Einsatz von BHKW mit Wärmespeicher im virtuellen Regelenergiekraftwerk

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 61 Einsatz von BHKW mit Wärmespeicher im virtuellen Regelenergiekraftwerk Modellierung der Regelenergiebereitstellung bei komplexen Energiesystemen mit intertemporalen Restriktionen Dipl.-Ing. Sebastian Spieker, Dipl.-Ing. Andreas Christidis, Prof. Dr.-Ing. George Tsatsaronis Technische Universität Berlin - Institut für Energietechnik Kurzfassung Durch die Einbindung in ein virtuelles Kraftwerk kann der Betrieb von BHKW-Anlagen zentral gesteuert werden. Dies ermöglicht sowohl eine Teilnahme am Stromspotmarkt als auch am Regelenergiemarkt (Sekundärregelleistung, Minutenreserve). Im Rahmen der Einsatzplanung muss daher für die Anlagen ein Fahrplan bestimmt werden, der eine insgesamt gewinnoptimale Stromvermarktung und Regelleistungsvorhaltung ermöglicht. In diesem Beitrag wird am Beispiel einer BHKW-Anlage (50 kw el ) ein Modellierungsansatz (MILP) vorgestellt, der die Abbildung der Regelleistungsvorhaltung auch bei komplexen Energiesystemen mit Speicher ermöglicht. Zusätzlich zu den technischen Restriktionen werden die Ausschreibungsmodalitäten des Regelenergiemarkts und die Möglichkeit kurzfristiger Fahrplananpassungen durch Handel am Spotmarkt berücksichtigt. Die Ergebnisse zeigen, dass insbesondere die Vermarktung negativer Sekundärregelleistung einen signifikanten Beitrag zur Wirtschaftlichkeit eines virtuellen Kraftwerks leisten kann. 1. Einleitung Die marktorientierte Steuerung kleiner, dezentraler BHKW-Anlagen stellt eine Flexibilitätsoption zur besseren Integration der erneuerbaren Energien dar. Voraussetzung für den flexiblen Betrieb dieser Anlagen ist die Entkopplung der Stromerzeugung von der Wärmebereitstellung durch den Einsatz eines ausreichend dimensionierten thermischen Speichers. Die Steuerung bzw. Einsatzplanung für die BHKW ist aber erst durch die Einbindung in ein virtuelles Kraftwerk möglich. Die Anlagen werden hierbei zentral in Abhängigkeit von objektspezifischen Wärmelastprognosen und erwarteten Strompreisen gesteuert, was jedoch mit vergleichsweise hohem Aufwand und Kosten für IT-Infrastruktur, Kommunikation sowie Mess- und Regelungstechnik verbunden ist. Insbesondere bei kleinen Anlagen reichen die Zusatzerlöse aus einer strompreisorientierten Betriebsweise mit Day- Ahead-Vermarktung nicht aus, um diese Kosten zu decken. Die Einbindung der Anlagen in ein virtuelles Kraftwerk ermöglicht aber neben der Übermittlung fester Fahrpläne auch eine

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 62 echtzeitnahe Steuerung. Die Anlagen sind dadurch in der Lage, Regelleistung in Form von Minutenreserve (MR) sowie Sekundärreserve (SRL) bereitzustellen und so zur Stabilität des Stromnetzes beizutragen. Die zusätzlichen Einnahmen aus der Regelenergievermarktung können dann dazu beitragen, dass die flexible, zentrale Steuerung auch bei kleinen KWK-Anlagen wirtschaftlich darstellbar ist. In diesem Beitrag wird untersucht, wie hoch die zusätzlichen Einnahmen aus der Regelleistungsvorhaltung in den Jahren 2010-2012 gewesen wären. Dabei wird berücksichtigt, dass die gesamte vermarktete Regelleistung auch tatsächlich erbracht werden können muss. Die Regelenergieabrufe und die damit verbundenen Kosten werden jedoch nicht näher betrachtet. Es wird davon ausgegangen, dass sämtliche Kosten des Abrufs auch Opportunitätskosten über einen entsprechend gewählten Arbeitspreis gedeckt werden. Die Betriebsoptimierung zur gewinnmaximalen Vermarktung der BHKW-Anlage am Day- Ahead-Markt (EPEX) und gleichzeitiger Vorhaltung von Regelenergie (MR, SRL) wird als dynamisches, gemischt-ganzzahlig lineares Optimierungsproblem (MILP) formuliert und jeweils für ein gesamtes Jahr unter Verwendung eines 19-tägigen, um 12 Tage überlappenden rollierenden Horizonts 1 mit einer stündlichen Auflösung ( Δτ = 1h) gelöst. Hierfür wurde ein Modellierungsansatz entwickelt, der geeignet ist, die Regelenergiebereitstellung auch bei komplexen Energiesystemen mit Mindestlasten, lastabhängigen Wirkungsgraden und intertemporalen Restriktionen durch Speicherterme abzubilden. 2. Regelenergie Da elektrische Energie nur in geringfügigem Maß gespeichert werden kann, müssen im Stromnetz der Stromverbrauch und die Stromerzeugung stets ausgeglichen sein. Um dies auch bei unvorhersehbaren Ereignissen wie Kraftwerksausfällen oder Prognoseabweichungen der Wind- und PV-Einspeisung gewährleisten zu können, beschaffen die Übertragungsnetzbetreiber Regelenergie, die kurzfristig eingesetzt werden kann, um einem Leistungsüberschuss oder einem Leistungsmangel entgegenzuwirken. Hierbei gibt es drei unterschiedliche Arten von Regelenergie, die sich hauptsächlich durch ihre Aktivierungsgeschwindigkeit unterscheiden: Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und Minutenreserve. Die Ausschreibung und Beschaffung der Regelenergie erfolgt durch die deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) über eine gemeinsame Internetplattform (Pay-as- Bid-Verfahren). Bei der Vergütung der Regelenergie ist zwischen Leistungspreis (Regel- 1 SRL-Angebotsabgabezeitpunkt bis Ende des zugehörigen Ausschreibungszeitraumes (12 Tage) zzgl. eines weiteren Ausschreibungszeitraumes (19 Tage), s. Tab. 1

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 63 leistungsvorhaltung) und Arbeitspreis (Regelenergieerbringung) zu unterscheiden. Bei der Regelenergieauktion erfolgt die Bezuschlagung nur nach Leistungspreis. Tabelle 1: Regelenergie Ausschreibungsmodalitäten [1], [2], [3], [4] Sekundärregelleistung (SRL) Minutenreserveleistung (MR) Angebotsabgabefrist Mittwoch der Vorwoche, 15 Uhr vorheriger Werktag, 10 Uhr Ausschreibungszeitraum 1 Woche (seit dem 27.06.2011) 1 Tag Produkte positive SRL, negative SRL positive MR, negative MR Zeitscheiben 2 pro Kalenderwoche: HT: werktags, 8-20 Uhr NT: übrige Zeit Mindestangebotsgröße 2 5 MW 5 MW Blockangebote bei Abruf ist eine Leistungsüberschreitung von bis zu 5 MW zulässig max. 25 MW max. Zeit bis zur vollständigen Aktivierung 5 Min. 15 Min. 6 pro Tag: 0 4, 4-8, 8-12, 12-16, 16-20 und 20-24 Uhr Historische Marktergebnisse Die Abbildungen 1 und 2 zeigen die mittleren mengengewichteten Leistungspreise für den Zeitraum Januar 2010 - Juli 2013. Es wird deutlich, dass die Leistungspreise starken Schwankungen unterliegen. Über den betrachteten Zeitraum von 3,5 Jahren lässt sich ein überlagerter Jahreszyklus mit Maximum im Sommer und Minimum im Winter erkennen. Generell fällt die Vergütung für die Vorhaltung von Sekundärregelleistung deutlich höher aus als für Minutenreserve und jeweils für negative mittlerer Leistungspreis [ /(MW*Woche)] 5.000 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 SRL-: Ø 2160 [ /(MW*Woche)] SRL+: Ø1120 [ /(MW*Woche)] Sekundärregelleistung SRL- SRL+ Abbildung 1: mittlerer Leistungspreis für Sekundärregelleistung ([1], eigene Auswertung) 2 Zur Erreichung der Mindestangebotsgröße ist es gestattet, Anlagen auch regelzonenübergreifend zu poolen (virtuelles Kraftwerk) [2], [3].

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 64 mittlerer Leistungspreis [ /(MW*Woche)] 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 MR-: Ø 600 [ /(MW*Woche)] MR+: Ø120 [ /(MW*Woche)] Minutenreserveleistung MR- MR+ 0 Abbildung 2: mittlerer Leistungspreis für Minutenreserveleistung ([1], eigene Auswertung) Regelleistung höher als für positive. Bei der Bewertung von Anlagenkonzepten basierend auf den dargestellten historischen Marktergebnissen ist zu beachten, dass durch eine zukünftige Teilnahme von Wind- und Photovoltaikanlagen am Regelleistungsmarkt insbesondere die Preise für negative Regelleistung stark fallen könnten. 3. BHKW-Anlage Das hier untersuchte System besteht aus einem Blockheizkraftwerk (BHKW), einem Spitzenlastkessel, einem Pufferspeicher und einem optionalen elektrischen Wassererhitzer, z.b. ein im Pufferspeicher eingebauter Elektro-Flanschheizkörper oder ein separater elektrischer Durchlauferhitzer. Eingangsdaten Beispielhaft wird in diesem Beitrag eine BHKW-Anlage in einem typischen Berliner Mehrfamilienhaus mit 60 Wohneinheiten betrachtet. Die elektrische Nennleistung des BHKW beträgt hierbei 50 kw el, das Volumen des Pufferspeichers 6.000 l - dies entspricht ungefähr der Kapazität für 2,5 BHKW-Volllaststunden und ermöglicht somit einen flexiblen BHKW-Betrieb. Der Spitzenlastkessel hat eine Leistung von 190 kw th, so dass er gemeinsam mit dem BHKW den max. Wärmebedarf von 285 kw th decken kann. Der E- Heizer wird mit 100 kw el so gewählt, dass ein Anschluss in der Niederspannung möglich ist und die Leistung des E-Heizers in der gleichen Leistungsgröße wie die thermische Leistung des BHKW (94 kw th ) liegt. Die technischen und ökonomischen Eingangsdaten sind in Tabelle 2 zusammengefasst.

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 65 Tabelle 2: Wichtige Eingangsdaten BHKW-Anlage (technische Daten) elektrische Leistung thermische Leistung 50 kw el 94 kw th Gesamtwirkungsgrad 95 % elektr. Mindestlast 40 % Stromkennzahl Volllast Mindestlast Lastprofile 0,53 0,38 VDI 4655* [5] Wärmebedarf 585 MWh th /a Strombedarf 180 MWh el /a Betriebskosten Gaskosten Vollwartungsvertrag (BHKW) Sonstige Kosten IT RLM Sonstiges Verivox: Verbraucherpreisindex [7]* 2,4 ct/bh [8],[9]* 450 /a [10] 150 /a Wirtschaftlichkeitsberechnung Wärme- und Stromlastprofil Berechnung kapitalgebundener Kosten Abschreibungsdauer Zinssatz 6 % VDI 2067 Blatt1 [6] 10 Jahre Investitionskosten (inkl. Installation) BHKW (10-50 kw el ) Pufferspeicher (1-10 m³) Spitzenlastkessel (100-250 kw th ) E-Heizer (50-100 kw el ) * mit eigenen Anpassungen 22.250 +P el 1.500 /kw el 550 +V 1485 /m³ 3.700 +P th 72 /kw th 4.785 +P el 33 /kw el Vergütung Wärmepreis Stromeinspeisung Stromvermarktung im Gebäude Vollkostenrechnung für Gas-Brennwertkessel Day-Ahead (EPEX) Haushaltskundenpreis abzgl. MWSt, EEG- & KWK-Umlage KWK-Zulage 5,11 ct/kwh el (bis 7.2012) 5,41 ct/kwh el (ab 7.2012) vnne Regelenergiebereitstellung AP und LP der vorgelagerten Netzebene [11] mittlere mengengewichtete Leistungspreise [1] Präqualifikation Die technische Eignung von BHKW zur Bereitstellung von Sekundärregelleistung wurde im Rahmen einer Diplomarbeit [12] in Zusammenarbeit mit der Vattenfall Europe Wärme AG anhand eines BHKW mit 50 kw el (SES HPC 50 N) und eines BHKW mit 600 kw el (SES HPC 600 N) überprüft. Beide BHKW sind in das virtuelle Kraftwerk der Vattenfall Europe Wärme AG eingebunden, so dass Testszenarien als Fahrplanvorgabe über die vorhandenen Datenschnittstellen an die Anlage übermittelt werden konnten. Die durchgeführten Anlagentests beruhen auf den Präqualifikationsanforderungen gemäß TransmissionCode 2007 [4]. Abbildung 3 zeigt beispielhaft den für die SRL-Präqualifikation

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 66 notwendigen Doppelhöckertest. Beim Anfahren wird sehr schnell (< 5 Min.) die Sollleistung erreicht, dann tritt jedoch ein kurzer Leistungseinbruch auf. Dies geschieht, da ein Mischventil im Heizkreis zu träge ist und hierdurch bei einem schnellen Anfahren der Motor nicht ausreichend gekühlt werden kann. Die Regelung reduziert dann aufgrund der zu hohen Kühlwassertemperatur automatisch die Leistung des BHKW. Wie dieser Test zeigt, muss die technische Eignung also nicht nur für das BHKW sondern jeweils für die Gesamtanlage überprüft werden. Insgesamt konnte in den Tests gezeigt werden, dass die untersuchten BHKW grundsätzlich in der Lage sind, alle notwendigen Anforderungen zu erfüllen. Teilweise waren hierzu jedoch herstellerseitige Anpassungen der Anlagensteuerung notwendig. elektrische Leistung [kw el ] 60 50 40 30 20 10 5 Min. 5 Min. 5 Min. 5 Min. P_ist P_soll 0 Abbildung 3: Doppelhöckertest für die SRL-Präqualifikation mit einem 50 kw el BHKW [12] Regelleistungsvorhaltung In Abbildung 4 ist der mögliche Arbeitsbereich der hier betrachteten BHKW-Anlage, bestehend aus BHKW und E-Heizer, in einem P, Q Diagramm dargestellt. Negative Regelenergie kann durch die Reduzierung der BHKW-Leistung oder durch die Erhöhung der E-Heizerleistung erbracht werden (z.b. 2 1, 0 5 oder 2 3), positive Regelenergie analog durch die Erhöhung der BHKW-Leistung oder die Reduzierung der E-Heizerleistungsaufnahme (z.b. 1 2, 5 0 oder 3 2). Hierdurch ändert sich im Vergleich zum ursprünglichen Arbeitspunkt nicht nur die elektrische Leistung sondern auch die Wärmeerzeugung. Beispiel (I): Die Anlage wird im Arbeitspunkt (2) mit 50 kw el betrieben und 50 kw negative Regelenergie werden vermarktet. Im Falle eines Abrufes kann die Anlage z.b. in Arbeitspunkt (0), (6) oder (7) wechseln. Im Arbeitspunkt (0) würde weniger Wärme erzeugt als im ursprünglichen Arbeitspunkt (2), in (6) würde sich die thermische Leistung nicht ändern

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 67 und in (7) würde mehr Wärme erzeugt werden. Je nachdem welcher Arbeitspunkt für den Regelenergieabruf vorgesehen wird, muss im Speicher Wärme 3 vorgehalten werden, um die Minderproduktion auszugleichen oder im Speicher muss freie Kapazität vorhanden sein, um die zusätzlich produzierte Wärme aufnehmen zu können. Abbildung 4: P, Q Diagramm der BHKW-Anlage 4. Modellierung der Regelleistungsvorhaltung Bei der Modellierung der Regelleistungsvorhaltung müssen folgende Punkte beachtet werden: a) Der Arbeitspunkt zur Erbringung der Regelleistung muss innerhalb des zulässigen Arbeitsbereiches der Energieumwandlungsanlage liegen. b) Die vorgehaltene Regelleistung muss gewinnoptimal für die Vermarktung der Gesamtanlage sein. c) Andere Größen, die mit der el. Leistung über den Arbeitspunkt gekoppelt sind und diese Leistung restringieren können (bspw. Wärme bei KWK-Anlagen, Wärme und Kälte bei KWKK-Anlagen, Druckluft bei CAES und Wassermassenstrom vom bzw. zum Oberbecken bei PSW), müssen berücksichtigt werden. d) Für den Fall, dass diese Größen durch einen Regelenergieabruf andere Werte annehmen als ohne Regelenergieabruf, muss der Speicher diese Abweichung kompensieren können, sofern ansonsten Restriktionen (bspw. Wärmebedarfsdeckung) verletzt würden. Dies bedeutet gleichzeitig, dass sich diese Größen durch die Regelenergieerbringung nicht ändern dürfen, wenn das System über keinen Speicher verfügt. 3 thermodynamisch korrekt: thermische Energie

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 68 e) Auch innerhalb des Erbringungszeitraums sollten die Arbeitspunkte in Abhängigkeit bereits erfolgter Regelenergieabrufe angepasst werden können, sowohl indem die im Fahrplan vorgesehenen Arbeitspunkte durch Handel am Stromspotmarkt als auch indem die für den Regelenergieabruf vorgesehenen Arbeitspunkte (vgl. Beispiel I, 0 7) geändert werden. f) Die zulässigen Laständerungsgeschwindigkeiten müssen eingehalten werden. g) Die Ausschreibungsmodalitäten (s. Tab. 1) müssen berücksichtigt werden. a) Zulässiger Arbeitspunkt bei Regelenergieabruf Um sicherzustellen, dass der Arbeitspunkt im Fall der Regelenergieerbringung technisch möglich ist, müssen die Grenzen des Arbeitsbereichs im Modell abgebildet werden. Bei vielen Energieumwandlungsanlagen reicht hierzu die Berücksichtigung des ausgeschalteten Zustands (0), der elektrischen Mindest-(1) und Maximallast (2) (vgl. [14]). Wird der Arbeitsbereich durch mehr als eine Größe begrenzt, so wird die Formulierung der Grenzen entsprechend aufwändiger (s. Abb. 4). Für den Fall ohne Regelenergieabruf wird der zulässige Arbeitsbereich bereits exakt durch die verwendeten Modellgleichungen der Energieumwandlungsanlage beschrieben. Es bietet sich daher an, im Modell eine Kopie der Energieumwandlungsanlage zu erstellen und die Regelleistungsvorhaltung als Differenz zwischen elektrischer Leistung der ursprünglichen Anlage und der elektrischen Leistung der Kopie zu definieren. Die ursprüngliche Anlage beschreibt hierbei den Betrieb ohne Regelleistungsabruf und wird im Folgenden als Hauptsystem bezeichnet. Die Kopie der Energieumwandlungsanlage bildet dann den Fall des Regelenergieabrufs ab und wird im Folgenden als virtuelles Energiesystem bezeichnet. Da die Regelleistungsvorhaltung als Differenz der elektrischen Leistungen zwischen dem Hauptsystem und dem virtuellen System (oder umgekehrt) definiert wird, ist für die Abbildung negativer und positiver Regelleistung jeweils ein virtuelles System notwendig (vgl. [15], [16]). Teilabrufe müssen bei der hier betrachteten BHKW-Anlage nicht berücksichtigt werden, da die Regelleistung der einzelnen Anlage mit max. 150 kw el deutlich unter der erlaubten Größe für Blockangebote liegt (s. Tab. 1). b) Gewinnoptimale Vermarktung Da im virtuellen Energiesystem der gesamte zulässige Arbeitsbereich abgebildet wird, können durch den Solver die für die Regelleistungserbringung vorgesehenen Arbeitspunkte so gewählt werden, dass insgesamt eine gewinnoptimale Vermarktung der Anlage garantiert wird. Dies bedeutet unter anderem, dass diese

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 69 Arbeitspunkte so gewählt werden, dass die Stromvermarktung am Spotmarkt 4 so wenig wie möglich eingeschränkt wird bzw. dass eine Einschränkung der Stromvermarktung durch Erlöse aus der Regelenergiebereitstellung (über)kompensiert wird. c) Restriktionen durch an den Arbeitspunkt gekoppelte Größen Die virtuellen Energiesysteme bilden die Anlage mit dem gleichen Detaillierungsgrad ab, wie das ursprüngliche Modell (Hauptsystem). Restriktionen (z.b. Wärmebedarfsdeckung) auf eine vom Arbeitspunkt abhängige Größe (z.b. Wärmeerzeugung) werden daher im virtuellen System mit Regelleistungsabruf genauso berücksichtigt wie im Hauptsystem ohne Regelleistungsabruf. Im Beispiel (I) würde dies bedeuten, dass die Anlage ohne Speicher und Spitzenlastkessel nur in den Betriebszustand (6) wechseln kann, da ansonsten der Wärmebedarf nicht mehr gedeckt und somit eine Nebenbedingung verletzt wäre. d) Speicherrestriktionen Der Speicherfüllstand im virtuellen Energiesystem kann im Vergleich zum Speicherfüllstand des Hauptsystems durch eine zusätzliche Speicherbeladung oder eine verringerte Speicherentnahme zunehmen. Diese beiden Möglichkeiten werden im Folgenden als relative Speicherbeladung bezeichnet. Analog bezeichnet der Begriff relative Speicherentladung den Fall, in dem durch den Regelenergieabruf eine größere Speicherentnahme oder eine geringere Speicherbeladung als im Hauptsystem stattfindet. Zur Berücksichtigung der Speicherrestriktionen werden in einem virtuellen Energiesystem alle potentiellen Regelenergieabrufe abgebildet, die zu einer relativen Speicherbeladung führen (PlusSzenario) und in einem anderen virtuellen System die Regelenergieabrufe, die eine relative Speicherentladung zur Folge haben (MinusSzenario 5 ). Die beiden Szenarien entsprechen somit einem dauerhaften Abruf sämtlicher vermarkteter Regelenergie ( Worst-Case-Betrachtung ), der entweder zu einer relativen Speicherbeladung oder einer relativen Speicherentladung führt. Die Differenz zwischen Speicherfüllstand im virtuellen PlusSzenario bzw. MinusSzenario und dem Hauptsystem entspricht der leer bzw. beladen vorzuhaltenden Speicherkapazität. Daher darf im PlusSzenario der Speicher zu keinem Zeitpunkt leerer als im Hauptsystem sein und analog hierzu der Speicher im MinusSzenario zu keinem Zeitpunkt voller. An- 4 Die Modellierung einer BHKW-Anlage mit Day-Ahead-Vermarktung wurde auf der gleichen Konferenz vor 2 Jahren vorgestellt [13]. 5 Steht bei einem KWK-System eine ausreichend große Frischwärmeleistung zur Verfügung, um die max. auftretende Wärmelast zu decken, so kann die Speicherbetrachtung im MinusSzenario entfallen.

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 70 sonsten ist nicht garantiert, dass der Speicher des Hauptsystems im Fall eines Regelenergieabrufs auch tatsächlich die Mehr- bzw. Minderproduktion kompensieren kann. Beispiel (II): Bei einem Pumpspeicherwerk (PSW) führt die Erhöhung der Pumpenleistung zu einem größeren Wasserzufluss zum Obersee und die Verringerung der Turbinenleistung zu einer geringeren Wasserentnahme aus dem Obersee 6. Die beiden genannten Leistungsänderungen führen somit jeweils zu einem höheren als dem im Fahrplan vorgesehenen Speicherfüllstand (PlusSzenario). Kann nun das PSW im PlusSzenario in jedem Zeitpunkt trotz vollerem Obersee - und damit einer geringeren freien Speicherkapazität - mit einem erhöhtem Wasserzufluss bzw. einer geringeren Wasserentnahme betrieben werden, so ist dies erst recht für das Hauptsystem möglich, da dessen Speicher zu jedem Zeitpunkt einen geringeren Füllstand aufweist. Ähnlich wie beim im Beispiel II betrachteten PSW führt auch bei vielen anderen Energiespeichern die Erbringung negativer Regeleistung immer zu einer relativen Speicherbeladung und die Erbringung positiver Regelleistung immer zu einer relativen Speicherentladung, so z.b. auch bei Batteriesystemen und CAES (vgl. [14],[16],[17]). Dies ist bei der hier betrachteten KWK-Anlage nicht der Fall. So entspricht hier z.b. eine Wärmemehrproduktion beim BHKW der Erbringung positiver, beim E-Heizer der Erbringung negativer Regelleistung. Es muss daher im Modell berücksichtigt werden, dass durch eine ggf. gleichzeitige Erbringung von Regelleistung mittels E-Heizer und BHKW die zusätzliche Wärmeproduktion geringer ausfällt. Wird zur Erbringung von negativer Regelenergie z.b. die BHKW-Leistung reduziert und gleichzeitig die vom E-Heizer aufgenommene elektrische Leistung erhöht, so kann die Wärmeproduktion insgesamt unverändert bleiben (z.b. 2 6 in Abb. 4). Es wird davon ausgegangen, dass zu keinem Zeitpunkt positive und negative Regelenergie gleichzeitig abgerufen wird. Im WärmePlus-Szenario geht daher in die Energiebilanz des Speichers jeweils nur die größere zusätzliche Wärmeerzeugung aus der Erbringung positiver oder negativer Regelleistung ein. Die Modellierung des WärmeMinus- Szenarios erfolgt analog. e) Arbeitspunktkorrektur Im bisher vorgestellten Modell werden für den gesamten Ausschreibungszeitraum (s. Tab. 1) mögliche Arbeitspunkte für den Fall eines Regelenergieabrufs vorgesehen (virtuelles Energiesystem). In der Realität können diese Arbeitspunkte wenn notwendig in Abhängigkeit der bereits erfolgten Regelenergieabrufe angepasst werden. So ist es abhängig von der bisherigen durch Regelenergieabrufe induzierten Ab- 6 Dies entspricht der Bereitstellung negativer Regelleistung.

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 71 weichung des Speicherfüllstands, ob ein zukünftiger Arbeitspunkt entweder so gewählt werden sollte, dass er zu einer relativen Speicherbe- oder -entladung führt (vgl. Beispiel I). Zusätzlich kann als Reaktion auf die Regelenergieabrufe auch der zukünftige Fahrplan der Anlage (Hauptsystem) über den Handel am Spotmarkt angepasst werden. Bei langen Erbringungszeiträumen (SRL) kann dies im Day-Ahead-Handel geschehen, ansonsten nur im Intraday-Handel. Da aufgrund der kürzeren Vorlaufzeit des Intraday-Handels (45 Minuten) der Day-Ahead-Handel keine zusätzliche Flexibilität bietet, ist es ausreichend, nur die Möglichkeit zur Fahrplankorrektur durch den Intraday-Handel zu berücksichtigen 7. Die Abbildung der Arbeitspunktkorrektur erfolgt im Modell unter Verwendung weiterer virtueller Energiesysteme. Diese bestimmen neue Anlagenbetriebspunkte, bei denen die Vorhaltung der vermarkteten Regelleistung gewährleistet wird und im Fall der BHKW- Anlage die maximal erzeugte thermische Leistung im WärmePlus-Szenario geringer bzw. die minimal erzeugte thermische Leistung im WärmeMinus-Szenario höher ausfällt. Beispiel: Arbeitspunktkorrektur durch Intraday-Handel In der Stunde (t) wird der Speicher durch einen Abruf mit 41 kwh th beladen. Im Day-Ahead- Handel wurden für die Stunde (t+2) 50 kw el vermarktet (2) und die Anlage hält insgesamt 73 kw el negative Regelleistung vor (2*). Mit Hilfe des Intraday-Handels wird nun der Fahrplan für Abbildung 5: Arbeitspunktkorrektur die Stunde (t+2) angepasst (1). Auch hier wird die gleiche Menge negativer Regelleistung vorgehalten (1*). Wie Abb. 5 zeigt, verringert sich jedoch im neuen Fahrplan die Wärmeerzeugung selbst im Fall einer Regelenergieerbringung um 41 kw th. Die durch die vorherigen Regelenergieabrufe belegte Speicherkapazität kann somit binnen zweier Stunden 7 Die durch die Veränderung des Arbeitspunktes und den zusätzlichen Stromhandel ggf. anfallenden Kosten werden nicht berücksichtigt, da diese nur bei Regelenergieabruf auftreten und somit im Arbeitspreis zu berücksichtigen sind.

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 72 wieder freigegeben werden. Im WärmePlus-Szenario des Modells wird der Energiegehalt um die entsprechende Wärmemenge reduziert. f) Laständerungsgeschwindigkeiten Müssen zusätzlich Laständerungsgeschwindigkeiten bei der Regelleistungsvorhaltung berücksichtigt werden, um die geforderten Aktivierungszeiten einzuhalten, so können diese als Nebenbedingungen formuliert werden, die die Differenz zwischen der Leistung im Hauptsystem und virtuellen System begrenzen 8. Da bei der hier betrachteten KWK-Anlage ein Anfahrvorgang bis zum Erreichen der Volllast und umgekehrt auch ein Abschaltvorgang in weniger als 5 Minuten möglich sind (s. Abb. 3), entfällt diese Restriktion bei einer Zeitschrittlänge von einer Stunde. g) Modellierung des Regelenergiemarktdesigns Im vorherigen Abschnitt wird gezeigt, wie die technischen Restriktionen im Modell abgebildet werden können. Zusätzlich müssen die Rahmenbedingungen des Regelenergiemarkts (s. Tab. 1) berücksichtigt werden. Insbesondere bei Anlagen mit Speichern sind der Auktionszeitpunkt, der Erbringungszeitraum und die Länge der Zeitscheibe des jeweiligen Regelenergieprodukts von großer Bedeutung, da die Regelenergiebereitstellung über die gesamte Dauer des Vermarktungszeitraums gewährleitest werden muss und hierzu ggf. entsprechende Kapazitäten im Speicher vorgehalten werden müssen. Minutenreserveleistung (MR) Zur Abbildung der Minutenreservevorhaltung werden jeden Tag um 10 Uhr (Angebotsabgabefrist MR) zwei virtuelle Energiesysteme erzeugt (Wärme- Plus-Szenario/ WärmeMinus-Szenario). Sie bilden den Anlagenzustand im Fall eines Regelenergieabrufs und die damit verbundene Speichernutzung ab. Zum Zeitpunkt der Angebotsabgabe ist der aktuelle Speicherfüllstand bekannt und wird jeweils für die virtuellen Energiesysteme übernommen (s. Abb. 6). Da in dieser Arbeit nur die Erlöse aus der Regelleistungsvorhaltung bestimmt werden sollen, wird in der Modellierung davon ausgegangen, dass in der Vergangenheit kein Regelenergieabruf erfolgt ist 9. Der Speicherfüllstand in den virtuellen Szenarien entspricht somit zum Zeitpunkt der Angebotsabgabe dem Speicherfüllstand im Hauptsystem, das den optimalen Anlagenbetrieb ohne Regelleistungsabruf aber mit Regelleistungsvorhaltung darstellt. 8 Pro Regelenergieart (PR, SRL, MR) müssen in diesem Fall zwei virtuelle Energiesysteme verwendet werden. Für die Speicherbetrachtung ist jedoch weiterhin ein Plus- und ein MinusSzenario ausreichend 9 Die in den zukünftigen Stunden vermarktete Regelleistung muss jedoch immer erbracht werden können.

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 73 Wie bereits erwähnt, wird aus der Differenz zwischen der elektrischen Leistung der virtuellen Systeme und des Hauptsystems die vorgehaltene Regelleistung bestimmt. Die virtuellen Systeme existieren hierfür vom Zeitpunkt der Angebotsabgabe bis zum Ende des jeweiligen Erbringungszeitraums. Bei der Minutenreserve sind dies werktags 38 h und über das Wochenende bis zu 86 h. Durch die Erzeugung der virtuellen Systeme zum Zeitpunkt der Angebotsabgabe wird berücksichtigt, dass zu diesem Zeitpunkt für die restlichen Stunden des gleichen Tages (10-24 Uhr) bereits Verpflichtungen zur Regelleistungsvorhaltung aus der Vortagesvermarktung bestehen können und auch diese erfüllt werden können müssen. Zusätzlich wird im Modell gefordert, dass für alle Stunden der jeweiligen Zeitscheibe (4 h), die vorgehaltene Regelleistung identisch sein muss. Sekundärregelleistung (SRL) Soll im Modell zusätzlich zur Vorhaltung von MR auch die Vorhaltung von SRL betrachtet werden, so werden die virtuellen Energiesysteme nach Ablauf des jeweiligen MR-Erbringungszeitraums nicht beendet, sondern existieren weiter, bis auch der zugehörige SRL-Erbringungszeitraum endet 10. Für die virtuellen Energiesysteme, die an einem Mittwoch (Angebotsabgabefrist SRL) gestartet werden, sind dies 12 Tage. Nach Ablauf des MR-Erbringungszeitraums muss die Differenz zwischen der elektrischen Leistung der virtuellen Systeme und des realen Energiesystems nur noch der SRL- Bereitstellung entsprechen, da im Fall eines Regelenergieabrufs von einer zukünftigen Vermarktung von MR abgesehen werden kann. Innerhalb eines Erbringungszeitraumes (1 Woche) und der jeweiligen Zeitscheibe (NT/HT) muss die vermarktete Regelleistung für alle Stunden identisch sein. 10 Dieser Ansatz hat zur Folge, dass zu einem Zeitpunkt mehrere virtuelle Energiesysteme parallel existieren. Um dies zu umgehen, kann für die am Mittwoch gestarteten virtuellen Speicher gefordert werden, die anderen virtuellen Speicher jeweils am Ende des MR-Angebotszeitraums zu umhüllen, so dass diese virtuellen Systeme beendet werden können, da sie nun ein Teilproblem des an jedem Mittwoch gestarteten virtuellen Systems darstellen. Das Lösungsgebiet wird hierdurch jedoch eingeschränkt, so dass dieser Ansatz zwar untersucht, aber nicht zur Berechnung der Ergebnisse verwendet wurde.

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 74 Abbildung 6: Modellierung der Ausschreibungsmodalitäten 5. Ergebnisse Die Modellergebnisse (Tab. 3 und Tab. 4) zeigen, dass die Regelleistungsvorhaltung einen signifikanten Beitrag zur Wirtschaftlichkeit eines virtuellen Kraftwerks leisten kann. Für die hier betrachtete BHKW-Anlage mit E-Heizer erhöht sich im Jahr 2012 durch die Regelleistungsvermarktung der Kostenvorteil gegenüber einer Wärmeversorgung des Gebäudes mittels Gas-Brennwertkessel von 2.321 /a (C) auf 7.274 /a (F), die Vermarktungserlöse am Strom- und Regelenergiemarkt steigen um ~50 %. Bei der BHKW-Anlage ohne E- Heizer (M) erhöht sich der Kostenvorteil auf 3.159 /a, die Vermarktungserlöse steigen um ~10 %. Der Hauptteil der zusätzlichen Erlöse (~80 %) ist somit auf die Regelleistungsvorhaltung mittels E-Heizer zurückzuführen. Dieser ermöglicht in hohem Umfang die Bereitstellung negativer Regelleistung. Sowohl im Fall mit (F) als auch ohne E-Heizer (M) sind die Einnahmen aus der Vorhaltung negativer SRL deutlich höher als aus der Vermarktung negativer MR. Dies ist durch den höheren Leistungspreis der SRL (s. Abb. 1 und Abb. 2) zu begründen, der dazu führt, dass diese vorrangig vor der Minutenreserve vermarktet wird. Aufgrund der kurzen Zeitscheiben wird jedoch auch Minutenreserve bereitgestellt. Positive Regelenergie wird kaum vermarktet. Für die Bereitstellung positiver Regelleistung mittels E-Heizer muss dieser in Betrieb sein. Aufgrund der äußerst hohen Betriebskosten des E-Heizers durch Netzentgelte und Umlagen ist dies nicht wirtschaftlich darstellbar. Um mittels BHKW positive Regelleistung bereitstellen zu können, muss dieses ausgeschaltet sein und der Wärmebedarf ggf. durch den Kessel gedeckt werden. Da der Kessel höhere Wärmeerzeugungskosten hat als das BHKW, kommen hierfür lediglich Zeiträume mit ge-

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 75 ringer Wärmelast in Frage. In diesen muss dann jedoch freie Speicherkapazität vorgehalten werden, um im Falle des Abrufs die Wärmeproduktion des BHKW aufnehmen zu können. Die Speicherkapazität wird aber ebenso benötigt, um mittels E-Heizer negative Regelleistung anbieten zu können. Des Weiteren schränkt die Vorhaltung freier Speicherkapazität den Betrieb des BHKW ein. Doch gerade in Zeiträumen mit geringer Wärmenachfrage und somit nur wenigen BHKW-Betriebsstunden pro Tag, können durch einen flexiblen BHKW-Einsatz im Day-Ahead-Handel Mehrerlöse generiert werden (BHKW-Betrieb in den Stunden mit den höchsten Strompreisen). Somit lässt sich erklären, warum sowohl Tabelle 3: Wirtschaftlichkeitsberechnung für verschiedene Vermarktungsvarianten (2012) (A) stromgeführt (ohne E-Heizer) (B) wärmegeführt (ohne E-Heizer) (C) strompreisorientiert (D) MR (E) SRL Einnahmen (F) MR & SRL (G) MR & SRL (ohne Intraday-Handel) Kosten (H) MR & SRL (stündlich / Schwarm) Kostenvorteil [ /a] 14.419 1.516 2.321 3.036 6.794 7.274 6.461 9.425 int. Zinssatz [%] 20,1 8,0 8,4 8,9 12,3 12,7 12,0 14,6 Vbh [h] 4.953 4.994 4.954 4.932 4.931 4.907 4.847 4.892 Wärme [ /a] 35.873 35.873 35.873 35.873 35.873 35.873 35.873 35.873 KWK-Zulage [ /a] 12.986 13.092 12.987 12.931 12.928 12.862 12.705 12.823 vnne [ /a] 11 2.282 5.155 6.074 5.092 5.090 5.065 5.004 5.050 Stromerlöse 12 26.688 10.705 11.550 11.376 11.168 11.261 11.011 11.323 MR+ [ /a] - - - 4-3 0 4 MR- [ /a] - - - 1.876-634 619 390 SRL+ [ /a] - - - - 0 0 0 3 SRL- [ /a] - - - - 6.108 5.858 5.496 7.930 Kapitalkosten 13.650 13.650 14.520 14.520 14.520 14.520 14.520 14.520 Gas [ /a] 42.615 42.685 42.538 42.467 42.553 42.491 42.354 42.386 Strombezug - - -102-107 3 5 0-104 O&M [ /a] 6.694 6.524 6.607 6.625 6.696 6.665 6.772 6.570 IT 13 [ /a] 450 450 600 600 600 600 600 600 11 Vermeidungsleistung: (C) Ist-Abrechnung, (A-B) und (D-M) verstetigte Abrechnung 12 (A) Direktvermarktung im Gebäude und Überschusseinspeisung gemäß KWKG; (B) Volleinspeisung mit Vergütung gemäß KWKG; (C-M) Volleinspeisung und Vermarktung im Day-Ahead-Handel 13 registrierende Leistungsmessung (RLM) und ggf. informationstechnische Einbindung ins virtuelle Kraftwerk

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 76 Tabelle 4: Wirtschaftlichkeitsberechnung für den Zeitraum 2010-2012 BHKW & E-Heizer BHKW (I) 2010 (J) 2011 (F) 2012 (K) 2010 (L) 2011 (M) 2012 Kostenvorteil [ /a] 10.422 9.828 7.274 4.545 5.246 3.159 int. Zinssatz [%] 15,5 14,9 12,7 10,5 11,2 9,2 Vbh [h] 4.907 4.930 4.907 4.955 4.976 4.941 Einnahmen Kosten Wärme [ /a] 33.092 34.395 35.873 33.092 34.395 35.873 KWK-Zulage [ /a] 12.537 12.595 12.862 12.660 12.714 12.954 vnne [ /a] 5.085 5.108 5.065 5.135 5.156 5.101 Day Ahead [ /a] 11.520 12.982 11.261 11.651 13.156 11.412 MR+ [ /a] 1 0 3 5 2 0 MR- [ /a] 684 1.159 634 324 310 296 SRL+ [ /a] 0 0 0 0 0 0 SRL- [ /a] 7.837 5.814 5.858 1.235 937 933 Kapitalkosten [ /a] 14.520 14.520 14.520 13.650 13.650 13.650 Gas [ /a] 38.484 40.399 42.491 38.644 40.573 42.645 Strombezug [ /a] 0 0 5 - - - O&M [ /a] 6.729 6.706 6.665 6.663 6.601 6.514 IT [ /a] 600 600 600 600 600 600 bei Anlagen mit als auch ohne E-Heizer praktisch keine positive Regelleistung angeboten wird. Der Intraday-Handel (vgl. F und G) ermöglicht eine höhere Flexibilität der Anlageneinsatzplanung und führt daher sowohl bei der Regelleistungsbereitstellung als auch bei der Stromvermarktung im Day-Ahead-Handel zu einer Steigerung der Erlöse. Eine weitere Flexibilisierung ist möglich, indem jede Anlage nur stundenweise Regelleistung vorhält und der für die Vermarktung notwendige Regelleistungsblock (MR: 4 h, SRL: 12 h) durch eine Vielzahl kleiner Anlagen (Schwarm) gebildet wird. Hierzu müssen die Anlagen jedoch ggf. zeitlich versetzt betrieben werden, so dass z.b. die BHKW ihren Strom zu unterschiedlichen Preisen einspeisen. Als Abschätzung der möglichen Einnahmen durch eine Vermarktung im Schwarm wird eine Einzelanlage mit stundenweiser Regelenergievermarktung betrachtet (H). Für den Betrieb dieser Anlage können nun die Stunden mit den höchsten Preisen zur Stromeinspeisung und Regelleistungsvermarktung gewählt werden die anderen Anlagen im Schwarm müssen den Regelleistungsblock dann in den Stunden mit niedrigeren Preisen auffüllen, so dass es sich bei dieser Betrachtung um die Bestimmung einer oberen Grenze handelt. Tabelle 3 zeigt (H), dass die Schwarmvermarktung insbe-

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 77 sondere bei der SRL-Bereitstellung ein großes Potential aufweist. Daher ist geplant, das hier vorgestellte Modell um die gleichzeitige Betriebsoptimierung mehrerer BHKW-Anlagen zu erweitern und so die Schwarmvermarktung detailliert zu untersuchen. Literatur [1] regelleistung.net: www.regelleistung.net (Stand 13.08.2013) [2] Beschluss der Bundesnetzagentur: BK6-10-098, 2011 [3] Beschluss der Bundesnetzagentur: BK6-10-099, 2011 [4] Verband der Netzbetreiber (Hrsg.): TransmissionCode 2007 - Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, 2009 [5] Verein Deutscher Ingenieure (Hrsg.): VDI-Richtlinie 2067 Blatt 1 Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen - Grundlagen und Kostenberechnung. VDI, Düsseldorf 2012 [6] Verein Deutscher Ingenieure (Hrsg.): VDI-Richtlinie 4655 - Referenzlastprofile von Ein- und Mehrfamilienhäusern für den Einsatz von KWK-Anlagen. VDI, Düsseldorf 2008 [7] Verivox: http://www.verivox.de/verbraucherpreisindex-gas/ (Stand: 2.07.2013) [8] ASUE (Hrsg.): BHKW-Kenndaten 2005, Module, Anbieter, Kosten. Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch, Frankfurt am Main 2005 [9] ASUE (Hrsg.): BHKW-Kenndaten 2011, Module, Anbieter, Kosten. Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch, Frankfurt am Main 2011 [10] Bundesnetzagentur: Ermittlung der Prozesskosten für Messstellenbetrieb, Messung und Abrechnung im Strom- und Gasbereich. Gutachten von der LBD- Beratungsgesellschaft mbh, Berlin 2008 [11] Stromnetz Berlin GmbH: http://www.stromnetz-berlin.de (Stand: 12.07.2013) [12] Ossig, S.: Untersuchung des technischen und wirtschaftlichen Potentials von BHKW- Anlagen zur Bereitstellung negativer Sekundärregelleistung. Diplomarbeit. TU Berlin 2012 [13] Spieker, S., Tsatsaronis, G.: Dimensionierung von Mini-KWK-Anlagen zur Teilnahme am liberalisierten Strommarkt, In: VDI Wissensforum GmbH (Hrsg.), 9. Fachtagung Optimierung in der Energiewirtschaft 2011, S. 241-258, Nürtingen 2011

Optimierung in der Energiewirtschaft 2013, VDI-Berichte 2212 78 [14] Kazempour, S. J., Parsa Moghaddam, M., Haghifam, M., Yousefi, G.R.: Riskconstrained dynamic self-scheduling of a pumped-storage plant in the energy and ancillary service markets. Energy Conversion & Management 50 (2009), pp. 1368-1375 [15] Have, P., Simovic, T.: Optimal planning of cogeneration production with provision of ancillary services. Electric Power Systems Research 95 (2013), pp. 47-55 [16] Wulff, T.: Integration der Regelenergie in die Betriebsoptimierung von Erzeugungssystemen. Dissertation, Bergische Universität Wuppertal 2006 [17] Jargstof, J., Wickert, M.: Offer of secondary reserve with a pool of electric vehicles on the German market. Energy Policy (2013), accepted for publication, http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2013.06.00