Die Vermarktungskaskade – Die Stufen der optimalen Vermarktung

Das EPOC® Energie Management System (EMS) optimiert die Fahrplan- und Einsatzplanung des Energiestandorts und übernimmt die Kommunikation mit Vermarktern der unterschiedlichen Strommärkte.

Da diese Märkte, zum Beispiel der Day-Ahead-Markt, Intraday- oder Regelenergiemarkt, unterschiedliche Auktionsfristen haben, muss die Gebotslegung vom EMS zum korrekten Zeitpunkt stattfinden. Zusätzlich gibt jeder Markt seine Auktionsergebnisse zu eigenen Zeiten bekannt.

Die optimale Fahrweise hängt aber auch davon ab, welche der gelegten Gebote einen Zuschlag erhalten haben und somit als fest vorgehaltenes, unveränderbares Muss in die Fahrplanerstellung eingehen, und welche nicht angenommen wurden und somit noch frei optimierbar sind. Deswegen muss das EMS die Marktrückmeldung bei den Optimierungsabläufen nicht nur berücksichtigen, sondern auch aktiv darauf reagieren. Dieses Zusammenspiel notwendiger Interaktionen der Markt-Kommunikation mit den gestuften Durchläufen der Optimierung wird als CONENGA Vermarktungskaskade zusammengefasst.

Wie läuft die Vermarktung ab und wobei hilft uns die Vermarktungskaskade?

Die vereinfachte Marktkommunikation (Auktionsprinzip, nicht kontinuierlicher Intraday-Handel) läuft folgendermaßen ab: Bis zum Börsenschluss können Stromkapazitäten zu einem gewählten Preis, zum Beispiel den Stromgestehungskosten, geboten werden. Dann werden Angebote und Nachfrage gesammelt und gekoppelt, und Gebote mit zu hohen Preisen abgelehnt. Der tatsächliche Strompreis stellt sich nach dem Merit-Order-Prinzip ein, und ist der Preis des teuersten Angebots, das gerade noch gebraucht wird, um die Nachfrage bei diesem Preisniveau zu decken. Wenn diese Berechnungen abgeschlossen sind, bekommen die Marktteilnehmer Rückmeldung über ihre Gebote, und wissen wie viel (und zu welchem Preis) sie tatsächlich am Markt kaufen oder verkaufen können.

Weil EPOC®EMS auf mehreren Märkten handelt, ist die Vermarktungskaskade primär wegen der getrennten Auktionsfristen der unterschiedlichen Strommärkte notwendig. Weil die Rückmeldungen für angenommene Gebote gestaffelt bzw. zeitlich nicht unmittelbar zusammenfallen, ermöglicht es die Kaskade dem EMS die Gebote für jeden Markt stufenweise zu optimieren. So kann sichergestellt werden, dass, auch wenn die am Markt angenommen Kapazitäten von den gelegten Geboten abweichen, der bestmögliche Fahrplan erstellt wird. Den beispielhaften Ablauf der Kaskade können wir uns im Folgenden ansehen.

Die Stufen der Vermarktungskaskade

Die Stufen der Vermarktungskaskade

Gehen wir in unserem Beispiel von einem diversen Energiestandort aus, mit gekoppelten Wärme- und Stromerzeugern, einer PV-Anlage, Speichern und Produktionsanlagen als Wärmeabnehmer. Der Standort verkauft mit dem EMS Strom am Regelenergiemarkt, Day-Ahead- und Intraday-Markt. Wie durchläuft das EMS für dieses Beispiel also die Vermarktungsstufen?

Stufe 0 – Basisoptimierung

Initial gibt es in unserem Beispiel keine durch Vermarktung vorgegebene Leistung, das EMS kann also frei optimieren. Vor dieser „Basisoptimierung“ werden benötigte Daten, wie zum Beispiel die Wettervorhersage, der Produktionsplan und eine Strompreisprognose, gesammelt, um von einer möglichst aktuelle Datenlage ausgehen zu können. Aus diesen wird eine Erzeugerprognose der PV-Anlage und eine Bedarfskurve der Verbraucher erstellt. Mit diesen Daten erstellt das EMS eine optimierte Betriebsplanung inklusive der zu vermarktenden Kapazitäten und Leistungen auf den Märkten.

Weil der Regelenergiemarkt die kürzeste Auktionsfrist hat (9:00, 10:00), werden die Regelleistungsreserven aus diesem Optimierungsergebnis zuerst hier geboten. Nach dem Schließen der Märkte wird die Rückmeldung über die tatsächlich angenommenen Kapazitäten gegeben, wodurch der nächste Optimierungsdurchlauf durchgeführt werden kann:

Stufe 1 – Optimierung nach Regelenergievermarktung

In der nächsten Stufe der Vermarktungskaskade werden die bezuschlagten Regelleistungskapazitäten festgehalten, damit diese immer freigehalten werden und zur Verfügung stehen. Abgelehnte Gebote bieten jetzt Spielraum neu eingeplant zu werden, um diese auf anderen Märkten anzubieten. Der Optimierer berücksichtigt beim erneuten Durchlauf also nicht nur interne Lastvorgaben, sondern auch die externen Vorgaben durch die Vermarktung.

Die neuen optimierten Leistungen werden am Day-Ahead-Markt geboten, dessen Auktionsfrist um 12 Uhr endet. Die Rückmeldung erfolgt etwa 1 Stunde nach Marktschluss, und wird wieder für die nächste Stufe verwendet:

Stufe 2 – Optimierung nach Day-Ahead-Vermarktung

Leistungen, die nicht am Day-Ahead-Markt angenommen wurden, können am nächsten Tag im Intraday-Handel geboten werden. Hier sind die Vermarktungsmodalitäten anders als bei den bisherigen Märkten mit Auktionsprinzip, da es keine Merit-Order gibt, sondern Pay-As-Bid-Prinzip. Ansonsten können Gebote und Anfragen für jede Viertelstunde bis unmittelbar davor gelegt werden.

Hier kann das EMS also mehrmals am Tag oder sogar jede viertel Stunde neue Optimierungen vornehmen, um am Day-Ahead-Markt abgelehnte oder auch kurzfristig freigewordene Leistungen zu vermarkten. Hierbei werden vermarktete Leistungen immer festgehalten, um deren Lieferung zu garantieren.

Stufe 3 – interne Optimierung

Zusätzlich zum Intraday-Handel, oder auch wenn hier nicht teilgenommen wird, können Optimierungen nach den Vermarktungen Sinn machen, zum Beispiel wegen geänderter Bedingungen am Standort. Wenn etwa in unserem Kraftwerk einer von drei Wärmeabnehmern ausfällt, kann das EMS diese Änderungen in einer neuen Optimierung berücksichtigen und, wenn Kapazitäten verfügbar sind, die anderen zwei Anlagen verstärkt einplanen, oder die Wärmeproduktion absenken. Oder wenn die PV-Leistung wetterbedingt doch niedriger ist als durch die Wettervorhersage berechnet, können andere Anlagen (Erzeuger, Speicher, Verbraucher) so eingeplant werden, um die fehlende Leistung zu kompensieren (zum Beispiel durch eine reduzierte Einspeisung in den Batteriespeicher).

Vermarktungskaskade im Echtbetrieb

Im echten Betrieb werden die Stufen nicht linear durchlaufen, sondern zyklisch und, je nach Markt, um einen Tag versetzt: Die Regelenergie- und Day-Ahead-Leistungen von heute wurden gestern festgelegt, während die morgigen Kapazitäten heute geboten werden und Gebote für den Intraday-Markt kontinuierlich gelegt werden. Deswegen ist es notwendig, dass das EMS den Überblick darüber behält, welche Leistungen schon geboten wurden und geliefert werden müssen, und wo noch freie, zu optimierende Kapazitäten vorhanden sind.

Da die Optimierung selbst in unter einer Minute durchlaufen wird, sind auch die viertelstündlichen Durchläufe gut möglich für das EMS.