Die Direktvermarktung unter Nutzung der gleitenden Marktprämie war der erste Schritt im Markteintritt der erneuerbaren Energien. Die voranschreitende wirtschaftliche und technologische Entwicklung von Windkraft und Photovoltaik prägt neue Rahmenbedingungen für die Direktvermarktung. Denn im zweiten Schritt dieses Markteintritts werden Marktakteure nun immer stärker mit den Chancen und Risiken von schwankenden Strompreisen konfrontiert. Das Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) hat mit der zunächst optionalen, später verpflichtenden Direktvermarktung, insbesondere mit dem Marktprämienmodell (EEG 2014), ein Instrument geschaffen, um die bedarfsgerechte Integration von erneuerbarer Energien zu verbessern. Ziel dieser Studie ist es, die Direktvermarktung im Kontext energiewirtschaftlicher Rahmenbedingungen zu evaluieren, um Verbesserungsmöglichkeiten im laufenden Gesetzgebungsverfahren frühzeitig berücksichtigen zu können. Sonstige Direktvermarktungsansätze wie zum Beispiel PPAs und Regionalmodelle stellen mögliche Ergänzungen oder gar Alternativen zum Marktprämienmodell dar. Alternative Direktvermarktungsansätze sowie zusätzliche Einsatzfelder wie Sektorkopplung und Flexibilitätsoptionen sollen in diesem Projekt identifiziert und auf ihre Wirtschaftlichkeit hin untersucht werden. Durch den aktiven und regelmäßigen Austausch mit den beteiligten Marktakteuren wird hierbei sichergestellt, dass die erarbeiteten Lösungsansätze und Verbesserungsvorschläge konsensfähig und marktorientiert sind.
Im Rahmen der übergeordneten Projektziele (vgl. Gesamtvorhabensbeschreibung) soll seitens Next Kraftwerke untersucht werden, welche Rolle einem verteilnetzübergreifenden Flexibilitäts- und Stromhandelsdienstleister in einem dezentral und zellulär aufgebauten, intelligenten Netz zukommen kann. Dabei geht es zum einen darum, aktuell angewandte Geschäftsmodelle (Direktvermarktung, Regelenergiedienstleistungen, flexible Strombelieferung) auf ihre Vereinbarkeit mit neuen Strukturen zu überprüfen. Zum anderen soll ermittelt werden, wo neue Tätigkeitsfelder für Dienstleister zwischen Erzeugung, Markt und Netzbetrieb möglich sind und welche technischen und regulatorischen Rahmenbedingungen hierfür notwendig sowie sinnvoll sind. Dabei sind geeignete Hard- und Softwarekomponenten sowie Kommunikationsprozesse zu entwickeln und zu prüfen. Der eigene Fokus liegt dabei darauf, die Anforderungen eines marktseitigen Dienstleisters, der netzübergreifend agiert, einzubringen und diese Rolle in der Prozess- und Schnittstellengestaltung zu vertreten. Identifikation, Vernetzung und Vermarktung von Flexibilitäten sind Kernkompetenzen von Next Kraftwerke, die in das Projekt einfließen sollen. Next Kraftwerke ist an den folgenden Teilprojekten (TP) und Arbeitspaketen (AP) beteiligt: TP 1, AP 1.4: Massenfähigkeit durch technische Regeln/Normen/Standards TP 3, AP 3.2: Infrastruktur-Informationssystem (IIS) für Akteure und Zellen im Verbund TP 3, AP 3.4: Hochrechnungen, Prognosen und Bilanzierung TP 4, AP 4.4: Steuerung von Subnetzen und Anlagen TP 4, AP 4.5: Flexible Abstimmung Netz/Markt TP 5, AP 5.2: Bidirektionaler Handel in Märkten TP 7, AP 7.3: Gewerbliche Areale mit Flexibilität und Autonomie TP 7, AP 7.5: Sonnenstrom zur Eigennutzung und zur Vermarktung TP 7, AP 7.6: Musterliegenschaften als Energiestudios zur Lösungsverbreitung
Das Projekt SMECS erforscht innovative Kooperationsformen von regional agierenden Stromerzeugern mit besonderem Fokus auf kleinen Energieerzeugern und -genossenschaften durch die Entwicklung eines Referenzmodells für Smart Energy Communities, eines cloud- und datenbasierten Ökosystems zur Unterstützung der Kooperations- und Kundenprozesse, mit dem Ziel einer erfolgreichen Aufstellung für die anstehenden signifikanten Marktveränderungen u.a. durch Direktvermarktung (EEG2014/2017) sowie der neuen Regelung des Messstellenbetriebs. Im Teilvorhaben werden neuartige Software-Dienste zur Digitalisierung von Kunden-, Vertriebs- und Zusammenarbeitsprozessen) erforscht und entwickelt und mit ausgewählten Zielgruppen validiert. Hierfür wird auf die bereits existierende vertrauenswürdigen Service-Plattform CAS Open aufgesetzt, die die Entwicklung und Ausführung von Softwarediensten ermöglicht. Des Weiteren soll im Teilvorhaben ein Smart Contract Configurator für Smart Energy Communities prototypisch umgesetzt und validiert werden.
Ziel des Gesamtvorhabens ist es auf Basis energiewirtschaftlicher und technisch-ökonomischer Analysen verschiedene Geschäftsmodelle für Bioenergieanlagen zu entwickeln und diese dahingehend zu evaluieren, ob sie als Betriebsstrategien für Bestandsanlagen geeignet sind, um diesen nach Auslaufen der EEG-Vergütung eine Anschlussperspektive zu bieten. Ein Unterziel und Voraussetzung dazu wird zum einen die ganzheitliche Darstellung des aktuellen Anlagenbestandes in einem Portfoliomodell sein. Zum anderen sollen in einem Energiemarktmodell die technischen und ökonomischen Entwicklungspotentiale unterschiedlicher Anlagenklassen simuliert werden und so mögliche Energiewendeszenarien mit einem Fokus auf die Bioenergie bis 2035 abgeleitet werden. Ziel dieses Teilvorhabens ist die Sicherstellung des Praxisbezugs des Verbundvorhabens. Dazu werden in diesem Teilvorhaben die Stakeholder, wie z.B. Anlagenbetreiber, Experten, Verbände und Direktvermarkter, in das Verbundprojekt eingebunden. Die Projektpartner werden in ihren Arbeiten dahingehend begleitet, dass für sie wichtige Stakeholder ausfindig gemacht und sie entsprechend mit diesen vernetzt werden. Zusätzlich werden interaktive Stakeholder-Workshops durchgeführt, bei denen sich der Verbund interessierter Stakeholder über den aktuellen Projektverlauf, bereits bestehende Zwischenergebnisse und das weitere Vorgehen im Vorhaben austauschen kann. Ebenso werden auf regionaler Ebene Akteure identifiziert und über Arbeitstreffen in das Projekt integriert. Ein besonderes Augenmerk liegt dabei auf den betroffenen Biogasanlagenbetreibern. Ein Teil von ihnen soll mittels persönlicher Interviews in das Vorhaben integriert werden.
Ziel des Gesamtvorhabens ist es auf Basis energiewirtschaftlicher und technisch-ökonomischer Analysen verschiedene Geschäftsmodelle für Bioenergieanalgen zu entwickeln und diese dahingehend zu evaluieren, ob sie als Betriebsstrategien für Bestandsanlagen geeignet sind um diesen nach Auslaufen der EEG-Vergütung eine Anschlussperspektiven zu bieten. Als Unterziel und Voraussetzung dazu wird zum eine ganzheitliche Darstellung des aktuellen Anlagenbestandes in einem Portfoliomodell sein. Zum anderen soll in einem Energiemarktmodell die technischen und ökonomischen Entwicklungspotentiale unterschiedlicher Anlagenklassen simuliert werden und so mögliche Energiewendeszenarien mit einem Fokus auf die Bioenergie bis 2035 abgeleitet werden.
Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien im Rahmen der zunehmend dezentralen Elektrizitätserzeugung wird die Zukunft des Stromhandels vermehrt in den kurzfristigen Handelsmärkten gesehen. Die 2012 eingeführte Direktvermarktung mit der Managementprämie hat für Anlagenbetreiber und Energiehandelshäuser zusätzliche finanzielle Anreize geschaffen, sich intensiv mit der operativen Vermarktung von dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen auseinanderzusetzen. Im Rahmen unseres Projektes werden wir eine empirische Analyse hinsichtlich der Einflussfaktoren der Preisbildung auf Intraday Märkten auf Basis viertelstündlicher Daten durchführen. Weiterhin werden wir Fragen des Portfoliomanagement und die Entwicklung von Handelsstrategien der einzelnen Marktteilnehmer analysieren. Dabei wird die Wahl von Handelsstrategien mit Hinblick auf die operative Vermarktung dargebotsabhängiger Erzeugungsanlagen als Klasse stochastischer Optimierungsprobleme formuliert und untersucht. Die notwendigen numerischen Verfahren zur Bestimmung optimaler Strategien in kurzfristigen Handelsmärkten müssen in Echtzeit (real-time) einsetzbar sein. Dazu werden wir Verfahren in Form von Reduzierte-Basis- Methoden entwickeln und mit Praxispartnern testen. Weitere wichtige Untersuchungsschwerpunkte sind die Einflüsse der zunehmenden Integration des europäischen Marktes und mögliche regulatorische Veränderungen hinsichtlich der Day-ahead Vermarktung und in den Regelenergiemärkten. Im Rahmen des Forschungsprojektes werden folgende Projektschwerpunkte bearbeitet: Empirische Analyse (EA); Portfoliomanagement und Handelsstrategien einzelner Marktteilnehmer (PH); Marktgleichgewichte und regulatorische Rahmenbedingungen in zukunftsfähigen Elektrizitätssystemen (MR). Die Projektschwerpunkte werden in Arbeitspakete unterteilt, deren Resultate jeweils zu weiteren nachfolgenden Arbeitspaketen in Bezug stehen. Die Projektgruppen werden regelmäßig Projekttreffen abhalten um den Projektfortschritt zu besprechen.
In diesem Vorhaben soll ein modulares Batteriespeichersystem mit fünf parallelen Strängen zu je 1,25 MW Leistung errichtet werden. Drei unterschiedliche Technologien, Blei-Säure (zwei Stränge mit verschiedenen Bauformen), Lithium-Ionen (zwei Stränge mit unterschiedlicher Zellchemie)- und eine Hochtemperatur-Batterie (Natrium-Nickel-Chlorid) werden eingesetzt. Der Anlagenbetrieb wird zunächst gemäß einem wissenschaftlichen Programm durchgeführt, das es erlaubt, belastbare Aussagen zu den Lebensdauerkosten und Einsatzpotenzialen zu tätigen. Dazu gehören neben den eigentlichen Kosten für die Batteriezellen und deren Lebensdauer vor allem auch Peripherien für die Installation der Batterieanlage, welche neben der Unterbringung auch die Batteriemanagement- und Batteriediagnosesysteme sowie das thermische Management (Lüftung, Klimatisierung) und die Integration in bestehende Wärmesysteme enthalten. Diese sollen als fundierte Kostenbasis für die Planung und den Einsatz von Speichern dienen. Es soll zudem ein Präqualifikationsverfahren für Batteriespeicheranlagen zur Teilnahme an Regelenergiemärkten entwickelt und erstmals durchgeführt werden. Für die Marktteilnahme werden geeignete Szenarien entwickelt und erprobt, die in der Folge um Vermarktungsszenarien erweitert werden. Dabei sollen u. a. folgende Einsatzzwecke verfolgt werden: Integration erneuerbarer Energien, z. B. Glättung der Einspeiseleistung von Windkraftanlagen bei Grünstromdirektvermarktung nach Paragraph 33g oder Paragraph 39 EEG; Erprobung einer dezentralen Bereitstellung von Primär- / Sekundärregelleistung, insbesondere im Kontext hoher Anteile erneuerbarer Energien; Spreadhandel. Ein Batteriespeichersystem in der geplanten Leistungsklasse und mit der hohen Modularität zur vergleichenden Demonstration und Erforschung verschiedener Speichertechnologien ist weltweit einmalig und stellt für die beteiligten Firmen und Institutionen eine wichtige Referenz dar.
Die baldige Transformation des Energiesystems hin zu einer klimafreundlichen Energiebereitstellung auf Basis von erneuerbaren Energien ist eine, mittlerweile allgemein anerkannte, Notwendigkeit. Ebenso herrscht weitgehend der Konsens, dass es einen Mix verschiedener Technologien geben muss, um diese Herausforderung zu meistern. In den letzten Jahren wurde vor allem der Ausbau von Windkraft und Photovoltaik vorangetrieben, welche aufgrund ihrer stark fluktuierenden Stromerzeugung jedoch für die Netzstabilität problematisch sein können. Zudem befinden sich diese Stromerzeugungsanlagen in der Regel fernab von Strombedarfszentren, was den Bau von großen Übertragungsleitungen bzw. Stromspeichern oder Power-to-Gas Systemen notwendig macht. Die Projektierung von großen Übertragungsleitungen nimmt sehr viel Zeit in Anspruch und kann nicht mit der Installation von Windkraft- und Photovoltaikanlagen schritthalten. Stromspeicher bzw. Power-to-Gas Systeme befinden sich noch in der Entwicklungsphase bzw. beim Markteintritt und haben daher noch wenig Praxisrelevanz. Biomassebasierte Technologien zur Energieerzeugung, allen voran der Energieträger Biogas, sind jedoch geeignet bedarfsabhängig Strom zu erzeugen. Bestehende Biogasanlagen sind, ebenso wie Windkraft- und Photovoltaikanlagen, sehr dezentral positioniert. Daraus ergibt sich für Biogasanlagen das Potential als Systemdienstleister tätig zu werden und mit dem erzeugten Strom Erzeugungsschwankungen anderer dezentraler Energieerzeuger auszugleichen. Da die Betriebsumstellung auf Regelenergiebereitstellung relativ zügig durchgeführt werden kann, besteht die Möglichkeit bereits kurzfristig einen Beitrag zur Netzstabilität zu leisten. Dadurch kann auch ein weiterer Ausbau von Windkraft- und Photovoltaikanlagen unterstützt werden. Ziel dieses Vorhabens ist es praxisnah - am Beispiel der Biogasanlage in Bruck/Leitha - zu ermitteln, welche technische Ausstattung und steuerungstechnische Applikationen für einen markt- und systemoptimierten Betrieb von Biogasanlagen für die Bereitstellung von bedarfsorientiert erzeugtem Strom notwendig sind. Ein flexibler Betrieb von Biogasanlagen, welcher abgesehen vom Stromerzeugungsaggregat auch andere Anlagenteile wie zum Beispiel die Fütterungseinheit umfasst, ist noch wenig erforscht. Auf Basis zu erhebender Anlagendaten wird im Projekt eine Prozesssimulation erstellt, welche erlaubt, verschiedene Betriebszustände zu simulieren. Die Biogas- bzw. Stromerzeugung an der Anlage soll durch Marktsignale sowie Prognosemodelle für den zu erwartenden Regelenergiebedarf gesteuert werden. Dazu wird ein Steuerungskonzept für die gesamte Anlage entwickelt, welches automatisiert eine wirtschaftliche Betriebsweise unter den technisch möglichen Rahmenbedingungen erlaubt. Die Übertragbarkeit auf andere Biogasanlagen und zugleich die größtmögliche Wirtschaftlichkeit im Rahmen der neuen Direktvermarktungsinstrumente sind das Ziel des Projektes.
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