SEITE 1 RWE Deutschland AG 20.11.2013

Die Aggregation von Flexibilitäten zur Integration Erneuerbarer Energien Fachtagung Smart Energy 2013, Dortmund

RWE Deutschland AG, 14.11.2013 Prof. Dr. Michael Laskowski

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■ Wegen der volatilen Einspeisung von Wind- und Sonnenergie entsteht ein gesteigerter Regelenergiebedarf im Stromnetz

■ Durch die Abnahmeverpflichtung von Wind- und Sonnenenergie ergibt sich ein zusätzliche Strompreisdynamik

■ Die Bereitstellung von Flexibilitäten bietet ein Potenzial für eine zusätzliche steuerbare Energienachfrage

Gaskraftwerk Wasserkraftwerk

Kohlekraftwerk rege

lbar

ni

cht

rege

lbar

Windkraft Photovoltaik

Im zukünftigen Stromnetz wird regelbare Energie durch nicht regelbare

Energie ersetzt

Steuerbarkeit der Nachfrage erforderlich

! !

Industrie und Handel

Haushalte

Flexibilitäten aus dem

Gewerbesegment

!

Smar

t Grid

? ?

Angebot Nachfrage 50 Hz

Wind und Photovoltaik sind nicht regelbar – auf der Nachfrageseite müssen Alternativen gefunden werden

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9 Stunden mit Preisniveau unter 100%

Der Verlauf des Strompreises an der Strombörse EEX zeigt den Effekt von Windstromüberschuss, der auf unzureichende Nachfrage trifft

Zeitfenster für negative Flexibilitäten (Lasten)

Zeitfenster für positive Flexibilitäten

(dezentrale Erzeugung)

Zeitfenster für positive Flexibilitäten

(dezentrale Erzeugung)

Die Volatilität der Strompreise an der EEX bietet Möglichkeiten für die Vermarktung von positiven und negativen Flexibilitäten

Quelle: EEX

P/P100

Uhrzeit

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Kundennutzen EVU-Nutzen

Aufbau eines

Aggregators mit

nachgelagerten Gateways

zur Steuerung

von Endgeräten

bei Geschäfts-

und Gewerbe- Kunden

Flexibilisierung von Verbrauch im Gewerbe- und Geschäfts- kundensegment führt zu mehrseitigem Nutzen

Erwirtschaftung von Erlösen, Steigerung der eigenen Energie- effizienz durch Zurverfügung- stellung von positiven und negativen Flexibilitäten

Vermarktung von Arbeit und Leistung

Verbesserte Ausnutzung der Flexibilität speichernder Geräte (Kühl-, Klima- und Heizgeräte, Batteriespeicher)

Reduktion der Energiekosten durch Lastverschiebung

Durch Bündelungseffekte Teilnahme am Energiemarkt

Verbesserung der Energie- effizienz und des CO2-Footprints

Erwirtschaftung von Erlösen durch die Vermarktung von Flexibilitäten seitens des Vertriebes / Portfolio-managements: - optimierte Energiebeschaffung - Bilanzkreisoptimierung - Regelenergie- oder Spotmarkt - Sekundärreserve

Nutzung von Flexibilitäten seitens des Netzes bei Netzengpässen (gelbe Ampel), Bereitstellung von Systemdienstleistungen

Kundenbindung durch zusätzliche Produkte und Verträge

Entwicklung und Vertrieb von geeig- neten Flexibilitätsprodukten für unterschiedliche Marktteilnehmer

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Das grundsätzliche Marktmodell eines Aggregators bedient Vertrieb und Netz

Funktionen eines Demand Response Aggregators

Aggregator

Industrie

Gewerbe

Privatkunden

Network Operations

Center

Kommerzieller Optimierer

EVUs

DSOs

TSOs

OTC

EEX

Kapazitäts- markt

MW, MWh

€

Herausforderungen für einen Aggregator: diskrimierungsfreie Behandlung aller Demand Response-Anbieter ausreichende Marge, um Demand Response-Anbieter zu incentivieren derzeit Demand Response nur in Direktvermarktung an EEX möglich noch kein geeignetes Geschäftsmodell für DSOs im Markt vorhanden

(Bilanzkreismanagement, Systemdienstleistungen für Verteilnetzbetreiber)

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Der Aggregator kann in ein Energiemanagementsystem (EMS) (z.B. virtuelles Kraftwerk) eingebunden werden

Energiemanagementsystem (EMS)

Prognose, Optimierung, …

Kommunikations-module zur Ansteuerung der Endgeräte

Aggregator zur Ansteuerung von EEG-Anlagen und Lasten („gelbe Ampelphase“ im Netz) sowie Ansteuerung von Lasten zur Flexibilisierung des Gesamtverbrauches („Portfoliomanagement 3.0“)

Projektfokus

Kommunikations-module

Kommunikations-module zur System-integration (Gateway)

Portfolio-Management 3.0

Aggregator

Kraft-Wärme-Kopplung

Windturbinen

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Das Netz ist überlastet / in einem kritischen Zustand und wirft Last ab / schaltet Erzeugung ab

Transaktionen des Marktes sind nicht mehr möglich Der Netzbetreiber gibt den Prozess vor

Das Netz entwickelt sich in Richtung eines kritischen Zustandes und sucht nach kontrahierten Lasten oder Erzeugungen

Transaktionen des Marktes sind eingeschränkt möglich Der Netzbetreiber gibt den Prozess vor

Das Netz hat freie Kapazitäten, kritische Netzzustände sind nicht vorhanden

Transaktionen des Marktes sind beliebig möglich

Der Netzbetreiber greift nicht in den Markt ein

Flexibilitäten für das Netz dienen dem Mechanismus einer „Ampelsymbolik“

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Netzengpässe werden mittels Systemdienstleistungen durch den Aggregator behoben

Der Aggregator bündelt Leistungsflexibilitäten im Verteilnetz: Positive Leistungsflexibilitäten z. B. ferngesteuerte modulierbare Lasten

Negative Leistungsflexibilitäten z. B. ferngesteuerte modulierbare Einspeisung

Durch die Bündelung der Leistungsflexibilitäten im Verteilnetz werden strukturierte Pro-dukte für Verteilnetzbetreiber und Bilanzkreisverantwortliche überhaupt erst ermöglicht.

Konkret für Situation 2 existiert für derartige Systemdienstleistungen für VNB kein Geschäftsmodell, die hierfür notwendige Incentivierung durch den VNB ist noch nicht geklärt!

VNA

VND

VNC

VNB

Bilanzkreise:Bilanzkreis 1

Bilanzkreis 2

Bilanzkreis 3

Bilanzkreis Aggregator

Regelzone

Engpass

Flex-Abruf

Situation 1: Aggregatoren-Bilanzkreis ist nicht mehr ausgeglichen!

Maßnahmen zu Situation 1: a) Gegenreaktion in anderem Verteilnetz; b) Übernahme der Abweichung in VNB-Bilanzkreis

Maßnahmen zu Situation 2: a) VNB fragt bei Aggregator Systemdienstleistungen nach

und incentiviert den Beitrag

Situation 2: Teile eines Verteilnetzes haben Überlast (gelbe Ampelphase)!

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Beispiel: BMWi- Projekt E-DeMa

SEITE 10 RWE Deutschland AG 20.11.2013

E-DeMA – ein Feldversuch zur Anpassung von Lasten und Angebot im Verteilnetz

RWE führte von März bis Dezember 2012 mit Partnern einen Feldver-such in ca. 700 Haushalten durch (in Mülheim / Ruhr und Krefeld)

Die Haushalte wurden mit Smart-Metern sowie teilweise mit smarter Weißer Ware und einer µKWK-Anlage ausgestattet

Ein „Marktplatz“ zeigte den Kunden individuelle Verbrauchs- und Tarif-informationen

SEITE 11 RWE Deutschland AG 20.11.2013

Messwerte, Tarife (informativ), Fern-Schalthandlungen, Services, Handelsgeschäfte

Energiedienstleister

Verteilnetzbetreiber Lieferanten

Service-Dienstleister

Aggregatoren

Tarife, Messwerte, Betriebswerte, Fern-Schalthandlungen

Messstellenbetreiber (IKT-Gateway-Betreiber)

In-House

E-DeMa-Gateway

Messwerte, Betriebswerte, Tarife, Fern-Schalthandlungen

Transparente Abrechnung Lokale Schalthandlungen Aktueller Verbrauch

Technische Datenbereitstellung

Business to Customer

Business to Business

Wartungs-funktion für Hersteller

z.B. Wetterdienst, Tarifberater

Prosumer

Strom-Großhandel

OTC

Innovative Stromprodukte mit / ohne Automatisierung

Angebote von Einspeisern

Produkte zur Netzdienlichkeit für VNB

und Dritte

Angebote von und für Aggregatoren

Service-Produkte z.B. von Geräteherstellern

Energienetzdienst-leistungsprodukte

Produktpalette des Marktplatzes:

Administrative Produkte wie Bilanzierung, Datenhandling, …

Das Marktplatzsystem verbindet Kunden mit Anbietern von Energie(dienstleistungen)

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Haushalt

AggregatorLeitsystem

E-DeMaGateway

weißeWare

MikroKWK

. . .

Weiße Ware: Waschmaschinen, Wäschetrockner, GeschirrspülmaschinenSmart Start: Gerät ist bereit für den Abruf durch das Aggregator Leitsystem

Aggregator ruft Gruppen von Weiße Ware Geräten ab

Aggregator steuert Gruppen von Mikro KWK Anlagen

Haushalt

E-DeMaGateway

weißeWare

MikroKWK

Haushalt

E-DeMaGateway

weißeWare

MikroKWK

Haushalt

E-DeMaGateway

weißeWare

MikroKWK

Haushalt

E-DeMaGateway

weißeWare

MikroKWK

Netzleitsystem(Verteilnetzbetreiber)

E-DeMaMarktplatzsystem

B2B-Abruf Vertragsdaten

Vertragsdaten

Aggregator-Leitsystem steuert Lasten und Erzeugung

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Fazit

Die steigende Anzahl von Energiemengen aus erneuerbaren Energien erfordert neue Geschäftsmodelle – die Erzeugungsmengen werden kleinteiliger und volatiler (PV, Wind) – Energiekonsumenten werden zu Energieproduzenten (Prosumer) – das Bestreben nach bilanzieller Energieautarkie nimmt zu – aus politischer Sicht werden Subventionen aus dem EEG reduziert – „alte“ EEG-Anlagen fallen in absehbarer Zeit (nach insgesamt 20 Jahren)

aus der Förderung heraus und suchen neue Finanzierungsmodelle wie z.B. die Direktvermarktung

Kleine und mittlere Flexibilitäten stehen zukünftig dem Markt zur Verfügung – sowohl positive als auch negative Flexibilitäten lassen sich zu

vermarktbaren Aggregaten zusammenfassen – geeignete Aggregatoren bündeln diese Flexibilitäten aufgrund einer

Incentivierung eines vorgelagerten Energiemanagementsystems – Aggregatoren stehen sowohl vertrieblich als auch netzseitig zur

Verfügung