Versorgungssicherheit 01.06.2017, 11:25 Uhr

Virtuelle Kraftwerke für flexible Energiemärkte

In den zurückliegenden Jahren haben zwei Trends die Stromversorgung bestimmt: der starke Anstieg der dezentralen und der Ausbau der regenerativen Stromerzeugung, die vor allem in den Verteilnetzen stattfinden. Angesichts dieser Entwicklung gewinnen virtuelle Kraftwerke immer mehr an Bedeutung. Überwacht und gesteuert über ein Dezentrales Energie-Management-System werden sie gemeinsam mit Demand Response betrieben. Das Demand Side Management soll zur Flexibilisierung der Industrie beitragen. Da der Ausbau der Übertragungsnetze nur schleppend vorankommt, kann die Nutzung von lastseitiger Flexibilität einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten.

Die Energiewende ‧erfordert vielfältige Maßnahmen, die wie Puzzlesteine ineinandergreifen müssen.
Bild: Siemens

Die Energiewende ‧erfordert vielfältige Maßnahmen, die wie Puzzlesteine ineinandergreifen müssen. Bild: Siemens

Derzeit verändern vor allem vier Faktoren den Elektrizitätssektor: anhaltende Marktvolatilität, ein wachsendes Umweltbewusstsein, eine zunehmende Bedeutung von Nachhaltigkeit in unserer Kultur sowie der immer stärker werdende Trend zur Digitalisierung. Vor diesem Hintergrund können virtuelle Kraftwerke eine wichtige Rolle in der Energieversorgung übernehmen, indem sie Flexibilitäten aggregieren und eine Vermarktung ermöglichen. Davon profitiert vor allem der Aggregator oder Dispatcher. Überwacht und gesteuert über ein Dezentrales Energie-Management-System (DEMS), werden virtuelle Kraftwerke gemeinsam mit Demand-Response-Funktionalitäten betrieben. Demand Response unterstützt dabei eher die Netzdienlichkeit und damit den Verteilnetzbetreiber. Dieser kann sich teure Ausbaukosten sparen, indem er Flexibilitäten und kritische Netzsituationen nutzt. Zusätzliche Anforderungen ergeben sich durch die fortschreitende Urbanisierung (zum Beispiel der Bau neuer Stadtteile wie die Seestadt Aspern in Wien, die energetisch teilautark sind und teilweise über intelligente Gebäude verfügen) sowie durch die zunehmende Flexibilisierung der Industrie.

Aktuelle und zukünftige Aufgabengebiete für virtuelle Kraftwerke. Bild: Siemens

Aktuelle und zukünftige Aufgabengebiete für virtuelle Kraftwerke. Bild: Siemens

Wie aktuelle Beispiele zeigen, wird die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) zunehmend wichtiger. Immer wieder kommt es zur Abregelung von regenerativen Kraftwerken. Power-to-Heat-Anlagen könnten genau in solchen Zeiten überschüssigen Strom aus dem Netz ziehen und in Wärme verwandeln. Eine weitere Alternative wäre es, Strom in Wasserstoff umzuwandeln, der in einen Produktionsprozess, zum Beispiel in der Stahlproduktion, oder in ein Gasnetz eingespeist werden könnte. Nachladevorgänge würden hierbei entfallen. Regelleistung ist das zentrale Steuerorgan, das zur Sicherheit der Stromversorgung und der Frequenzhaltung in elektrischen Energieversorgungsnetzen verantwortlich ist. Die Aggregation von Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL) bot bisher den entscheidenden Anreiz für virtuelle Kraftwerke. Regelenergie wird zwar immer wichtiger, um Schwankungen von Windkraft und Solarenergie auszugleichen, die erzielbaren Preise dafür befinden sich aber in den letzten Jahren massiv unter Druck. Deshalb ist eine kostengünstige Einbindung und Verwaltung durch Nutzung einer gemeinsamen Plattform ein Muss. Pooling-Lösungen, wie sie virtuelle Kraftwerke darstellen, ermöglichen es auch kleinen Stromerzeugern, an diesem zeitweise attraktiven Markt teilzunehmen.

Siemens bietet für derartige Aktivitäten eine komplexe Software-Lösung an, die neben der Querverbundsoptimierung für die Wärme und klassische Stromerzeugung auch den hoch automatisierten Ablauf der Vermarktung von Regelenergie aus einem Pool von mehreren kleinen Stromerzeugern sowie Betreibern von flexiblen Lasten ermöglicht. Die Lösung umfasst im Einzelnen:

  • Querverbundsoptimierung,
  • Abdeckung der gesamten Lieferkette (Überwachung der Verfügbarkeit einzelner Anlagen, Preisprognosen, Auktionen, Überwachung der Bereitstellung, Reserve Dispatch und Abrechnung) und
  • Prognosemethoden, so dass zum Beispiel die Anwender anhand von Datenanalysen die Aussteuerung der Energieproduktion dem Markt anpassen können.

Demand Response ist eine kurzfristige und planbare Veränderung der Verbraucherlast als Reaktion auf Preissignale im Markt oder auf eine Aktivierung im Rahmen einer vertraglichen Leistungsreserve. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energiequellen erlangt die Flexibilisierung im Stromsystem eine immer größere Bedeutung. Um die Energiewende zu realisieren, ist es von entscheidender Bedeutung, dass nicht nur der Erzeuger, sondern auch der Verbraucher die Schwankungen zwischen Erzeugung und Verbrauch ausgleicht.

Abrufe Minutenreserve in Deutschland: starke Schwankungen bei der Verteilung der Abrufmenge und Häufigkeit. Bild: Siemens

Abrufe Minutenreserve in Deutschland: starke Schwankungen bei der Verteilung der Abrufmenge und Häufigkeit. Bild: Siemens

Ein System zum Demand Side Management kann dafür sorgen, dass Energie immer dann verbraucht oder gespeichert wird, wenn sie besonders günstig ist beziehungsweise nicht benötigte Verbraucher reduziert oder abgeschaltet werden, wenn die Energie besonders teuer ist. Durch den Einsatz eines Demand Side Managements lassen sich Netzschwankungen in einem automatisierten Verfahren intelligent ausgleichen und damit Netzausbaukosten sparen beziehungsweise teure Ausgleichsenergie vermeiden. Dies hilft vor allem den Netzbetreibern und Bilanzkreisverantwortlichen. Mit Demand Response bedarf es allerdings neuer gesetzlicher Regelungen und der Möglichkeit, lokal Flexibilitäten zu sammeln und zu bepreisen. Dies könnte die Vorstufe für regionale Marktplätze sein und dem Verteilnetzbetreiber dabei helfen, sich hieraus bei Netzengpässen zu bedienen.

Demand Response erhöht die Versorgungssicherheit

Aufgrund von problematischen Netzsituationen in den unteren Spannungsebenen und Redispatch-Maßnahmen, steigt auch in Europa der Anreiz, Demand Response umzusetzen. Besonders gut geeignet dafür sind Anlagen, die mindestens einmal pro Tag zu- oder abgeschaltet werden, aber auch Anlagen, deren Produktion zum Beispiel durch Speicher oder thermische Trägheit vom restlichen Produktionsprozess entkoppelt ist. Infrage kommen Branchen wie Ernährung, Chemie, Papier, Materialverarbeitung, Automobil, Maschinenbau und Glasindustrie. Da der Ausbau der Übertragungsnetze nur schleppend vorankommt, kann die Nutzung von lastseitiger Flexibilität einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten.

In den letzten Jahren haben sich die Märkte für Flexibilität deutlich entwickelt. So gibt es spezielle Vermarkter, die Pools bilden und anbieten. Flexiblere Stromlieferverträge wurden abgeschlossen, eine stärkere Verbreitung von Energiemanagementsystemen in den Unternehmen findet statt. Das Interesse der Aggregatoren an der Industrie ist nachvollziehbar, kommt man hier doch mit vergleichsweise geringen Anschlusskosten an große Strommengen.

Die Beschaffung von Primär- und Sekundärregelleistung durch den Übertragungsnetzbetreiber findet im wöchentlichen Zyklus statt, Minutenreserve wird täglich ausgeschrieben. In den letzten Jahren hat sich der Markt verändert: Wurde noch vor wenigen Jahren häufige Verfügbarkeit ausreichend entlohnt, so liegt der Leistungspreis heute vor allem bei der Minutenreserve in vielen Zeitintervallen bei nahe 0 €/MWh, das heißt, Geld wird nur über den Arbeitspreis verdient.

Im virtuellen Kraftwerk wird mit verfügbaren Flexibilitäten nicht nur auf die Regelenergiemärkte, sondern vermehrt auf den Day-Ahead- oder Intraday-Bereich geschaut. Die derzeitigen Märkte dienen einerseits dem Übertragungsnetzbetreiber, um seine Probleme zu beseitigen, andererseits dem Händler, um sich flexibel einzudecken.

Siemens hat mehrere Möglichkeiten entwickelt, um viele dezentrale Erzeuger sinnvoll zu managen. Eine dieser Optionen ist das virtuelle Kraftwerk beziehungsweise das Dezentrale Energiema­nagementsystem. Da in diesem virtuellen Kraftwerk hunderte beziehungsweise tausende Anlagen integriert werden und in Zeiträumen von Viertelstunden agieren, ist eine manuelle Steuerung nicht mehr möglich. Das DEMS sorgt für vollautomatisierte Prozesse und setzt virtuelle Kraftwerke auch zur Netzstabilisierung ein.

Eine weitere Option ist das Active Network Management, eine Software, die Siemens für die vollautomatische Steuerung von Stromnetzen entwickelt hat. Basis dafür ist eine Lastflussrechnung. Die Software erfasst den aktuellen Zustand des Stromnetzes, erkennt Problempunkte, findet optimale Lösungen und steuert das Netz entsprechend. In einem künftigen Smart Grid ergänzen sich dezentrales Energiemanagement und Active Network Management bestens.

Regelenergiemärkte profitieren von höherer Prognosequalität

Folgende Änderungen bezüglich der Regelenergiemärkte mit einer Umsetzung für Ende 2017 werden derzeit erwartet: Regelenergiemärkte rücken näher an die Handelszeiten der Spotmärkte heran und werden zunehmend „europäischer“. Ein gutes Beispiel hierfür ist die Beschaffung der Primärregelenergie. So existiert seit April 2016 eine gemeinsame Ausschreibung mit den Ländern Deutschland, Niederlande, Österreich und Schweiz, seit August 2016 auch mit Belgien. Sekundärregelleistung soll im nächsten Jahr mit den bei der Minutenreserve üblichen tageweisen Auktionen und Vierstunden-Zeitscheiben weiter verkürzt werden. Sie können so aufgrund der kürzeren Zeit bis zur Erbringung auf Produktionsänderungen reagieren und gegebenenfalls lukrative Ertragschancen am Regelenergiemarkt mitnehmen, indem sie ihre Produktion kurzfristig anpassen oder Stillstand- beziehungsweise Rüstzeiten nutzen. Andererseits öffnet dies auch das Fenster für erneuerbare Energien, da die Prognosequalität aufgrund der kürzeren Prognosehorizonte und Hinzunahme von aktuellen Messwerten steigen werden.

Die kurze Aufeinanderfolge von Marktzeiten wird es nötig machen, dass die Händler automatisiert einen Gesamtüberblick ihres Portfolios mit Ertragsprognosen der jeweiligen Märkte kurz vor Beginn des Handelszeitraumes des ersten Produktes (zum Beispiel Sekundärregelleistung) erhalten, um so festzulegen, in welchen Markt sie mit welchen Angeboten und Preisen gehen. Die Vielzahl an Optionen und die Menge an Teilnehmern werden nur noch elektronisch handhabbar sein. Ausfälle müssen online durch interne Reserven ausgeglichen werden, was den Stärken eines virtuellen Kraftwerks entgegenkommt.

Konzeptidee „Local for local“-Energie – regionale Märkte, aktives Netz­management und virtuelle Kraftwerke. Bild: Siemens

Konzeptidee „Local for local“-Energie – regionale Märkte, aktives Netz­management und virtuelle Kraftwerke. Bild: Siemens

Durch Zunahme der Smart Meter und der Anzahl dahinterliegender Messstellen werden große Datenmengen erhoben. Die Analyse dieser Daten ermöglicht es, das Systemverhalten besser zu beschreiben und so viel exakter zu prognostizieren, als es heute durch wenige synthetische Standardlastprofile der Fall ist. Durch intelligentere Häuser werden diese sich aber zukünftig nicht wie die Summe vieler Einzelprofile verhalten, sondern eher wie ein Speicher, da sie aufgrund von Preisprognosen unterschiedlicher Marktsegmente selbst entscheiden werden, ob sie Energie in den Markt liefern oder doch selbst verbrauchen oder speichern.

Immer größere Datenmengen sowie ein dynamisches Marktumfeld mit einer wachsenden Anzahl an Marktteilnehmern und damit einer größeren Anzahl an Strategien, kürzeren Entscheidungszeiträumen und gekoppelten Märkten generieren eine Prozesskomplexität, die auch von Spezialisten kaum noch analysiert werden können. Hilfestellung leisten hier leistungsfähigere Methoden des maschinellen Lernens und der künstlichen Intelligenz, wie beispielsweise neuronale Netzwerke. Diese Methoden werden im Sinne von Data Analytics nicht nur Prognosen liefern (Predictive Analytics), sondern auch konkrete Handlungsempfehlungen abgeben (Prescriptive Analytics). Dabei werden diese „Spezial-Analysen“ meist aus der Cloud kommen und dort anderen Partnern ein Ökosystem bieten, zum Beispiel „Mindsphere“ von Siemens, das sie für neue Geschäftsideen nutzen können. Dies wird den Wandel weiter beschleunigen.

Kurzfristige Änderungen in den Prognosen, aktuelle Istwerte oder Abmeldungen der Poolteilnehmer sowie notwendige Portfolioanpassungen durch Wechsel der Märkte und die damit notwendige Anpassung der Planung der jeweiligen technischen Einheit werden in immer kürzeren Zyklen und mehrmals am Tag innerhalb des virtuellen Kraftwerks stattfinden.

Die Agilität in der Energiebranche wird zum Imperativ: Eine vormals eher „beschauliche“ Branche muss sich nun permanent neu erfinden und hinterfragen. Eine Reaktion darauf können neue Preis- und Geschäftsmodelle zum Energieverkauf sein. Derzeit gibt es dazu mehrere Ansätze.

Flatrate für Strom

Die Idee einer Strommarkt-Flatrate zeigt, dass es im Wesen unserer Marktwirtschaft liegt, dass neue Wege gegangen werden und auch über unkonventionelle Konzepte nachgedacht wird. Der Vorteil für den Kunden ist ganz eindeutig: Er muss sich nicht um sein Konsumverhalten kümmern oder sich einschränken, zudem hat er die volle Kostenkontrolle (zumindest solange er unterhalb des Limits bleibt). Für den Unternehmer wäre dieses Geschäftsmuster so lange von Vorteil, wie sich Heavy User und Gering-Nutzer die Waage halten.

Viele sehen hierbei in der Stromindustrie eine Analogie zur Telekommunikation. Bedingt durch die fluktuierende Verfügbarkeit der Erzeugung aus Wind- und Photovoltaikanlagen sinkt die durchschnittliche Auslastung des Stromnetzes. Es wird immer schwieriger, die so entstehenden kapitalintensiven Infrastrukturkosten mehrheitlich über Arbeitspreise pro kWh zu refinanzieren. Der Weg zu höheren Grund- oder Leistungspreisen ist somit vorgezeichnet. Die Strom-Flatrate für unterschiedliche Leistungsklassen und Strommengen ist dabei eine denkbare Variante. Allerdings würde dies zu einem geänderten Energiekonsum und damit einem reduzierten Interesse an Energieeffizienzmaßnahmen führen und jegliche Anreize für die Flexibilisierung des Verbrauchs und so der Anpassung an die volatile Erzeugung verlieren.

Ein ganz anderes Modell wäre es, einen reinen Pay-per-Use-Dienst anzubieten, also ohne „Grundpreis“. Mit ihm würde der Kunde nur die Energie zahlen, die er auch nutzt. Für den Kunden hätte das den Vorteil, dass Anschaffungskosten und auch zum Teil laufende Kosten entfallen und die Flexibilität zunimmt. Wird Pay-per-Use mit einem Service Offering der Energieerzeugungsanlagen angeboten, kommt man dem Energie-Contracting schon sehr nahe.

Asset Associated Metering wäre eine weitere Möglichkeit. Hier könnten sich geleaste Assets mit entsprechender intelligenter Kommunikations- und Messtechnik selbst in den Markt einwählen und Flexibilität anbieten oder nachfragen. Bereits heute ist ersichtlich, dass der Aufbau und die Integration der erneuerbaren Energiequellen sowie die Fragmentierung bereits teilweise vollzogen wurden. Dabei sind folgende Randbedingungen heute gesetzt:

  • Seit der Deregulierung operieren mehrere Händler zeitgleich in lokalen (physikalischen) Netzen, wobei sie teilweise Bilanzkreisverantwortlicher sind; dezentrale Daten gehen an den Übertragungsnetzbetreiber,
  • Ein weiter signifikant anwachsender Anteil der Energiegewinnung wird im Mittel- und Niederspannungsbereich erzeugt werden (Deutschland zum Beispiel 35 % in 2014, verglichen mit 16 % im Jahr 2008),
  • Physikalische und digitale Welt sind getrennt in den unteren Netzebenen,
  • Lokale Netzbetreiber halten nennenswerte Netzkapazitäten vor oder etablieren diese, um die dynamischen, dezentralen Erzeuger und Verbraucher zukünftig managen zu können.

Blockchain-Technologie kommt auch für den Energiehandel

Dieser unterschiedliche Informationsstand führt in unserer derzeitigen regulierten Umgebung zu einem n-fachen Aufbau individueller Plattformen. Dabei benötigen Übertragungsnetzbetreiber, Verteilnetzbetreiber, Aggregatoren und Poolbetreiber oft die gleichen Informationen. Wenn man sich diese teilen könnte, dürften wesentliche Prozesskosten eliminiert werden, und durch die Digitalisierung könnten die Akteure auch automatisiert vernetzt werden. Es könnten sich regionale Marktplätze bilden, aus denen sich der Verteilnetzbetreiber bedient oder eine Peer-to-Peer-Architektur, die Blockchain nutzen würde, mit der die teilnehmenden Player eigenständig, vertrauenswürdig und autonom handeln können. Bei der Blockchain-Technologie handelt es sich um ein innovatives Verfahren der Datenspeicherung und -validierung, das direkte Geschäfte zwischen Stromerzeugern und -verbrauchern ermöglicht. Transaktionen werden hierbei nachvollziehbar und fälschungssicher auf verteilten Systemen gespeichert, ohne dass es hierfür einer zentralen Kontrolle bedarf. Durch kryptografische Verfahren und die verteilte Speicherung sind Manipulationen so gut wie ausgeschlossen. Siemens hat gerade mit einem New Yorker Start-up eine Kooperation auf dem Gebiet innovativer Microgrids vereinbart, die einen lokalen Energiehandel auf Basis der Blockchain-Technologie ermöglichen soll.

Da die Anzahl der integrierten Anlagen tendenziell zunimmt und immer mehr Informationen zeitnah vorliegen müssen, stellt sich die Frage nach der Architektur eines solchen Systems. Wir gehen davon aus, dass sich mehr und mehr Plattformen durchsetzen werden. Diese werden entweder selbst oder ganz beziehungsweise teilweise über eine Cloud betrieben. Daneben gibt es mehrere Tools, die aus einem gemeinsamen Werkzeugkasten genutzt werden. Sie stehen dem klassischem Scada-System ebenso wie dem virtuellen Kraftwerk zur Verfügung. Hierbei ist das virtuelle Kraftwerk Bestandteil eines Systems, das mehrere Geschäftsapplikationen integriert. So werden dort beispielsweise Zählerdaten gemanagt, Gateway-Administration betrieben oder Lastvorhersagen gemacht. Das System nutzen einzelne oder verschiedene Zellen, um ihren Energiebedarf und -austausch zu bewerkstelligen.

Fazit

Zusammenfassend lässt sich sagen:

  • Neue Marktstrukturen entstehen, die kleinteiliger und kurzfristiger sind,
  • neue Kundenpreismodelle kommen auf, wie in der Telekommunikation, zum Beispiel Flatrate, Pay-per-Use, asset-spezifisch, wobei es gilt, die Unterschiede bei einer Energiebereitstellung zu berücksichtigen,
  • die Bereitschaft, Teil einer „Sharing Economy“ oder lokalen Community zu sein, nimmt zu. Blockchain-Technologien, die eine Teilnahme von Kleinkunden ermöglichen, und untereinander interagieren (Peer-to-Peer) werden genutzt.

Damit werden sich Übertragungsnetzbetreiber in Richtung Netzbetriebs-Service-Provider für Verteilnetzbetreiber weiterentwickeln und auf nationaler Ebene Datenbasen für Meter Data Management anbieten. Verteilnetzbetreiber wiederum werden in eine weitere, digitale Verteilnetzautomatisierung investieren, um agil zu bleiben und intelligenten Handel und Austausch auf lokalen Märkten zu ermöglichen. Darüber hinaus werden sie zu Plattform- und Full-Service-Anbietern in allen Fragen rund um Energie für Pro­sumer und etablieren sich als unabhän­gige Stromerzeuger (IPP) für erneuerbare Energien. Der Prosumer wird vermehrt Eigenerzeugung betreiben und verstärkt selbst an Märkten teilnehmen. Die Rolle des Aggregators wird fester Bestandteil werden, für all diejenigen, die nicht selbst aktiv werden wollen.

Neues Fachbuch „Herausforderung Utility 4.0“

Der Übergang von der analogen zur digitalen Energiewirtschaft ist in vollem Gange. Und weil das Funktionieren moderner Gesellschaften nicht zuletzt auch auf der Verfügbarkeit von Energie beruht, gehen Digitalisierung und Dezentralisierung im Energiesektor jeden etwas an. Den Prozess der digitalen Transformation zu begleiten und mancherorts zu initiieren, ist zentrales Anliegen dieses Buches. Keineswegs zufällig bedient sich der Sammelband mit Utility 4.0 dabei der sprachlichen Analogie zum bekannten Zukunftsprojekt Industrie 4.0. Energieversorger durchleben heute eine der Industrie vergleichbare Entwicklung. Während nach Dampfmaschine, Massenproduktion und Automation die fortschreitende Digitalisierung mittlerweile die vierte industrielle Revolution einläutet, unterliegt auch die Versorgungswirtschaft einem ganz ähnlichen Transformationsprozess. Nach Zuteilung, Versorgung und Dienstleistung führt die Digitalisierung auch in der Energiewirtschaft in ein neues, viertes Zeitalter. Vor diesem Hintergrund beginnen sich Stadtwerke und Co. allmählich zu verändern.

Leitmotiv dieses Fachbuchs ist die sinnvolle Verknüpfung von Theorie und Praxis. Demzufolge liefern Autoren aus Wissenschaft und Praxis Antworten auf Kernfragen der digitalen Transformation im Energiesektor und belassen es dabei nicht bei der abstrakten Darstellung eines theoretischen Digitalisierungskonzepts für die Energiebranche. Diesem Grundsatz entsprechend beschäftigt sich dieses Buch mit ausgewählten Konzepten und Technologien für das digitale Energiesystem von morgen ebenso wie mit konkreten Geschäftsmodellen für eine smarte Energieversorgung. Ein Beispiel dafür ist der Beitrag vom Siemens-Autor Thomas Dürr zum Thema „Virtuelle Kraftwerke für Smart Markets“. Dem Leser wird ein praxisorientiertes Buch an die Hand gegeben, das bei der erfolgreichen Bewältigung des Übergangs von der klassischen analogen zur innovativen digitalen Energiewirtschaft unterstützt. Insofern soll das Buch Mut machen, die digitale Transformation zügig anzugehen und den Veränderungsprozess als Chance zu begreifen.

Von Thomas Dürr

Dipl.-Ing. Thomas Dürr, Jahrgang 1964, Studium der Elektrotechnik an der Technischen Universität Erlangen-Nürnberg. Seit 1990 bei der Siemens AG tätig. Derzeit Business Developer Virtuelle Kraftwerke und Microgrids, Business Unit Digital Grid in der Division Energy Management, Siemens AG, Nürnberg.

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