Virtuelles Kraftwerk

Beschreibung

Das Konzept der virtuellen Kraftwerke (VPPs) stellt die traditionelle Vorstellung auf den Kopf, wonach man sich für eine vorhersehbare und zuverlässige Stromerzeugung auf zentralisierte (oft CO₂-emittierende) Kraftwerke verlässt. Da immer mehr kleine und große unabhängige Stromerzeuger auf den Markt drängen, haben Solar-, Wind- und andere erneuerbare Energiequellen (RES) das Stromnetz in ganz Europa durchdrungen und damit den Weg für den Übergang zu einer sauberen und nachhaltigen Energieinfrastruktur geebnet. Die Integration dieser dezentralen Energieressourcen (DER) in das Netz bringt jedoch zahlreiche Herausforderungen mit sich, die mit Überlastungen der Übertragungsnetze sowie der Spannungs- und Frequenzstabilität zusammenhängen; insbesondere erneuerbare Energien verursachen aufgrund ihrer Unvorhersehbarkeit und ihres intermittierenden Charakters Probleme hinsichtlich der Versorgungssicherheit. Dieser saubere Strom hat das Stromnetz auf den Kopf gestellt und den Bedarf an neuen Modellen und Lösungen für deren Integration geschaffen.

Ein VPP bündelt viele verstreute und unabhängige dezentrale Energiequellen zu einem einzigen operativen Akteur, der wie ein herkömmliches Kraftwerk mit einer vergleichbar großen Erzeugungskapazität agiert, wodurch er an den Strommärkten (sowohl Groß- als auch Einzelhandel) teilnehmen oder Dienstleistungen an den Netzbetreiber verkaufen kann. Ein VPP stellt somit ein flexibles Portfolio aus dezentralen Energiequellen (DERs) dar, das es kleineren Akteuren des Stromnetzes (d. h. Verbrauchern, Erzeugern, Prosumern oder einer beliebigen Kombination daraus) ermöglicht, an den Strommärkten teilzunehmen und Dienstleistungen für das Netz zu erbringen.

Virtuelles Kraftwerk (IRENA, 2019)

VPPs können die Integration erneuerbarer Energiequellen (RES) unterstützen, indem sie dem Hauptnetz sowohl nachfrage- als auch angebotsseitige Flexibilitätsdienste bereitstellen. VPPs können Lastmanagementressourcen oder Energiespeichereinheiten bündeln, die auf Netzanforderungen reagieren (nachfrageseitige Flexibilität), sowie schnell reagierende Einheiten wie Kondensatoren und Batterien zusammen mit KWK- und Biogaskraftwerken einbinden, um die Stromerzeugung zu optimieren (angebotsseitige Flexibilität). Durch diese beiden Arten von Kernleistungen können VPPs konkrete Vorteile bieten, wie beispielsweise (IRENA, 2019):

• Unterstützung des Netzbetriebs durch verschiedene Hilfsdienste
  • Nachfragesteuerung und Lastverschiebung in Echtzeit auf Basis von Preissignalen zur Reduzierung von Spitzenlasten – wodurch sich eine wirtschaftliche Rechtfertigung für den Aufschub von Investitionen in die Übertragungs- und Verteilungsnetzinfrastruktur ergibt
  • Ausgleichsdienste und Erfüllung von Leistungsanforderungen über Optimierungsplattformen, um Schwankungen der variablen Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energiequellen auszugleichen
  • Erhöhung der lokalen Flexibilität auf Verteilernetzebene, sofern ein regionaler lokaler Markt für Flexibilität besteht
• Senkung der Grenzkosten für Strom
  • durch Reduzierung oder Verlagerung der Last während Spitzenlastzeiten, um den Einsatz großer (fossil befeuerter) Kraftwerke zur Deckung eines geringen Strombedarfs zu erhöhten Kosten zu vermeiden, oder
  • durch vollständigen Ersatz des Spitzenkraftwerks durch den Einsatz aggregierter dezentraler Energiequellen (DER) und geladener Batterien
• Optimierung der Investitionen in die Stromnetzinfrastruktur
  • Durch Einsparungen bei den Kosten für den Ausbau neuer Kapazitäten und/oder die Netzverstärkung durch die Bereitstellung von Echtzeit-Betriebsreservekapazitäten aus bereits angeschlossenen dezentralen Energiequellen (DERs), während diesen bei Bedarf durch die Teilnahme an Nebenmärkten zusätzliche Einnahmen ermöglicht werden.

Zu lösende Probleme

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

Stakeholder-Karte (BABLE, 2021)

Marktpotenzial

Der VPP-Markt wird durch den zunehmenden Trend zur dezentralen Stromerzeugung und die dezentralisierte Marktdynamik im Energiesektor vorangetrieben. Dies ist auf den zunehmenden Fokus auf Dekarbonisierung, Elektrifizierung und Digitalisierung zurückzuführen, wobei rasante Fortschritte bei digitalen Technologien sowie bei Energieerzeugungs- und -speichersystemen intelligente Lösungen für den weltweit steigenden Strombedarf bieten (Navigant Research, 2020).

Infolgedessen belief sich das weltweite Marktvolumen für VPP im Jahr 2019 auf 0,87 Mrd. USD und wird voraussichtlich bis 2027 2,85 Mrd. USD erreichen, bei einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate (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 beispielsweise Länder in Europa einen erheblichen Rückgang der Investitionen in die IT-Infrastruktur (IDC, 2020), die für den breiten Einsatz von VPP-Anwendungen unerlässlich ist. Regierungen weltweit stehen unter Haushaltsdruck, was sie dazu zwingt, den Übergang zu erneuerbaren Energien zu überdenken und Reformen im Energiesektor zu verzögern.

VPP-Kapazität nach Region (Guidehouse Insights, 2020)

Europa gilt als Geburtsort der virtuellen Kraftwerke, wo die Nachfrage durch massive Investitionen in erneuerbare Energien und Energiespeichersysteme vorangetrieben wurde. Daher haben sich europäische VPPs stärker auf die Bündelung von dezentralen Energiequellen (DERs) auf der Angebotsseite und die Integration erneuerbarer Energien konzentriert als auf Anwendungen zur Nachfragesteuerung – die andere Regionen wie Nordamerika in ihre VPPs integriert haben. In Europa entwickeln sich VPP-Plattformen hin zu ausgefeilteren Funktionen, um den Wert der Netzflexibilität zu maximieren und einen intelligenten grenzüberschreitenden Energiehandel zu ermöglichen. Dennoch vollzieht sich derzeit ein Wandel hin zu einem gemischteren Anlagemix, bei dem VPPs neben Energiespeichern und Elektrofahrzeugen auch verstärkt nachfrageseitige Ressourcen einbeziehen (Guidehouse Insights, 2019).

Betriebsmodelle

Im Allgemeinen sind VPP-Betreiber – auch als Aggregatoren bezeichnet – bestrebt, ihr Portfolio an dezentralen Energieeinheiten (DER) optimal zu verwalten und maximale Erlöse für ihre Teilnehmer zu erzielen, indem sie auf dem Energiehandelsmarkt Gebote abgeben oder Netzbetreibern Regelenergie bereitstellen. Die Konfiguration eines VPP und seine technischen Anforderungen hängen von der Art der Marktteilnahme, den Zielkunden (z. B. Kleinerzeuger oder Industriestandorte) sowie den Arten der dezentralen Energiequellen (DER) ab, aus denen sich das VPP-Portfolio zusammensetzt (ABB, 2017).

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

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