). Mögliche Käufe und Verkäufe an den Day-ahead-Strommarkt werden einbezogen. Für PPAs betrachten wir in Deutschland 44 mögliche Standorte, um eine regionale Diversifizierung untersuchen zu können. Es können auch Analysen für Standorte außerhalb Deutschlands angefertigt werden oder mögliche Assets individuell dem Modell hinzugefügt werden.
Optimale Betriebsplanung und Zeitreihen
Neben der Dimensionierung optimiert SOPHIAA den Betrieb aller Komponenten über ein gesamtes Kalenderjahr. Die Grundlastanforderungen des Bereitstellungsprofils können variiert werden. Der Betrieb wird für mehrere mögliche Wetterjahre durchsimuliert, um Risiken zu analysieren. Dabei wird auch der Day-ahead Markt über Verkäufe von Überschussstrom aus PPAs und Käufe – soweit es die Regulierung zulässt – berücksichtigt.
Datengrundlage
Wir nutzen Zeitreihen für PV- und Windenergie an 44 deutschen Standorten aus 45 historischen Wetterjahre. Somit kann die Verfügbarkeit von PPA-Strom aus PV- und Windenergie an 44 deutschen Standorten stochastisch simuliert werden. Für jedes historische Wetterjahr bilden wir eine synthetische, stündliche Strompreiszeitreihe für die Gebotszone Deutschland auf Basis der stündlichen Residuallast und weiteren Parametern. Alternativ besteht die Möglichkeit, historische Preiszeitreihen zu nutzen.
