Flexibilitätsvermarktung – warum sie deutlich komplexer ist als die Direktvermarktung von Erneuerbaren Energien

Die Direktvermarktung (DV) von Erneuerbaren Energien – etwa aus Wind- oder PV-Anlagen – folgt im Wesentlichen einem klaren Fahrplan: Die Vermarktung erfolgt primär am Day-Ahead-Markt, Feinanpassungen geschehen intraday in 15-Minuten-Schritten. Ziel ist es, Prognoseabweichungen und Prognosefehler zu minimieren und dadurch Ausgleichsenergiekosten zu reduzieren. Abregelungen finden meist nur bei negativen Strompreisen statt. Die gehandelten Energiemengen werden in den Bilanzkreis des Direktvermarkters eingebucht.

Die Flexibilitätsvermarktung (FV) – etwa mit Batteriespeichern – spielt dagegen in einer ganz anderen Liga. Technisch, organisatorisch und regulatorisch ist sie deutlich anspruchsvoller:

1. Kontinuierliche Anpassung statt punktueller Eingriffe

Während in der DV nur bei besonderen Marktsituationen (z. B. negativen Preisen) eingegriffen wird, steuert die FV ihre Anlagen rund um die Uhr – 24/7. Alle 15 Minuten gibt es neue Sollsignale – abhängig von der aktuellen Marktlage. Das erfordert eine dauerhafte Anpassungsfähigkeit und hohe Verfügbarkeiten – beides muss das Virtuelles Kraftwerk (VPP) zuverlässig leisten.

2. Echtzeitsteuerung für den Bilanzkreisausgleich

Flexibilitätsvermarkter greifen nicht nur planbasiert ein, sondern auch kurzfristig über Live-Curtailment, um Abweichungen im Bilanzkreis sofort auszugleichen. Hier entscheidet jede Sekunde.

3. Technische Komplexität von Batteriesystemen

Batteriespeicher bestehen häufig aus mehreren Teilbatterien, deren Nichtverfügbarkeit oder Fehlfunktionen sofort erkannt und kompensiert werden müssen. Themen wie SOC-Balancing oder Teilausfälle machen den Betrieb deutlich komplexer als bei einer PV-Anlage. Das Monitoring der Assets muss kontinuierlich und zuverlässig durch das VPP erfolgen.

4. Integration von Netzbetreiberanforderungen

Vorgaben wie aus VDE-AR-N 4110 oder 4105 (z. B. Ramping) müssen direkt in die Steuerung integriert werden – ohne dabei die Wirtschaftlichkeit zu gefährden oder zusätzliche Ausgleichsenergiekosten zu verursachen.

5. Spezielle Anforderungen bei Co-Location und Behind-the-Meter

Co-Location: Überbaute Netzanschlüsse erfordern Prognosen, die nicht nur Marktpreise, sondern auch Netzanschlusslimits, Eigenverbrauch und Erzeugung anderer Anlagen berücksichtigen.

Behind-the-Meter: Oft müssen mehrere Ziele gleichzeitig erreicht werden – z. B. Börsenvermarktung, Eigenverbrauchsoptimierung und Spitzenlastkappung. Das erfordert eine hochflexible, priorisierte Steuerung sowie eine VVP-Live-Steuerung, um Spitzenlastkappung zu realisieren und eine Netzeinspeisung durch Batteriespeicher zu vermeiden, wenn dieser nicht als Einspeiser registriert ist.

Fazit:
Direktvermarktung ist wie das Fahren auf einer gut asphaltierten Landstraße – klarer Kurs, wenige Eingriffe. Flexibilitätsvermarktung hingegen ist wie das Navigieren durch eine Großstadt im Feierabendverkehr: ständiges Bremsen, Beschleunigen, Spurwechseln und Reagieren auf unvorhergesehene Ereignisse. Wer hier erfolgreich sein will, braucht nicht nur Marktkenntnis, sondern auch präzise Echtzeittechnik und tiefes Anlagenverständnis.

Genau hier setzt das Flexibilitätswerk der Energiekoppler an: Es adressiert diese Herausforderungen gezielt, indem es eine hochgradig automatisierte, 24/7-fähige Steuerungs- und Prognoseplattform bereitstellt. Damit werden technische Komplexität, Netzanforderungen und unterschiedliche Vermarktungsziele in einem integrierten System beherrscht – und Flexibilitätsvermarktung nicht nur möglich, sondern wirtschaftlich attraktiv gemacht.