Virtuelles Kraftwerk

Beschreibung

Das Konzept der virtuellen Kraftwerke (Virtual Power Plants, VPPs) stellt die herkömmliche Idee auf den Kopf, sich für eine vorhersehbare und zuverlässige Stromerzeugung auf zentralisierte (oft CO2-emittierende) Kraftwerke zu verlassen. Da immer mehr kleine und große unabhängige Stromerzeuger auf den Plan treten, haben Solar- und Windenergie sowie andere erneuerbare Energiequellen (EE) in ganz Europa Einzug in die Stromnetze gehalten und den Übergang zu einer sauberen und nachhaltigen Energieinfrastruktur eingeleitet. Die Integration dieser dezentralen Energieressourcen (Distributed Energy Resources, DERs) in das Stromnetz bringt jedoch einige Herausforderungen mit sich, die mit Überlastungen der Übertragungsnetze und/oder Spannungs- und Frequenzstabilitäten zusammenhängen. Diese saubere Energie hat das Energienetz gestört und den Bedarf an neuen Modellen und Lösungen für ihre Integration geschaffen.

Ein VPP fasst viele verstreute und unabhängige DERs zu einem einzigen Betreiber zusammen, der sich wie ein herkömmliches Kraftwerk verhält, mit einer ähnlich großen Erzeugungskapazität, die es ihm ermöglicht, an den Strommärkten (sowohl im Groß- als auch im Einzelhandel) teilzunehmen oder Dienstleistungen an den Betreiber zu verkaufen. Ein VPP stellt somit ein flexibles Portfolio von DERs dar, das es kleineren Akteuren im Stromnetz (d.h. Verbrauchern, Erzeugern, Prosumern oder einer beliebigen Mischung davon) ermöglicht, sich an den Strommärkten zu beteiligen und Dienstleistungen für das Netz zu erbringen.

Virtuelles Kraftwerk (IRENA, 2019)

Virtuelle Kraftwerke können die Integration erneuerbarer Energien unterstützen, indem sie sowohl nachfrage- als auch angebotsseitige Flexibilitätsdienste für das Hauptnetz bereitstellen. VPPs können Demand-Response-Ressourcen oder Energiespeicher aggregieren, die auf die Netzanforderungen reagieren (Flexibilität auf der Nachfrageseite), sowie Fast-Response-Einheiten wie Kondensatoren und Batterien zusammen mit KWK- und Biogaskraftwerken einbinden, um die Stromerzeugung zu optimieren (Flexibilität auf der Angebotsseite). Durch diese beiden Arten von Kerndienstleistungen können VPPs greifbare Vorteile bieten, wie zum Beispiel (IRENA, 2019):

• Unterstützung des Netzbetriebs durch verschiedene Hilfsdienste (ancillary services)
  • Nachfragesteuerung und Lastverschiebung in Echtzeit auf der Grundlage von Preissignalen, um Nachfragespitzen zu reduzieren - ein Business Case für aufgeschobene Investitionen in die Übertragungs- und Verteilungsnetzinfrastruktur
  • Ausgleichsdienste und Bereitstellung von Ramping-Anforderungen über Optimierungsplattformen zum Ausgleich von Schwankungen der variablen Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien
  • Erhöhung der lokalen Flexibilität auf der Ebene des Verteilernetzes, wenn ein regionaler lokaler Markt für Flexibilität vorhanden ist
• Senkung der Grenzkosten für Strom
  • durch Reduzierung oder Verlagerung der Last während der Nachfragespitzen, um den Einsatz großer (mit fossilen Brennstoffen betriebener) Kraftwerke zur Deckung eines kleinen Teils der Stromnachfrage zu hohen Kosten zu vermeiden, oder
  • durch den vollständigen Ersatz des Spitzenlastkraftwerks durch den Einsatz der aggregierten DERs und geladenen Batterien
• Optimierung der Investitionen in die Stromnetzinfrastruktur
  • Einsparung der Kosten für neue Kapazitäten und/oder Netzverstärkungen durch die Bereitstellung von Echtzeit-Betriebsreservekapazitäten durch bereits angeschlossene DERs, während diese bei Bedarf zusätzliche Einnahmen durch ihre Teilnahme an Hilfsstrommärkten erzielen.

Zu lösende Probleme

Wertschöpfungsmodell

Stadtkontext

Lokale Regierungen können eine Schlüsselrolle bei der Unterstützung der Entwicklung von VPPs spielen und den Marktzugang für Aggregatoren und andere Marktteilnehmer ermöglichen. Dies kann eine komplexe Aufgabe sein, die institutionelle Änderungen und regulatorische Aktualisierungen erfordert. Nichtsdestotrotz reagieren VPP-Betreiber auf Marktsignale, und die lokale Politik kann Klarheit schaffen, Prioritätsstufen kommunizieren und Eintrittsbarrieren senken. Darüber hinaus können Kommunalverwaltungen Interessengruppen und Bürger einbeziehen, um Bedürfnisse und Möglichkeiten zu ermitteln, und sogar selbst zu VPP-Betreibern werden, z. B. bei den kommunalen Energiedienstleistungsunternehmen (EsCos) in Großbritannien, die von der Kommune geleitet werden. Einige Schlüsselfaktoren, die den Einsatz ermöglichen, lassen sich in zwei Themen zusammenfassen (IRENA, 2019):

• Regulatorische Rahmenbedingungen, die es Aggregatoren ermöglichen sollten, am Großhandelsmarkt und auch am Markt für Hilfsdienste teilzunehmen. Ein liberalisierter Großhandelsmarkt ohne Preisobergrenzen (insbesondere mit Spotmärkten) ist für die Entstehung und Etablierung von Aggregatoren unerlässlich. Die Hauptanreize für die Gründung eines Aggregators ergeben sich entweder aus dem Unterschied zwischen den Preisen für Spitzen- und Schwachlastzeiten auf den Großhandelsmärkten oder aus den Signalen der ÜNB für die Bereitstellung von Regelenergie oder anderen Hilfsdiensten.
• Dietechnologische Infrastruktur, die eine Zwei-Wege-Kommunikation und Datenübertragung in Echtzeit zwischen den Betreibern von VPP und den angeschlossenen DERsermöglichen sollte. Lokale Behörden könnten die Entwicklung von Infrastrukturprojekten für intelligente Netze fördern und unterstützen, insbesondere die breite Einführung einer fortschrittlichen Messinfrastruktur, die intelligente Zähler, Breitbandkommunikationsinfrastruktur, Netzfernsteuerung und Automatisierungssysteme (Netzdigitalisierung) umfasst. Dies wird dazu beitragen, die Effizienz des Netzes zu verbessern, da die gesammelten Daten genutzt werden können, um die Nachfrage besser vorherzusagen. Dies wiederum würde die Anwendung fortschrittlicher Prognoseinstrumente und -techniken ermöglichen, die für die Vorhersage der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und der Lasten im Stromsystem erforderlich sind.

Unterstützende Faktoren

• Bereitstellung von IKT-Infrastrukturen, wie z.B. steuerbare Lasten und DER-Anlagen, intelligente Zähler, Home Gateways und intelligente Geräte für das Energiemanagement, fortschrittliche Algorithmen für das Energiemanagement und die Energieprognose sowie bidirektionale Echtzeitkommunikation zwischen Aggregatoren und Netzanlagen.
• Förderung der Standardisierung und gemeinsamer interoperabler Kommunikationsprotokolle für die Koordination zwischen Systembetreibern, Netzbetreibern und Prosumenten.
• Einführung von Vorschriften, die es DERs ermöglichen, Dienstleistungen für das Hauptnetz zu erbringen, sowie Aggregatoren, an den Stromgroßhandels- und Hilfsdienstleistungsmärkten teilzunehmen.
• Sicherstellung klarer Preissignale, um den Betrieb von Aggregatoren zu steuern.
• Einführung von Vorschriften zur Einführung von intelligenten Zählern und intelligenter Netzinfrastruktur.
• Schaffung lokaler Märkte auf der Verteilerebene für die Beschaffung von Dienstleistungen zur Vermeidung von Netzengpässen und zur Gewährleistung der Netzstabilität durch die DSOs.
• Festlegung von Regeln für die Sammlung, Verwaltung und Weitergabe von Daten für die Marktakteure, um den Schutz der Verbraucher zu gewährleisten.
• Einführung von Vorschriften, die klare Rollen und Verantwortlichkeiten für die Marktteilnehmer festlegen und standardisierte Methoden definieren, z.B. für die Berechnung dynamischer Preise.
• Förderung liberalisierter, gut funktionierender Einzelhandelsmärkte, die den Markteintritt neuer Akteure sowie innovative Produkte und Preismodelle erleichtern, die auf die unterschiedlichen Bedürfnisse der Kunden zugeschnitten sind.

Regierungsinitiativen

In den europäischen Ländern wird die Einführung lokaler Energiesysteme durch zahlreiche Initiativen und politische Maßnahmen auf europäischer oder nationaler Ebene unterstützt. Viele Forschungs- und Entwicklungsprojekte, die mit nationalen oder europäischen Mitteln gefördert werden, konzentrieren sich auf intelligente Netze, Energieeffizienz, die Integration dezentraler erneuerbarer Ressourcen, intelligentes Netzmanagement und vieles mehr.

Im Kontext der EU-Politik gehören zu den politischen Triebkräften für solche Projekte die zunehmende Überlastung der Netze und die steigende Energienachfrage, der Klimawandel, die Erschöpfung der fossilen Brennstoffe, die alternde Infrastruktur der Stromnetze und der europäische Energiebinnenmarkt. All diese Faktoren, die die Einführung lokaler Energiesysteme vorantreiben, wurden durch das jüngste Klima- und Energiepaket der EU "Saubere Energie für alle Europäer" und jetzt den neuen europäischen Green Deal inspiriert.

Eine bemerkenswerte Initiative ist die Einrichtung der Smart Grid Task Force (SGTF) als Teil des dritten EU-Energiepakets im Jahr 2009, die bei der Einführung von intelligenten Netzen beraten soll. So hat die EU-Kommission im Rahmen der Entwicklung eines gemeinsamen Standards für europäische intelligente Netze mehrere Aufträge an die Europäischen Normungsorganisationen (ESO) erteilt, um Standards für die Interoperabilität intelligenter Stromzähler, Standards für das Laden von Elektrofahrzeugen und ein hohes Maß an intelligenten Netzdiensten und -funktionen zu schaffen.

Die EU weist derzeit die Mitgliedsländer an, ihre Vorschriften für den Strommarkt und die erneuerbaren Energien zu aktualisieren, um es den Gemeinden zu ermöglichen, als Aggregatoren von erneuerbaren Energien, flexiblen Lasten und Speicherdiensten für das Gesamtnetz zu fungieren und so den Weg für kommunale Mikronetze zu ebnen.

Stakeholder Mapping

Karte der Interessengruppen (BABLE, 2021)

Marktpotenzial

Der VPP-Markt wird durch die zunehmende Verlagerung hin zu dezentraler Erzeugung und dezentraler Marktdynamik im Energiesektor angetrieben. Dies ist auf den zunehmenden Fokus auf Dekarbonisierung, Elektrifizierung und Digitalisierung zurückzuführen, wo rasche Fortschritte bei digitalen Technologien sowie bei Energieerzeugungs- und -speichersystemen intelligente Lösungen für die weltweit steigende Nachfrage nach Strom bieten (Navigant Research, 2020).

Infolgedessen wurde die Größe des globalen VPP-Marktes im Jahr 2019 auf 0,87 Milliarden USD geschätzt und wird bis 2027 voraussichtlich 2,85 Milliarden USD erreichen, mit einer CAGR von 27,2% (Fortune Business Insights, 2020). Es wird jedoch erwartet, dass rückläufige Investitionen in Energieprojekte im Zuge der COVID-19-Pandemie das Marktwachstum dämpfen werden. So verzeichnen die Länder in Europa einen deutlichen Rückgang der Investitionen in die IT-Infrastruktur (IDC, 2020), die für den breiten Einsatz von VPP-Anwendungen unerlässlich ist. Regierungen auf der ganzen Welt leiden unter Haushaltsengpässen, die sie dazu gezwungen haben, den Übergang zu erneuerbaren Energien zu überdenken und Reformen im Energiesektor zu verzögern.

VPP-Kapazität nach Region (Guidehouse Insights, 2020)

Europa gilt als die Wiege der virtuellen Kraftwerke, wo die Nachfrage durch einen großen Investitionsschub in erneuerbare Energien und Energiespeichersysteme angetrieben wurde. Daher haben sich die europäischen VPPs mehr auf die Aggregation von angebotsseitigen DERs und die Integration erneuerbarer Energien konzentriert als auf On-Demand-Response-Anwendungen, die andere Regionen wie Nordamerika in ihre VPPs eingebaut haben. In Europa entwickeln sich die VPP-Plattformen hin zu anspruchsvolleren Funktionen, um den Wert der Netzflexibilität zu maximieren und den intelligenten Energiehandel über die Grenzen hinweg zu ermöglichen. Dennoch ist eine Verlagerung hin zu mehr gemischten Anlagen im Gange, bei denen VPPs mehr nachfrageseitige Ressourcen sowie Energiespeicher und E-Fahrzeuge umfassen (Guidehouse Insights, 2019).

Betriebsmodelle

Im Allgemeinen versuchen VPP-Betreiber - auch Aggregatoren genannt - ihr Portfolio an DER-Einheiten optimal zu verwalten und maximale Einnahmen für ihre Teilnehmer zu erzielen, indem sie auf dem Energiehandelsmarkt bieten oder Hilfsdienste für Netzbetreiber erbringen. Die Konfiguration eines VPP und seine technischen Anforderungen hängen von der Art der Marktteilnahme, den Zielkunden (z. B. Kleinerzeuger oder Industriestandorte) und den Arten von DERs ab, die das VPP-Portfolio bilden (ABB, 2017).

Die Geschäfts- und Betriebsmodelle lassen sich grob in drei "funktionale Rollen" auf dem Markt einteilen: (1) Prognose, Handel und Drosselung von erneuerbaren Energien, (2) Aggregation von Netzflexibilität aus erneuerbaren Energien und (3) Demand Response Aggregator. Die Grenzen zwischen diesen Modellen sind jedoch fließend und hängen weitgehend von der Struktur und Regulierung des Energiemarktes ab, auf dem der Aggregator tätig ist (Next Kraftwerke, 2020).

Mögliche Betriebsmodelle (Nächstes Kraftwerk, 2020), (ABB, 2017)