Anwendungskonflikte in der Anlagensteuerung: Wie sich konkurrierende Ziele intelligent miteinander vereinbaren lassen
Wenn eine Anlage gleichzeitig mehrere Ziele erfüllen soll
Mit der zunehmenden Flexibilisierung des Energiesystems steigen auch die Anforderungen an die Steuerung von Erzeugungsanlagen, Batteriespeichern und Verbrauchern. Während früher häufig nur ein einzelnes Ziel verfolgt wurde – beispielsweise die Maximierung des Eigenverbrauchs oder die Volleinspeisung ins Netz – müssen Anlagen heute oftmals mehrere Anforderungen gleichzeitig erfüllen.
Ein Batteriespeicher kann beispielsweise zur Eigenverbrauchsoptimierung genutzt werden, Lastspitzen reduzieren, am Spotmarkt vermarktet werden oder Regelenergie bereitstellen. Gleichzeitig müssen technische Restriktionen wie Netzanschlussgrenzen oder Ladezustände jederzeit eingehalten werden.
Dadurch entstehen Anwendungskonflikte: Mehrere sinnvolle Ziele konkurrieren um dieselben technischen Ressourcen. Eine wirtschaftlich optimale Betriebsweise entsteht erst dann, wenn diese Anwendungskonflikte intelligent aufgelöst werden.
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Warum klassische Energiemanagementsysteme häufig an Grenzen stoßen
Viele klassische Energiemanagementsysteme wurden ursprünglich für klar definierte Anwendungsfälle entwickelt. Im Mittelpunkt standen beispielsweise:
- Eigenverbrauch maximieren
- Lastspitzen vermeiden
- feste Lade- und Entladezeiten
- einfache PV-Überschussladung
Für diese Aufgaben sind solche Systeme gut geeignet. Sobald jedoch zusätzlich Vermarktungsstrategien berücksichtigt werden sollen, steigt die Komplexität erheblich.
Neben dem Eigenverbrauch müssen plötzlich Marktpreise, Vermarktungsfahrpläne, technische Restriktionen sowie Anforderungen verschiedener Energiemärkte gleichzeitig berücksichtigt werden. Aus einer lokalen Anlagensteuerung wird damit eine Optimierungsaufgabe über mehrere Anwendungsbereiche hinweg.
Typische Anwendungskonflikte im Anlagenbetrieb
Eigenverbrauch versus Direkt- bzw. Flexibilitätsvermarktung
Die Maximierung des Eigenverbrauchs war lange Zeit das zentrale Ziel vieler Batteriespeicher. Wirtschaftlich kann es jedoch sinnvoll sein, von dieser Strategie abzuweichen.
Ein Beispiel:
In Phasen niedriger oder sogar negativer Großhandelsstrompreise – beispielsweise an windstarken Nächten oder mittags bei hoher PV-Einspeisung – kann es wirtschaftlich sinnvoll sein, einen Batteriespeicher gezielt mit günstigem Netzstrom zu laden. Die gespeicherte Energie kann später entweder zur Versorgung des Eigenverbrauchs oder im Rahmen einer Vermarktungsstrategie genutzt werden. Damit verschiebt sich der Fokus von der reinen Eigenverbrauchsoptimierung hin zu einer Kombination aus Erlösoptimierung und Strombezugskostenoptimierung.
Peak Shaving versus Stromhandels-Arbitrage
Beim Peak Shaving wird Speicherkapazität vorgehalten, um Lastspitzen im Unternehmen (Gewerbe- und Industriebereich) zu reduzieren und Netzentgelte zu senken.
Für die Arbitrage am Spotmarkt soll dieselbe Batterie dagegen möglichst flexibel auf Preisentwicklungen reagieren und zu optimalen Zeitpunkten laden oder entladen.
Beide Strategien beanspruchen dieselbe Speicherkapazität und können sich gegenseitig einschränken. Eine koordinierte Steuerung berücksichtigt deshalb sowohl betriebliche Lastprofile, lokale Preisschwellenwerte als auch Marktchancen.
Regelenergie versus Spotmarkt
Ein Batteriespeicher kann verschiedene Märkte bedienen.
Nimmt ein Batteriespeicher am Regelleistungsmarkt teil, müssen die zugesagten Leistungen jederzeit verfügbar sein. Dadurch stehen Teile der Batterie nicht uneingeschränkt für den Spotmarkt oder andere Vermarktungsstrategien zur Verfügung. Die technische Herausforderung besteht darin, verfügbare Kapazitäten optimal zwischen verschiedenen Märkten aufzuteilen und dabei sämtliche technischen sowie vertraglichen Anforderungen einzuhalten.
Welche Vermarktungsstrategie wirtschaftlich sinnvoll ist, hängt von den jeweiligen Marktbedingungen und den Vorgaben des Vermarkters ab. Entscheidend ist, dass die technische Plattform unterschiedliche Vermarktungsformen unterstützen und deren Anforderungen gleichzeitig berücksichtigen kann.
Batterie-Lebensdauer versus maximale Erlöse
Häufige Lade- und Entladezyklen können zusätzliche Vermarktungserlöse ermöglichen. Gleichzeitig beeinflussen sie die Alterung eines Batteriespeichers.
Zwischen kurzfristiger Erlösmaximierung und langfristigem Werterhalt entsteht daher ein natürlicher Zielkonflikt. In der Praxis können unterschiedliche Betriebsstrategien gewählt werden, bei denen wirtschaftliche Chancen und technische Belastungen gegeneinander abgewogen werden. Häufig werden Zyklusbegrenzungen der Batterie vereinbart, die es als eine von vielen möglichen Restriktionen einzuhalten gilt.
PV-Einspeisung und Batteriespeicher versus begrenzter Netzanschluss
Gerade bei größeren Photovoltaikanlagen oder Co-Located Standorten (PV+Batterie) stellt der Netzanschluss häufig einen begrenzenden Faktor dar.
Produziert die PV-Anlage mehr Leistung als eingespeist werden darf, entstehen verschiedene Möglichkeiten:
- Batterie laden
- Einspeisung reduzieren
- flexible Verbraucher versorgen
- Leistung zeitlich verschieben
Welche Option jeweils sinnvoll ist, hängt von den technischen Rahmenbedingungen und den wirtschaftlichen Prioritäten ab.
Ein typisches Beispiel aus der Praxis:
Eine Photovoltaikanlage erzeugt hohe Leistungen. Gleichzeitig steht ein Batteriespeicher zur Verfügung, der für unterschiedliche Aufgaben genutzt werden könnte.
Je nach Vermarktungsstrategie kann sinnvoll sein:
- PV-Überschüsse aufzunehmen und Abregelungen zu vermeiden,
- freie Speicherkapazitäten für spätere Vermarktungsstrategien vorzuhalten,
- Netzanschlussgrenzen einzuhalten,
- Lastspitzen im Unternehmen zu reduzieren,
- oder günstige beziehungsweise hohe Strompreise gezielt auszunutzen.
Die Priorisierung dieser Ziele erfolgt nicht nach einer starren Reihenfolge. Vielmehr orientiert sie sich an den wirtschaftlichen Zielsetzungen des Anlagenbetreibers oder Vermarkters. Marktpreise, Erlöspotenziale, technische Restriktionen sowie betriebliche Anforderungen können dabei unterschiedlich gewichtet und miteinander kombiniert werden.
Ganzheitliche Steuerung statt isolierter Einzeloptimierung
Die Entscheidung, an welchen Märkten eine Anlage eingesetzt wird und welche wirtschaftlichen Ziele verfolgt werden, trifft grundsätzlich der jeweilige Vermarkter.
Die technische Herausforderung besteht anschließend darin, diese Vorgaben zuverlässig umzusetzen und dabei sämtliche Restriktionen einzuhalten.
Genau hier setzen moderne Plattformen für virtuelle Kraftwerke, wie das Flexibilitätswerk, an. Sie können unterschiedliche Vermarktungsoptionen miteinander kombinieren, technische Randbedingungen berücksichtigen und komplexe Steuerungsentscheidungen automatisiert unterstützen. Dadurch lassen sich verschiedene Anwendungsfälle in einer gemeinsamen Steuerungslogik zusammenführen, anstatt jede Optimierung isoliert zu betrachten.
Fazit
Mit der zunehmenden Flexibilisierung des Energiesystems nehmen auch die Anwendungskonflikte im Anlagenbetrieb zu. Eigenverbrauch, Stromhandel, Regelenergie, Netzrestriktionen und betriebliche Anforderungen verfolgen häufig unterschiedliche Ziele und greifen auf dieselben technischen Ressourcen zu.
Eine wirtschaftlich erfolgreiche Vermarktung erfordert deshalb mehr als einzelne Optimierungsfunktionen. Entscheidend ist eine übergeordnete Steuerungslogik, die verschiedene Vermarktungsstrategien, technische Restriktionen und betriebliche Anforderungen gleichzeitig berücksichtigen kann. So lassen sich Flexibilitäten bestmöglich nutzen und Anlagen ganzheitlich in moderne Vermarktungskonzepte integrieren.