Virtuelle Kraftwerke

Während mit Regelenergie der Stromfluss in einer Regelzone ausgeglichen wird, regelt die Ausgleichsenergie die Abweichung zwischen der prognostizierten und tatsächlich eingespeisten bzw. entnommenen Strommenge.  Ausgleichsenergie stellt also die bilanzielle Abrechnung der Regelenergie dar.

Die Berechnung von Ausgleichsenergie erfolgt innerhalb von Bilanzkreisen und ermittelt sich aus der Differenz zwischen dem prognostizierten und tatsächlichen Stromverbrauch. Die für den Folgetag geplante eingespeiste bzw. entnommene Strommenge muss von jedem Stromproduzenten und kommerziellen Stromabnehmer prognostiziert und dem Übertragungsnetzbetreiber viertelstundengenau übermittelt werden. Ausgleichsenergiekosten entstehen immer dann, wenn Ungenauigkeiten in diesen Prognosen (auch „Fahrpläne“ oder „Profile“ genannt) auftreten und die tatsächlich eingespeiste bzw. entnommene Strommenge gegenüber der geplanten Menge abweicht. Je höher die Prognoseungenauigkeiten, desto mehr Ausgleichsenergiekosten werden vom Stromproduzenten bzw. -abnehmer berechnet.

Beim Zweistrommodell erhält der Anlagenbetreiber vom Direktvermarkter den Marktwert, abzüglich des Entgeltes für den Direktvermarkter. Die Marktprämie inklusive der Managementprämie wird vom Netzbetreiber gezahlt.  Der Vorteil besteht in der Diversifikation der Zahlungsströme bei Insolvenz des Direktvermarkters, da die Marktprämie unabhängig von diesem vom Netzbetreiber ausgezahlt wird. Der Nachteil besteht im höheren Aufwand zur Verwaltung von zwei Zahlungsströmen.

Das Einspeisemanagement (auch Einsman oder Eisman genannt) ist die vom verantwortlichen Netzbetreiber geltend gemachte Abregelung der Einspeisung von Strom aus EE–Anlagen, Grubengas und KWK-Anlagen. Die Abregelung ist als Netzsicherheitsmaßnahme zur Entlastung von Netzengpässen und der damit verbundenen Bedrohung der Versorgungseinheit notwendig. Die im Rahmen des Einspeisemanagements abgeregelte Energiemenge, welche durch den Anlagenbetreiber bei normalen Betrieb eingespeist worden wäre, wird als Ausfallarbeit bezeichnet.

Für welche Anlagen ist das Einspeisemanagement relevant?

Für EE-Anlagen ab einer Leistung von mehr als 100 Kilowatt ist die Reduzierung der Einspeisemanagement per Fernwirktechnik vorgesehen. Für PV-Anlagen mit einer installierten Leistung von unter 100 Kilowatt erfolgt die Übertragung über eine einfachere Technologie, wie einen Funkrundsteuerempfänger. Bei Solaranlagen unter 25 Kilowatt kann der Anlagenbetreiber selbst entscheiden, ob er am Einspeisemanagement teilnimmt oder sich für die Spitzenkappung entscheidet. Letzteres hat die Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung der Anlagen am Verknüpfungspunkt mit dem Netz auf 70% der installierten Leistung zur Folge.

Wird die Abschaltung entschädigt?

Die Kosten für die im Rahmen der Abregelung entstehenden Ausfallarbeit trägt der Netzbetreiber.

In welchen Umfang erfolgt die Abregelung?

Der Netzbetreiber hat die Möglichkeit, die Anlagen in 3 Schaltstufen auf 60%, 30% oder auf 0% abzuregeln. Die Entschädigungszahlungen steht den Anlagenbetreibern in allen Stufen zu.

Die Stabilität des Stromnetzes basiert auf einem Gleichgewicht zwischen Stromerzeuger und -verbraucher. Im Zuge der Energiewende nimmt im deutschen Energieversorgungsnetz die Bedeutung der Flexibilität stetig zu. Die Bereitstellung von Kapazitätsreserven in Form von Flexibilität auf der Verbraucherseite, wird als Demand Response bezeichnet. Dabei wird die Verbraucherlast als Reaktion auf Preissignale am Markt oder einer Aktivierung im Rahmen einer vertraglichen Leistungsreserve kurzfristig verändert. Durch die überbetriebliche Vermarktung der flexiblen Lasten kann aus Sicht eines Unternehmens nicht nur zur Entlastung des Stromsystems beigetragen, sondern zusätzliche neue Einkommensquellen generiert werden.

Geeignet sind zeit- und lastflexible Prozesse in Unternehmen, wie u.a.:

• Mahlprozesse, zum Beispiel Zementmühlen in der Baustoffindustrie
• Schleifprozesse in der Holzstoffproduktion
• Altpapieraufbereitung oder Zellstoffherstellung in der Papierindustrie
• Härtungsverfahren in der metallverarbeitenden Industrie
• Druckluft- und Pumpensysteme
• Chlorherstellung in der chemischen Industrie
• Mit Strom betriebene Wärmeerzeuger (z. B. Öfen)

Für wen gilt die verpflichtende/ optionale Direktvermarktung?

Die Pflicht zur Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen gilt für Anlagen die nach dem 01.01.2016 in Betrieb genommen wurden und eine Leistung von 100 kW(p) oder mehr aufweisen. Ältere Bestandsanlage, welche noch in der fixen Einspeisevergütung sind, können optional in die Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell wechseln.

Marktprämienmodell: Strombörsenerlöse, Marktprämie & Managementprämie

Die durch den Verkauf der erzeugten Energie generierten Strombörsenerlöse werden vom Direktvermarkter an den Betreiber überwiesen. Zusätzlich erhalten die Anlagenbetreiber vom Verteilernetzbetreiber die Marktprämie, inklusive der Managementprämie. Bei der Marktprämie handelt es sich um eine EEG-umlagefinanzierte Zahlung an Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen, die in der Direktvermarktung sind. Als Anreiz zum Wechsel in die Direktvermarktung wurde zusätzlich die Managementprämie eingeführt. Die Prämie wird an Anlagebetreiber von Erneuerbaren-Energien-Anlagen gezahlt, welche im Rahmen des Marktprämienmodells Strom vermarkten. Sie soll Mehraufwand und Vermarktungsrisiken für die Anlagenbetreiber abfangen.

Die durch den Verkauf der erzeugten Energie generierten Strombörsenerlöse werden vom Direktvermarkter an den Betreiber überwiesen. Zusätzlich erhalten die Anlagenbetreiber vom Verteilernetzbetreiber die Marktprämie, inklusive der Managementprämie. Bei der Marktprämie handelt es sich um eine EEG-umlagefinanzierte Zahlung an Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen, die in der Direktvermarktung sind. Als Anreiz zu Wechsel in die Direktvermarktung wurde zusätzlich die Managementprämie eingefügt. Die Prämie wird an Anlagebetreiber von Erneuerbaren-Energien-Anlagen gezahlt, welche im Rahmen des Marktprämienmodells Strom vermarkten. Sie soll Mehraufwand und Vermarktungsrisiken für die Anlagenbetreiber abfangen.

Wie läuft die Direktvermarktung ab?

Beim Intraday-Markt handelt es sich um den kurzfristigsten Markt zum Handel von elektrischer Energie. Der Handel am Intraday-Markt findet an Spotmärkten, wie der European Power Exchange Spot (EPEX) und als bilateralen Handel in Form von außerbörslich Verträge zwischen einem Anbieter und Nachfrager statt. Stromlieferungen werden sowohl in Stunden-Blöcken, als auch 15-Minuten-Blöcke gehandelt – wobei auch der Handel von größeren Blöcken möglich ist. Charakteristisch gegenüber anderen Märkten ist, dass auf dem Intraday-Markt rund um die Uhr gehandelt werden kann.

Power Purchase Aggreements (PPAs) (auch „Stromkaufvereinbarung“) sind Stromlieferverträge zwischen zwei Partner – meist einen Stromproduzenten und einem Stromabnehmer. Sie regeln alle Konditionen beim Verkauf von Strom zwischen den Parteien, u.a. die zuliefernde Strommenge, ausgehandelte Preise, zu bilanzierende Strommengen, Pflichten der Vertragspartner und Strafen bei Nichteinhaltung. Da es sich um bilaterale Verträge handelt, können die Konditionen individuell auf die Vertragspartner abgestimmt werden. Charakteristisch für PPA‘s sind die vergleichsweise langen Laufzeiten. Aus diesem Grund, finden PPAs vor allem bei großen Stromverbrauchern, bei Investitionen in den Aufbau sowie beim Weiterbetrieb von Erneuerbaren-Energien-Anlagen Anwendung.

Was sind die Vorteile von PPAs?

• Individuelle Preismodelle ermöglichen z.B. eine fixe Börsenpreisbindung und damit Preis- und Planungssicherheit bei der Refinanzierung von Investition in EE-Anlagen.
• Mit dem Auslaufen von EE-Anlagen aus dem EEG-Förderzeitraum bieten PPA‘s eine finanzielle Absicherung für den Weiterbetrieb bestehender Anlagen.
• Eine Teilnahme an aufwendigen Ausschreibungen für die EEG-Förderung wird aus Sicht von Anlagebetreibern vermieden, da der Strom direkt an den PPA-Partner verkauft und somit autark von den Förderregimen ist. 
• Durch die individuelle Vertragsgestaltung können Modalitäten/ Präferenzen von Anlagebetreiber und Stromabnehmer berücksichtigt werden, z.B. in der Preisgestaltung.
• Im Rahmen der physischen Lieferung von Strom kann durch den Erwerb von Herkunftsnachweisen eine regionale und nachhaltige Ausrichtung gestärkt werden.

Was sind Nachteile von PPAs?

• Aufgrund der Komplexität wird für die Erstellung der Verträge oftmals viel Zeit in Anspruch genommen.
• Die Langfristigkeit der Verträge kann in dem Fall ein Nachteil darstellen, wenn sich die Preise für einen der Vertragspartner negativ entwickeln. Mit einem Risikoabschlag kann sich der Anlagebetreiber dagegen absichern. Übernimmt der Anlagenbetreiber hingegen bewusst selbst ein Teil der Risiken unterliegt er den Marktpreisschwankungen, was ein Nachteil gleichzeitig aber auch eine Chance sein kann.
• Aufgrund der fluktuierenden Stromproduktion von Wind und Photovoltaik kann der Anlagenbetreiber eventuell die im Voraus vereinbarten zu erwarteten Strommengen nicht liefern. In der Folge muss er diese finanziell oder physisch ausgleichen können oder an eine dritte Partei, z.B. einen Stromhändler, auslagern. 

Als Peak Shaving wird eine Methode zur Glättung von Lastspitzen bei industriellen und gewerblichen Stromverbrauchern bezeichnet. Ziel dabei ist es, die Spitzen im Stromverbrauch (sogenannte „Peaks“), also die Zeitpunkte in denen eine besonders große Energiemenge benötigt wird, mittels Lastverschiebung, Lastabwurf oder Energiespeichersysteme zu kappen. Auswirkung hat die Laststeuerung vor allem auf die vom Verbraucher zu zahlenden Netznutzungsentgelte. Diese bemessen sich aus dem Energiebedarf in der Lastspitze im jeweiligen Abrechnungszeitraum (monatlich oder jährlich) - dem sogenannten Leistungspreis. Durch Maßnahmen des Peak Shavings können die kostenintensiven Lastspitzen abgefangen, der Strombezug geglättet und somit die Leistungspreiskosten für die Netznutzungsentgelte reduziert werden.

Lastspitzen auffangen – mit Batteriespeicher

Stromverbraucher haben die Möglichkeit durch Lastabwurf kurzfristig ihre Leistung zu drosseln oder ganz abzuschalten. Diese Option steht vielen Betrieben allerdings nicht zur Verfügung, wenn Produktionsprozesse nicht unterbrochen werden dürfen. Eine Alternative bietet das Abfangen von Bedarfsspitzen per Zuschalten von Strom über einen Energiespeicher. Dieser kann sowohl über selbst erzeugten Strom aus einer Photovoltaikanlage gespeist, oder zu Zeiten mit geringem Stromverbrauch aus dem Netz nachgeladen werden. Auch bei der Lastverschiebung, bei welcher der Stromverbrauch in Zeitpunkte günstigerer Strompreise oder geringerer Netzauslastung verschoben wird, ermöglicht die Zuschaltung eines Stromspeichers die Überbrückung der Hochpreis- oder Hochnetzlastphasen.

Im Fazit ist die Anwendung von Peak Shaving durch den Einsatz von Batteriespeichern in allen Einsatzmöglichkeiten ein probates Mittel zur Reduzierung der Netznutzungskosten.

Für welche Branchen ist Peak Shaving besonders interessant?

• Chemieindustrie
• Metallindustrie
• Glasindustrie 
• Papier- und Druckindustrie
• Fahrzeug- und Maschinenbau
• Nahrungsmittelindustrie
• Baustoffindustrie
• Kommunale Klärwerke

Als Spread wird die Differenz zwischen zwei Kursen oder Handelsplätzen bezeichnet. Preis-Spreads stellen den z.B. preislichen Unterschied zwischen dem An-und Verkaufspreis im Intraday-Markt dar oder zwischen einer Vermarktung in lastschwachen und laststarken Zeiten.

Regelenergie (auch Regelleistung genannt) bezeichnet die Energie, mit welcher Leistungsschwankung im Stromnetz, infolge volatiler Erzeugungsleistung und unregelmäßigen Verbrauchs auftreten, ausgeglichen werden. Bei einer nicht prognostizierten erhöhten Stromnachfrage benötigt der Netzbetreiber positive Regelenergie von Stromerzeuger. Übersteigt die ins Netz eingespeiste Energie die zum selben Zeitpunkt entnommene Energie liegt ein Leistungsüberschuss im Netz vor. Der Netzbetreiber benötigt in diesem Fall negative Regelenergie durch Stromabnehmer, die dem Netz kurzfristig Strom entziehen.

Man unterschiedet in drei Regelenergiequalitäten:

• Primärregelenergie - wird zur schnellen Stabilisierung des Netzes innerhalb von 30 Sekunden benötigt
• Sekundärregelenergie muss innerhalb von 5 Minuten in voller Höhe zur Verfügung stehen
• Minutenreserve wird zur Ablösung der Sekundärregelenergie eingesetzt, ist  innerhalb von 15 Minuten zu erbringen und wird mindestens 15 Minuten lang in konstanter Höhe abgerufen

Wie wird die Bereitstellung und der Abruf der Regelenergie vergütet?

Allein für die Bereitschaft im Bedarfsfall Regelleistung bereitzustellen, wird vom Netzbetreiber für alle drei Regelleistungsarten eine Prämie ausgezahlt. Kommt es zu einem Abruf erfolgt eine zusätzliche Vergütung je nach Regelenergiequalität und der Beschaffenheit (positiv/negativ).

Wer kann u.a. Regelenergie bereitstellen?

Industrieprozesse und Anlagen:

• Elektrolyse- und Kühlprozesse
• Aluminium-Schmelzen
• Wärmeerzeuger (z.B. Öfen)
• Elektrospeicherheizungen
• Notromaggregate
• Elektrowärmepumpen

Stromproduzenten:

• Pumpspeicherkraftwerke
• Thermische Großkraftwerke
• Blockheizkraftwerke
• KWK-Anlagen
• Biogasanlagen
• Wasserkraftanlagen 

Durch das Pooling von Anlagen in Virtuellen Kraftwerken wird es auch kleineren Erzeugungseinheiten, wie Windkraftanlagen und Photovoltaik ermöglicht Regelleistung bereitzustellen.

Netzbetreiber müssen die Waage zwischen Erzeugung und Verbrauch kontinuierlich im Gleichgewicht halten. Neben der Übertragung und Verteilung eklektischer Energie, werden zur Gewährleitung dieses Gleichgewichtes Systemdienstleitungen erbracht. Dabei müssen Frequenz, Spannung und Leistungsbelastung innerhalb bestimmter Grenzwerte gehalten bzw. nach Störungen wieder in den Normalbereich zurückgeführt werden. Mit der Erbringung unterschiedlicher Maßnahmen in den Teilbereichen Frequenzhaltung und Frequenzwiederherstellung, ist die Regelenergie eine der bekanntesten Systemdienstleitungen.