Funktionen virtueller Kraftwerke nach heutigen Möglichkeiten (T-Strategie) und künftig im Umfeld novellierter Regulierung (P-Strategie)

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Jesko Hafner
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1 An European project supported within the 7th framework programme for Research and Technological Development Funktionen virtueller Kraftwerke nach heutigen Möglichkeiten (T-Strategie) und künftig im Umfeld novellierter Regulierung (P-Strategie) Symposium Innovative Informations- und Kommunikationstechnologien als Rückgrat von Smart Distribution, Darmstadt, Dr. Volker Bühner, EUS GmbH Dr. René (I.G.) Kamphuis, ECN, Netherlands

Regulierung (P-Strategie) Symposium Innovative Informations- und Kommunikationstechnologien als Rückgrat von

2 Warum verschiedene Strategien? Die aktuellen Rahmenbedingungen engen den wirtschaftlich interessanten Einsatz eines VPP (Virtual Power Plant) ein: Bevorzugung von EEG-Anlagen Geschäftsmodelle je nach Marktrolle nicht kompatibel Smart Grids (mit Einsatz VPP, technical VPP) für Verteilnetzbetreiber sind kaum interessant, da: In Europa / BRD vergleichsweise gute Netzstrukturen (DSO) Keine signifikante Erhöhung der Netzlasten zu erwarten sind (außer e-mobility) Erzielbare Gewinne wieder wie Kosten gewälzt würden => Derzeit keine Anreize für die Netzrolle Smart Grids (mit Einsatz VPP, commercial VPP) für Händler / BKV erlauben bereits jetzt ein wirtschaftliches Potential

Marktrolle nicht kompatibel Smart Grids (mit Einsatz VPP, technical VPP) für Verteilnetzbetreiber sind kaum interessant, da: In Europa / BRD vergleichsweise gute

3 Strategien T und P Control, monitoring (Prospective) Control, monitoring (Today) CHP 6 MW Waste 0,5 MW Biogas 0,37 MW Batteries 0,1 MWh (T) 12MWh (P) DSM Hydro 10 MW PV 2,55 MW Wind 5,5 MW Strategy T (Today) Wirtschaftlich optimierte Einsatzplanung (d+1, Querverbundoptimierung) Bilanzkreisausregelung (d) Minimierung Blindleistungsinanspruchnahme (d+1) Strategy P (Prospective) Optimierter EEG-Einsatz (d+1) Intraday-Spotmarkt (d) Minutenreserve (d+1 / d) Speicherbewirtschaftung (d+1/d, größere Speicher als bei Today)

Querverbundoptimierung) Bilanzkreisausregelung (d) Minimierung Blindleistungsinanspruchnahme (d+1) Strategy P (Prospective)

4 Strategie P: Prämisse aus ETG-Studie Preis EEX EEX-Preis EEG-Zuschlag Variable EEG- Vergütung Nachts kein Zuschlag EEG-Zuschlag Nacht Incentives für Speicherung Tag Entladen t/h EEX t/h Laden Kompensation Das vorgeschlagene Vergütungsmodell motiviert zum Einsatz von Speichern. Regenerativ erzeugte Energie geht so auch in Schwachlastzeiten kaum verloren. Quelle: VDE/ETG-Studie Smart Distribution

t/h Laden Kompensation Das vorgeschlagene Vergütungsmodell motiviert zum Einsatz von Speichern.

5 VPP: Regelebenen / Marktrollen Control level Technical VPP TSO Commercial VPP Trading / markets Considering global markets and grid situation 4 3 Overall centre Local centres VPP CC (Optimization, forecast, set point generation) Mathematical optimization (MIP) for times > 15 min Agent based method (Powermatcher) for times < 15 min Control centres (W2E, DSO) Balancing group control / monitoring Local settings per area / cluster (prices and technical set points) 2 1 Street of houses / industrial area Single unit/ household Local controls, like CHP or intelligent station control Single generation units / controllable loads / storages (heat and electricity) Local control and compensation of set points, individual reaction to prices

group control / monitoring Local settings per area / cluster (prices and technical set points) 2 1 Street of houses / industrial area Single unit/ household Local controls, like CHP or

6 VPP Control Center: Beispiele VPP operation Today Monday, 15. May 2011 Cost balancing group deviation 100 % Today Prospective 100 % 40 % 0.1 MWh VPP CC 100 % Peak load shaving 85 % 35% 100 % Peak power: 135,4 MW Total daily Energy: 1.546,3 MWh Balancing group deviation Daily total benefit:

1 MWh VPP CC 100 % Peak load shaving 85 % 35% 100 % Peak power: 135,4 MW

7 Bilanzkreisausregelung (T) Idee: Ausregeln von Prognoseabweichungen zur Vermeidung von BK-Abweichungskosten Power (MW) Forecast Real values Deviation Keine Präqualifikation oder Auflagen Rolle: BKV BK-Gebiet ungleich Netzgebiet Voraussetzung: Zeitnahe Kenntnis der BK-Last (Smart Metering, Auswahl von repräsentativen Kunden) Automatisierung der Prognosen und Optimierung Prognose der BK-Abweichungskosten für jeden Zeitpunkt notwendig Costs (EUR/MWh) Deviation costs (EUR/MWh) Bei einer Differenz von 1,5% zwischen day-ahead und intraday-prognose kann bei einem BK von ca. 250 MW Spitze je Jahr bis zu EUR eingespart werden (Annahme: 9 MW Hub des VK)

Kunden) Automatisierung der Prognosen und Optimierung Prognose der BK-Abweichungskosten für jeden Zeitpunkt notwendig Costs (EUR/MWh) Deviation costs (EUR/MWh) Bei

8 NNE: Optimierung des Leistungspreises (T) Idee: Die NNE zum vorgelagerten Netzbetreiber werden neben AP durch den LP definiert. Diese maximale Jahresspitze gilt es zu minimieren. Keine Präqualifikation oder Auflagen Rolle: Netzbetreiber Voraussetzung: Zeitnahe Kenntnis der Netzlast Automatisierung der Prognosen und Optimierung Hohe Verfügbarkeitsanforderung: Eine schlechte Viertelstunde kann das Jahresergebnis verändern Power (MW) Bei einem Leistungspreis von ca EUR/MW/a können bis zu EUR/a eingespart werden (Annahme: 9 MW Hub des VK). Forecast Real values Max. peak power VPP schedule (correction)

Keine Präqualifikation oder Auflagen Rolle: Netzbetreiber Voraussetzung: Zeitnahe Kenntnis der Netzlast Automatisierung der Prognosen und Optimierung Hohe

9 Minutenreserve (P) Idee: Integration von dezentralen Anlagen in einem MRL-Pool Präqualifikation jeder einzelnen Anlage notwendig Rolle: Handel Voraussetzung: Fernwirkanbindung in beide Richtungen, Minutenwerte Hohe Verfügbarkeitsanforderung für den Abruffall Hohe Volatilität des Marktes und ständige Beobachtung notwendig (Bietstrategie) Potential am MRL-Markt (2010): Positive MRL: EUR Negative MRL: EUR Bei einem Hub von 9 MW

Verfügbarkeitsanforderung für den Abruffall Hohe Volatilität des Marktes und ständige Beobachtung notwendig

10 Business cases: Vergleich Business case Strategy Role Effect Potential (EUR) Comment Balancing group deviation T Sales Minimizing costs Reserve power (pos. minute reserve) T Sales Additional refunds prequalification needed Reserve power (neg. minute reserve) T Sales Additional refunds prequalification needed Balancing group optimization T Sales Minimizing costs RES integration P EU Political goal Less CO2-Certificates Intraday market P Sales Minimizing costs Balancing of reactive power T DNO Minimizing costs No case for HSE Voltage control T DNO Avoiding grid costs No case for HSE Peak load optimization T DNO Avoiding grid costs Distributed to all generators All potentials are estimations, for a positive potential of 9 MW and a negative of 10 MW in the summer and up to 200 MW in the winter Eine Business case alleine reicht nicht für die Wirtschaftlichkeit aus Der Benefit hängt jeweils stark vom Markt ab Die Märkte entwickeln sich auch unterschiedlich (z.b. Spot und MRL)

000 prequalification needed Balancing group optimization T Sales Minimizing costs 150.000 RES integration P EU Political goal 120.000 Less CO2-Certificates Intraday market P Sales Minimizing costs 9.

11 Business cases: Abhängigkeiten untereinander Balancing group deviation Reserve power (pos. minute reserve) Reserve power (neg. minute reserve) Balancing group optimization RES integration Intraday market Balancing of reactive power Balancing group deviation + + o o + Reserve power (pos. minute reserve) + o o - + o o + Reserve power (neg. minute reserve) + o o - + o o + Balancing group optimization o o o o + - o o RES integration o o o o o Intraday market o - o + Balancing of reactive power - o o - o - + o Voltage control o o o o o o + o Peak load optimization o o + o o Direct and strong impact + Average Influence o Less influence - Voltage control Peak load optimization Jedes MWh kann nur einmal vermarktet werden Freiheitsgrade kommen durch Querverbund und Speicher

minute reserve) + o o - + o o + Reserve power (neg.

12 VPP s delivering services using ICT Grid related services may be introduced using ICT service models currently in use Many standardization efforts are currently underway but few include influence the automated coordination part of primary user processes ECN is currently in the commercialisation phase of a software technology: the PowerMatcher Bottom-up coordination instead of top-down control Scalable to large numbers of units Software agent based Extensive catalogue of agents Limited scope mapping of consumption/production processes A subset of the W2E VPP will see PowerMatcher operating in the <15 minute interval Illustration: PowerMatchingCity Hoogkerk/Groningen (25 households in the Netherlands)

coordination instead of top-down control Scalable to large numbers of units Software agent based Extensive catalogue of agents Limited scope mapping of consumption/production

13 ICT Functions for market and network operations Network operations Market operations In ICT- cloud Loosely coupled Physical Dedicated HV/EHV MV LV Smart meter SCADA Smart Grids: ICT + distributed intelligence and automated operational processes ICT supported energy trade Smart Grids: ICT + distributed intelligence supporting demand response and (real time) participation in energy markets Interoperable Service Provider

automated operational processes ICT supported energy trade Smart Grids: ICT + distributed intelligence

14 How to fill in the loosely coupled software layer: Implementation with PowerMatcher-3 buildingblocks

15 Use case / Operate cluster on electricity trade floor Commercial-VPP Support trade operations (Day-Ahead; intra-day) Reduce or direct imbalance in portfolio (active and passive) Dispatch and support of conventional power within PTE within portfolio; compensate for ramp-up/ramp-down large generators Take part in spinning reserve requirement for large generators Illustration by 3D-price profiles

support of conventional power within PTE within portfolio; compensate for ramp-up/ramp-down large

16 Netherlands electricity market 1 hour blocks: electricity price

17 Aggregated cluster can also be utilized on shorter time phenomena (15 minutes) Ramp-up at 8:

18 Heat demand homes, APX-price-development and tariff Home Heating EV charging

19 How to create demand/supply flexibility Hot water storage for: Heating system Tap water Extra flexibility via electricity, gas operation modes Micro-CHP: Usage of peak burner Hybrid Heat pump High efficiency gas heater as peak support

electricity, gas operation modes Micro-CHP: Usage of peak

20 Operational bandwidth created

21 Follow forecasted profile

22 Follow forecasted optimized profile

23 Use Case / micro-chp and heat pumps compensate wind imbalance Wind imbalance pattern is compensated if possible

24 Fazit Business cases für demand response für Netzbetreiber können durch ICT erzeugt werden Kleine dezentrale Anlagen, die bisher nur als passive, negative Last gesehen wurden, werden aktive Elemente VPP können minutengenau dem Bedarf folgen, ohne den Nutzerkomfort einzuschränken Ebenso kann das VPP zum Ausregeln von EEG-Anlagen verwendet werden Freiheitsgrade kommen durch Querverbund und Speicher Im Rahmen von Web2Energy werden die business cases der P-Strategie anhand realer Bedingungen entwickelt. Aber: Derzeit ist der Betrieb kaum wirtschaftlich, die Rahmenbedingungen müssen angepasst werden: EEG-Einspeisevergütung: Marktpreiskopplung und Bilanzierungspflicht Kosten-/Erlöswälzung bei DSO

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