Der Betrieb dezentraler Energieerzeuger steht durch Veränderungen der Rahmenbedingungen unter kontinuierlichem wirtschaftlichem Druck. Zwei wesentliche Stellschrauben beeinflussen in Kombination den optimalen Betriebspunkt: die Vermarktung für die Einnahmenseite und der Betrieb für die Ausgabenseite.
Die Vermarktungserlöse der Anlagen werden konsequenterweise durch die Teilnahme an der Regelenergievermarktung gesteigert. Minutenreserveleistung (MRL) als Einstieg und Sekundärreserveleistung (SRL) als anspruchsvollere Variante liegen beispielsweise für viele Blockheizkraftwerke (BHKW) im Bereich des technisch Möglichen. Demgegenüber werden die Betriebs- und Wartungskosten minimiert, indem die Anlagenauslegung und die Automatisierung auf den Einsatzzweck abgestimmt werden. Der zunächst geplante Einsatzzweck ändert sich jedoch durch den Eintritt in die Vermarktung.
Interessenkonflikt ist programmiert …
Durch die benannte Veränderung treten Herausforderungen auf, die negativen Einfluss auf die Betriebskosten haben und auf die der Anlagenbetrieb folglich Antworten verlangt. Traditionelle Prozesse und Systeme geben jedoch keine Antworten.
Im Folgenden sind einige Beispiele der auftretenden Fragen aufgeführt:
Kann die Regelenergievermarktung ohne Steigerung der Wartungskosten vollzogen werden? Eine Vermarktung in der negativen SRL wird beispielsweise mehrmals täglich eine kurzfristige Reduzierung der elektrischen Leistung der Anlage bedeuten, gegebenenfalls sogar ihre Abschaltung. Welche Vorgaben macht hierzu der laufende Wartungsvertrag der Anlage?
Steigen die Kosten, wenn eine bestimmte Quote aus Abschaltungen und anschließender kontinuierlicher Laufzeit überschritten wird und die Vermarktungserlöse hierdurch indirekt gesenkt werden?
Kann die gewünschte Anlagenfahrweise mit den Vermarktungsansprüchen in Einklang gebracht werden? Neben der Vermarktung der elektrischen Energie gibt es beispielsweise Verpflichtungen aus der Wärmevermarktung.
Wie wird ein Ausgleich der Laufzeiten beziehungsweise Abschaltungen über ein Anlagenportfolio hinweg vorgenommen, wenn das steuernde Regime – das virtuelle Kraftwerk oder auch Virtual Power Plant (VPP) des Energiehändlers – nur auf die einzelne Anlage fokussiert?
Wie kann eine Priorisierung der Anlagen im Abruf vorgenommen werden, wenn die individuellen Grenzkosten berücksichtigt werden sollen?
Wie kann die Vermarktung so überwacht werden, dass die Vermarktungsergebnisse der Einzelanlagen direkt oder nach beliebigen Kriterien den Anlagen zugeordnet werden können?
Auch unter Investitionsgesichtspunkten sind längst nicht alle offenen Fragen beantwortet:
Ist der Wechsel des Vermarktungspartners (Energiehändler) ohne Investitionen in die Anlagenautomatisierung und -anbindung möglich oder muss bei jedem Wechsel des Vermarkters eine andere Kommunikationsbox in der Anlage verbaut werden, die ein erneutes Eingreifen des Anlagenautomatisierers erforderlich macht und damit mehrfach Kosten verursacht?
Können konform zu den Anforderungen der Übertragungsnetzbetreiber weitere Daten und Signale aus den Anlagen übertragen werden, um die betriebliche und wirtschaftliche Transparenz der Anlagen zu erhöhen?
… aber der Interessenkonflikt ist lösbar
Um Vermarktung und Betrieb gemeinsam zu optimieren und die vorliegenden Fragen mit Lösungen zu versehen, greifen Anlagenbetreiber vermehrt zu einer eigenen Virtualisierungsebene. Zunächst werden alle Anlagen eines Betreibers in einem technischen Virtual Power Plant gebündelt. Dort werden durch die flexibel gestaltbaren Algorithmen die Anforderungen des Betriebes abgebildet. Erst dann geht dieses VPP als Anlage in das übergeordnete marktorientierte VPP des Energiehändlers. Es entsteht eine zweistufige Lösung, welche die zu Beginn benannten Stellschrauben abbildet.
Beispielsweise wird eine gewünschte gleichmäßige Verteilung von Abrufen oder das Einbeziehen von Grenzkosten der Anlagen im technischen VPP berücksichtigt. Dort wird die geänderte Leistungsvorgabe aus dem virtuellen Kraftwerk des Energiehändlers durch die Algorithmen entsprechend der vorgegebenen Prioritäten steuerungstechnisch umgesetzt und von den Anlagen erbracht.
Auch das Thema der Anbindung der Einzelanlagen wird abstrahiert. Ein Wechsel des Vermarkters führt nicht dazu, dass in jeder beteiligten Anlage Anpassungen nötig werden. Die Schnittstelle zum Vermarkter wird einmalig auf Ebene des technischen VPP angepasst. Die Schnittstelle zwischen den Anlagen und der VPP-Steuerung bleibt hiervon unberührt.
Weitere Vorteile der Lösung
Ist ein technisches VPP implementiert, können unmittelbar weitere Vorteile erschlossen werden. Hierzu gehört zum Beispiel eine zentrale Wärmebedarfsprognose, die es dem Betreiber von BHKWs ermöglicht, die zu vermarktende elektrische Leistung genauer auf Basis des Wärmebedarfs zu prognostizieren und damit die Erlöse zu optimieren.
Die Integration weiterer Prozessdaten aus den Anlagen führt zu Vorteilen im Betrieb, konkret etwa durch das Monitoring der Anlagen und die Eskalation von Störmeldungen oder das Reporting von KPIs (Key Performance Indicator) zur wirtschaftlichen Überwachung der Anlagen.
Werden diese Funktionen über webbasierte Dienste realisiert und von einem Dienstleister als Service erbracht, steigt gleichzeitig die Flexibilität des Betriebes und Kosten fallen nur nutzungsbasiert an, im Gegensatz zu Lizenzmodellen (Software-as-a-Service). In diesem Modell kann man sogar von vorhandenen komplexeren Funktionen einer Plattform profitieren, die kleinere Systeme nicht bieten können.
Im Verlauf der Einführung eines technischen VPP kommt es zudem zwangsläufig zu einem sehr positiven Dialog zwischen der Vermarktung und dem Betrieb. Im Ergebnis entsteht aus zwei lokalen Optimierungen eine ganzheitliche Lösung.
Die Evolution geht weiter
Das übergeordnete Ziel auf allen Ebenen – von der Anlage bis zum Netz – ist der wirtschaftliche und sichere Betrieb, unter der Herausforderung kontinuierlich veränderter Rahmenbedingungen. Die Einführung eines technischen VPP ist der nächste Schritt in die richtige Richtung, um sowohl aktuelle Anforderungen zu erfüllen als auch bereits auf zukünftige Herausforderungen vorbereitet zu sein.
Das Einbeziehen der Anlagen zum Beispiel regionaler Partner und die Integration weiterer technischer Funktionen sowie die Steigerung der wirtschaftlichen Transparenz durch KPIs bieten dem Betreiber schnell konkrete Mehrwerte.
Kasten: Virtuelles Kraftwerk
Ein virtuelles Kraftwerk (Virtual Power Plant, VPP) bezeichnet die logische Bündelung verschiedener Erzeugungsanlagen, um ein gewünschtes Gesamtverhalten oder -volumen zu erreichen. Hierzu werden Messwerte aus den Einzelanlagen und Steuersignale in die Anlagen durch eine zentrale Logik ausgewertet beziehungsweise vorgegeben. Die beteiligten Anlagen können verschiedene Charakteristika haben und sind häufig über verschiedene Standorte verteilt errichtet.
