In früheren Beiträgen dieses Blogs haben wir die heute verfügbaren Produkte, Dienstleistungen und Märkte beschrieben sowie diejenigen, die sich in der Entwicklung befinden, deren Umsetzung aber durch einen stabilen, langfristigen Rechtsrahmen gewährleistet ist. In diesem Beitrag werden wir entwickeln, wie die Flexibilität, die durch Elemente wie Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen, Speichersysteme usw. bereitgestellt wird, verschiedenen Akteuren im Stromsystem einen Mehrwert bieten kann und wie dieser Mehrwert durch verschiedene Produkte oder Geschäftsmodelle monetarisiert werden kann. Es muss betont werden, dass in einem Kontext, in dem der Elektrizitätssektor durch Marktmechanismen reguliert wird, eine massive Durchdringung dieser Art von Ressourcen erreicht werden muss, um eine allgemeine Effizienzsteigerung und den Prozess der Dekarbonisierung zu fördern, und dass es nicht ausreicht, wenn eine Lösung aus technischer Sicht praktikabel ist, sondern dass sie auch aus wirtschaftlicher Sicht praktikabel sein muss.
Wir werden prüfen, welche Dienste ein Flexibilitätsaggregator den verschiedenen am System beteiligten Akteuren anbieten kann. Einige dieser Dienste sind miteinander kompatibel, so dass ein Flexibilitätsaggregator zwei oder mehr kompatible Dienste gleichzeitig für mehr als einen Agenten anbieten und so den Nutzen aus der Verwaltung dieser Flexibilität maximieren kann. In anderen Fällen sind die angebotenen Dienste oder Produkte nicht kompatibel, und der Aggregator muss je nach seinem Portfolio an aggregierten Geräten entscheiden, welches sein bestes Geschäftsmodell ist, und sich auf bestimmte Produkte oder Dienste konzentrieren. Es muss darauf hingewiesen werden, dass die Rolle des Aggregators in einigen Fällen in den Einzelhändler eingebettet sein kann, während in anderen Fällen der Aggregator und der Einzelhändler oder Lieferant unterschiedliche Unternehmen sein werden. In dem in Abb. 1 dargestellten Schema können wir beobachten, wie der Lieferant für die Bereitstellung von Energie an den Prosumer verantwortlich ist, aber der Aggregator ist derjenige, der seine Flexibilität verwaltet.
Abb. 1 Schema, das Aggregator und Anbieter als unterschiedliche Unternehmen darstellt. In einigen Fällen können beide Rollen innerhalb desselben Unternehmens liegen
In einigen Fällen ist für diese Art von Anwendungen eine doppelte oder redundante Zählung erforderlich. In den folgenden Abschnitten werden die Produkte, die der Aggregator den verschiedenen Akteuren des Systems anbieten kann, danach klassifiziert, welcher Akteur innerhalb des Elektrizitätssystems ein Kunde von ihnen sein kann, und der Mehrwert jedes spezifischen Produkts wird für jeden spezifischen Kunden erläutert. Eine Zusammenfassung der verschiedenen Produkte sowie eine Darstellung der Interaktion des Aggregators mit den verschiedenen Agenten ist in Abb. 2 zu sehen.
Spezifische Produkte für Vertreiber
Das Ausmaß, in dem die Energieversorgungsunternehmen das Geschehen in ihren Netzen kontrollieren können, ist auf der Hochspannungsebene akzeptabel, aber in vielen Fällen in Niederspannungsnetzen wirklich gering oder nicht vorhanden. In einigen Fällen verfügen die Umspannwerke, die das Niederspannungsnetz mit dem Mittelspannungsnetz verbinden, über Stufenschalter, die es ihnen ermöglichen, die Ausgangsspannung des Transformators bis zu einem gewissen Grad in Abhängigkeit von der Belastung der von ihnen versorgten Niederspannungsleitungen zu regulieren. Die Anzahl der Vorgänge, die mit dieser Art von Geräten durchgeführt werden können, ist jedoch sehr begrenzt, da sie in den meisten Fällen manuell durchgeführt werden müssen und eine einmal geänderte Anzapfung für einen langen Zeitraum in dieser Position verbleibt, so dass dieser Mechanismus in einem Kontext, in dem die Dynamik der Lastschwankungen schnelle Schwankungen des Spannungsniveaus verursacht, nicht akzeptabel ist. Ähnliches könnte man über den Einsatz von Kondensatorbatterien sagen, die Blindleistung in das System einspeisen und so die Spannung erhöhen. Einerseits ist ihr Einsatz nicht sehr weit verbreitet und ihre Regelungsmechanismen erlauben keine schnelle und kontinuierliche Regelung der eingespeisten Blindleistung.
Abb. 2 Schema, das die Interaktion des Aggregators mit den übrigen Agenten in den Systemen sowie die Produkte, die er ihnen anbieten kann, darstellt.
Ein weiteres Problem, das zu berücksichtigen ist, ist die mögliche Überlastung von Leitungen und Transformatoren. Es ist zu berücksichtigen, dass das europäische Niederspannungsnetz in städtischen Gebieten eine sehr komplexe Topologie aufweist, die es ermöglicht, die Last von einigen Umspannwerken auf andere zu verteilen, d.h. eine bestimmte Leitung kann (nicht gleichzeitig) von zwei oder mehreren Umspannwerken gespeist werden, wodurch sich eine gewisse Überlastung beheben lässt. Aber auch hier gilt, dass diese Rekonfiguration in den meisten Fällen manuell erfolgt und dass sie, wenn sie einmal erfolgt ist, in der Regel über Monate oder Jahre hinweg statisch bleibt.
In this respect, it must be said that distributed resources not only provide flexibility in the sense that they can vary their power or shift their consumption over time, but a common feature is that they are connected to the grid through converters whose catalogue of functions is very extensive. Both electric vehicles with simple or bidirectional charge, as well as heat pumps, accumulation systems, photovoltaic systems and other resources are connected to the network through converters that allow a very fast variation of the working conditions. Regulations such as the one proposed by the IEEE in its 1547 Standard on the requirements for converters for interconnecting distributed resources to the network [1], or the advances made by working group WG17 of IEC’s technical committee TC57 to adapt the IEC 61850 standard on systems for the automation of power utilities already include this type of functionality for smart converters [2]. A detailed description of the above-mentioned functionalities goes beyond the scope of this document and can be found in the literature in documents such as the one proposed by the (Electric Power Research Institute) EPRI in its report on “Common Functions for Smart Inverters” [3]. In summary, we could say that the functionalities described are the enabling technologies for the implementation of the whole set of products and services that the flexible resources can offer to distributors and also to the rest of the system’s agents. In this way the products/services that a flexibility aggregator can offer to a distributor are the following:
- Überlastungsmanagement: Wenn die aggregierten Ressourcen in einem bestimmten geografischen Verteilungsgebiet konzentriert sind, könnte der Aggregator die Ressourcen so koordinieren, dass für den Verteiler ein Betriebspunkt unterhalb der Überlast gewährleistet ist. Ein Beispiel wäre das koordinierte Aufladen von Elektrofahrzeugen, wodurch Spitzenlasten vermieden und somit der Bedarf an Investitionen in die Netzwartung und -erweiterung durch den Verteiler verringert werden könnte. Normalerweise kann die Nachfragespitze in einem Niederspannungsnetz, je nach Verbraucherprofil, entweder mittags oder nachts auftreten. Das Verteilernetz muss über die notwendige Infrastruktur verfügen, um diese Lastspitzen zu bewältigen, die in der Regel nur sehr kurz andauern, was bedeutet, dass es die meiste Zeit mit einer überdimensionierten Infrastruktur arbeitet. Der Aggregationsdienst würde es ermöglichen, die Überlastung der Infrastrukturen durch die Koordinierung der Flexibilität zu beheben und so zur Verbesserung der Versorgungsqualität beizutragen, während die Verteilerunternehmen gleichzeitig Einsparungen bei den Infrastrukturinvestitionen erzielen könnten.
- Voltage control: As mentioned above, the voltage regulation mechanisms currently available to distributors are very few and have a slow dynamic at best. In this case, it should be mentioned that the distributed devices once again have an under-utilized asset which makes it possible to regulate the voltage, that is the converter present in solar generation systems, accumulation systems, in some electric vehicle recharging systems, etc. Grid connection converters use the rated current for very short periods of time, in the case of solar generators, for example, at most they will use that maximum current to inject active power at the hour of maximum radiation on a sunny day, the rest of the time they will be operating below their nominal capacity. In this case this capacity can be used to inject reactive power “free of charge” for the owner of the asset so that local voltage control is exercised in the distribution network. It should be noted that the example of the solar converter has been given because in case of a peak demand at night which causes large voltage drops, the full capacity of the solar converters could be used to inject reactive and raise the grid voltage. In addition, in the case of distribution networks, given the high R/X ratio (resistance/reactance), there is also a high correlation between consumption/injection of active power with the voltage level, so a Volt-Watt type control could also be implemented in the converters. This control would prevent excessive increase or decrease in voltage due to over-injection or overconsumption of distributed resources and in this case, this type of control could and should be installed in vehicle recharging systems, V2G systems, heat pumps, etc.
Spezifische Produkte für Bilanzkreisverantwortliche (BRP)
Die Übertragungsnetzbetreiber sind für die Aufrechterhaltung des Energiegleichgewichts im System verantwortlich und müssen für Abweichungen von diesem Gleichgewicht geradestehen. Aus diesem Grund ist es üblich, dass ein einziger BKV ein diversifiziertes Portfolio von Erzeugungstechnologien sowie von Verbrauchern oder Einzelhändlern vertritt, um das Risiko von Fehlanpassungen zu verringern und somit die Kosten zu senken. In diesem Sinne kann das Vorhandensein eines Aggregators innerhalb des Portfolios der vertretenen Unternehmen für den BKV einen sehr wichtigen Wert darstellen, gerade wegen der Flexibilität, die der Aggregator verwaltet. Es gibt drei Mechanismen, mit denen eine EbAV die von einem Aggregator erbrachten Flexibilitätsleistungen monetarisieren kann, und zwar die folgenden
- Optimierung des Portfolios für den nächsten Tag: Die Flexibilität, die der Aggregator dem BKV zur Verfügung stellt, wird es ihm ermöglichen, auf dem Strommarkt am nächsten Tag zu operieren, indem er die Nettolast von Zeiten mit hohen Marktpreisen auf Zeiten mit niedrigen Marktpreisen verlagert und so seine Kosten für den Energieeinkauf reduziert. Auf diese Weise könnte der BKV die vom Aggregator bereitgestellte Flexibilität auf dem Tagesmarkt monetarisieren, der wiederum diese Vorteile mit den verwalteten Prosumenten teilen sollte.
- Intraday-Portfolio-Optimierung: Das Modell ähnelt dem für den Day-Ahead-Markt, aber in diesem Fall wird die vom Aggregator bereitgestellte Flexibilität von den BKV genutzt, um auf den verschiedenen Intraday-Märkten zu operieren.
- Selbstausgleichende Portfolio-Optimierung: Wenn in einer der so genannten Ausgleichsperioden (ISP) eine Abweichung vom Fahrplan festgestellt wird, kann der Aggregator dem BKV die nötige Flexibilität zur Verfügung stellen, um dieses Ungleichgewicht zu verringern und so Strafen zu vermeiden. Der Unterschied zwischen diesem Fall und den beiden vorangegangenen besteht darin, dass der BKV die Flexibilität des Aggregators jetzt nicht nutzt, um auf dem Markt zu agieren, sondern um seine Abweichung von der geplanten Energie zu verringern. Wie zuvor muss der BKV dem Aggregator diese Flexibilität jedoch mit einem Betrag vergüten, der natürlich geringer sein muss als die vermiedene Strafe. Der Aggregator muss seinerseits die Eigentümer der aggregierten Anlagen, die letztlich die Lieferanten der Flexibilität sind, entlohnen. Ein auf V2G-Anwendungen spezialisierter Aggregator könnte zum Beispiel mit einem BRP zusammenarbeiten, dessen Portfolio auf erneuerbarer Erzeugung basiert. In Fällen, in denen die Erzeugung geringer ist als erwartet, könnte der Aggregator den Fahrzeugen den Auftrag erteilen, während eines Teils des ISP (in der Regel 15 Minuten) Strom in das Netz einzuspeisen und so die Abweichungsstrafe zu vermeiden. Ist die Stromerzeugung höher als erwartet, würde der Aggregator den Fahrzeugen eine Einspeiseanweisung erteilen. Auf diese Weise könnte nicht nur die Einspeisung von Strom in das Netz vergütet werden, sondern auch der Verbrauch im entsprechenden Zeitraum.
- Absicherung/Portfolioadäquanz: In diesem Fall würde der Aggregator einen bilateralen Vertrag mit einem BKV in der Weise abschließen, dass er seine Flexibilität zu einem festen Preis aktiviert, wenn der Marktpreis, zu dem der BKV die Energie einkauft, einen bestimmten Wert überschreitet. Wie im vorhergehenden Fall würde die vom Aggregator für den BKV erbrachte Leistung gemäß den im Vertrag festgelegten Bedingungen und nicht über einen Marktmechanismus vergütet [4].
Bei den drei vorgenannten Produkten ist zu berücksichtigen, dass sie in manchen Fällen nicht mit den für den Verteiler bereitgestellten Engpassmanagementdiensten vereinbar sind, d.h. der BKV kann vom Aggregator eine Verbrauchserhöhung verlangen, die jedoch mit der Vermeidung von Engpässen in einem bestimmten Verteilergebiet unvereinbar ist. Für diese Fälle gibt es Mechanismen zur Priorisierung der Leistungserhöhungs- oder -senkungsaufträge eines Aggregators, wenn dieser gleichzeitig Produkte für BKP und Verteiler anbietet [5].
Spezifische Produkte für Bilanzdienstleister (BSP)
Die Dienstleistungen, die ein Aggregator für einen BSP erbringen kann, sind in technischer Hinsicht denen eines BSP sehr ähnlich; der Hauptunterschied besteht in der Art und Weise, wie der BSP davon profitiert. In diesem Fall kann der BSP die Flexibilität nutzen, um an Betriebsmärkten teilzunehmen, die Primär-, Sekundär- oder Tertiärregulierung verkaufen, so dass in diesem Fall die angebotenen Produkte klar sind:
- Primäre Steuerung: Bei diesem Modell muss der Aggregator die von ihm verwalteten verteilten Ressourcen so konfigurieren, dass sie sehr schnell und automatisch auf Änderungen der Netzfrequenz reagieren. Dies stellt keine technische Schwierigkeit dar, da die Umrichter, die die dezentralen Ressourcen mit dem Netz verbinden, über PLL-Systeme (Phase Locked Loop) verfügen, die es ihnen ermöglichen, sich mit dem Netz zu synchronisieren und somit Frequenzschwankungen abzuschätzen. Im Falle von Elektrofahrzeugen könnte das Ladegerät bei Erkennen eines Einbruchs der Netzfrequenz automatisch die Ladung unterbrechen und so zur Wiederherstellung der Frequenz und zur Unterstützung des Systems beitragen. Wären die Fahrzeuge zudem mit V2G-Technologie ausgestattet, könnten sie ebenfalls auf einen Frequenzabfall reagieren und Strom einspeisen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die Energie, die bei der Primärregelung verwaltet wird, relativ gering ist, da ihre Dauer einige Sekunden nicht überschreitet, so dass die Ladezeiten der Fahrzeuge in dem beschriebenen Beispiel nicht beeinträchtigt würden. In einigen Ländern, wie z. B. Spanien, ist dieser Dienst obligatorisch, aber nicht kostenpflichtig. In anderen Ländern, wie z. B. Deutschland, wird diese Dienstleistung wöchentlich versteigert.
- Sekundärregelung: Das Aktivierungssignal für die Flexibilität würde automatisch in einem zentralen Kontrollsystem erzeugt, das die Aktivierung der Leistungserhöhung oder -senkung nach Zonen vorschreibt. In diesem Fall sollte die zu erhöhende oder zu senkende Leistung auch für kurze Zeiträume aufrechterhalten werden, die durch die Dauer der Ausgleichsperioden (15 Minuten) bestimmt werden, so dass die Aktivierung dieses Dienstes in den allermeisten Fällen keinen relevanten Komfortverlust für die Endverbraucher mit sich bringt. Mit anderen Worten, die bloße Tatsache, dass das Ein- oder Ausschalten einer Wärmepumpe oder das Aufladen eines Elektrofahrzeugs um 15 Minuten verzögert wird, hätte praktisch keine Auswirkungen auf den Endverbraucher, könnte aber bedeutende Vorteile für das System bringen und auch bedeutende wirtschaftliche Einnahmen für den Aggregator und die Endverbraucher generieren.
- Tertiärregelung: Das Geschäftsmodell für die Bereitstellung von Flexibilität zur Teilnahme an der Tertiärregelung ist dem der Sekundärregelung sehr ähnlich, aber in diesem Fall ist die Reaktionszeit länger und die zu erhöhende oder zu senkende Leistung muss über einen längeren Zeitraum aufrechterhalten werden. Der Aggregator könnte die verschiedenen von ihm verwalteten Geräte zeitlich gestaffelt mit kurzfristigen Leistungserhöhungen oder -senkungen beauftragen, so dass die Maßnahme insgesamt die erforderlichen zwei Stunden dauert, ohne dass die Endverbraucher Komfortverluste hinnehmen müssen.
Wie bereits bei den Dienstleistungen für Wertpapierdienstleister erwähnt, kann es auch bei den Dienstleistungen für BSPs vorübergehend zu Kompatibilitäten mit den Dienstleistungen für Händler kommen, wenn der Aggregator beiden Agenten gleichzeitig Dienstleistungen anbietet. Es besteht jedoch keine Unvereinbarkeit zwischen den Dienstleistungen, die der Aggregator gleichzeitig für einen BSP und für einen BRP erbringt.
Spezifische Produkte für Prosumenten oder aktive Verbraucher
Der Prosument ist der Hauptakteur und der letztendliche Anbieter der Flexibilität, die in der Regel über einen Aggregator oder eine Energiegemeinschaft verwaltet wird. Im Falle der Energiegemeinschaft kann sie die Funktionen des Aggregators übernehmen, die Flexibilität ihrer Mitglieder verwalten und Vereinbarungen mit den Anbietern von Strom und Gas treffen, um diese Flexibilität in Wert zu setzen. Da Energiegemeinschaften per Definition nicht gewinnorientiert sind, würden die erzielten Gewinne dazu verwendet werden, den Preis für die Stromversorgung ihrer Mitglieder zu senken. Diese Preissenkung sollte im Verhältnis zu der von den einzelnen Mitgliedern bereitgestellten Flexibilität erfolgen.
When an active consumer signs a supply contract with a retailer, the latter can act as an aggregator, managing not only the consumer supply but also its flexibility and permitting the consumer to participate in part of the profits obtained by using its flexibility in the various markets previously described. It may also be the case that the aggregator and the retailer are presented as separate entities so that the retailer is responsible for supplying the energy to the prosumer but it is the aggregator that manages its flexibility and operates with it by offering it to distributors, BRPs and BSPs, in which case the prosumer should also participate in part of the profits obtained by the aggregator. To illustrate, a given active consumer could contract his supply with retailer “A” but the management of the charge/discharge of his EV in the case of V2G would be assigned to an aggregator “B”. Company A would install a meter covering the whole installation (House plus vehicle) to bill for the energy consumed. Company B would install a meter that would only affect the EV charger in order to know how much flexible energy has been used. The consumer would pay for the energy used to charge the car to A, but B would pay the consumer for manage the process of charge/discharge the vehicle. The possibilities here are endless.
Im vorangegangenen Abschnitt wurde beschrieben, wie die Prosumenten in die Vorteile einbezogen werden können, die den Aggregatoren aus der Verwaltung der von den Verbrauchern bereitgestellten Flexibilität erwachsen.
Es gibt jedoch Produkte, die Aggregatoren direkt und gezielt den Verbrauchern anbieten können, so dass diese direkt von ihrer eigenen Flexibilität profitieren. Diese Dienstleistungen sind die folgenden [4; 5]:
- Optimierung der Nutzungszeiten: Die Tarife, die Einzelhändler ihren Kunden anbieten, haben in einigen Fällen variable Preise in den verschiedenen Tageszeiten, und in einigen Fällen können diese Preise sogar dynamisch in Echtzeit variieren. Der Aggregator kann die Fähigkeiten und Gewohnheiten des Kunden verstehen, um so viel Last wie möglich von Zeiten mit hohen zu Zeiten mit niedrigen Preisen zu verlagern und so dafür zu sorgen, dass der Verbraucher den größten Nutzen aus seiner Flexibilität zieht, indem er seine Energiekosten senkt.
- Kontrolle der maximalen Leistung: Ein sehr wichtiger Begriff in den meisten Stromtarifen, die von Einzelhändlern angeboten werden, ist der so genannte Leistungsbegriff, der die Kosten für die Verfügbarkeit von Spitzenleistung darstellt. Mit anderen Worten: Der Nutzer zahlt mehr, je höher die Spitzenleistung ist, die er verbrauchen kann. In vielen Fällen macht der Leistungsanteil einen sehr großen Teil des Tarifs aus, und der Nutzer erreicht diese Leistung nur in bestimmten Situationen, z. B. beim Aufladen des Fahrzeugs zur gleichen Zeit wie die Verbrauchsspitze im Haushalt. Nehmen wir an, dass ein Nutzer einen Photovoltaikgenerator, ein Akkusystem und ein Elektrofahrzeug besitzt. Nehmen wir weiter an, dass die überschüssige Energie, die das PV-Panel während des Tages erzeugt, zum Aufladen der Batterie verwendet wird und dass die Batterie um 19 Uhr beginnt, sich zu entladen, weil der Stromverbrauch des Hauses zu steigen beginnt. Um 22 Uhr beginnt das Elektrofahrzeug mit dem Aufladen, aber die Batterie ist bereits entladen, so dass der gesamte Strom des Fahrzeugs und des Hauses aus dem Netz bezogen werden muss, was einen hohen Spitzenwert bedeutet und eine Erhöhung der Laufzeit des Stromtarifs und damit der Gesamtkosten erforderlich macht. Der Aggregator würde die Batterie tagsüber aufladen, aber nicht um 19 Uhr mit der Entladung beginnen, sondern warten, bis das Fahrzeug um 22 Uhr Strom benötigt, und dann die Batterie gegen das Fahrzeug entladen, so dass die Auswirkungen des Fahrzeugs geringer wären und der Nutzer die Stromlaufzeit des Tarifs reduzieren könnte. Dies ist nur eines von unzähligen Beispielen, die man anführen kann.
- Selbstregulierung: Ähnlich wie beim vorigen Produkt und für Prosumer, die über erhebliche flexible Kapazitäten verfügen, würden Selbstausgleichstechniken es ermöglichen, alle flexiblen Ressourcen des Prosumers auf integrierte und optimale Weise zu verwalten, wobei Energieeinkaufs- und -verkaufspreise, Kapazitäten und Verbrauchergewohnheiten berücksichtigt werden.
- Kontrollierte Inselbildung: Bei schwachen Netzen mit Netzqualitätsproblemen wie Mikroausfällen oder Unter- bzw. Überspannungsproblemen könnte der Aggregator den Verbraucher absichtlich vom Netz isolieren und ihn für eine bestimmte Zeit autark machen.
[1] "IEEE Draft Standard Conformance Test Procedures for Equipment Interconnecting Distributed Energy Resources with Electric Power Systems and Associated Interfaces", IEEE P1547.1/D9.8, Dezember 2019, S. 1-283, 2019.
[2] T. C. 57 IEC, "IEC 61850: Kommunikationsnetze und -systeme für die Automatisierung von Energieversorgungsunternehmen", International Electrotechnical Commission Std, Bd. 53, S. 54, 2010.
[3] Common Functions for Smart Inverters: 4th Edition, EPRI, Palo Alto, CA, 2016, 3002008217.
[4] H. de Heer und M. van der Laan, "USEF: Workstream on Aggregator Implementation Models," USEF Aggregator Workstream Final Report, 2017.
[5] P. Olivella-Rosell, P. Lloret-Gallego, Munné-Collado, R. Villafafila-Robles, A. Sumper, S. Ottessen, J. Rajasekharan, and B. Bremdal, "Local Flexibility Market Design for Aggregators Providing Multiple Flexibility Services at Distribution Network Level," Energies, vol. 11, p. 882, 2018.
