Totally Integrated Power Technische Schriftenreihe Ausgabe 10 · Lastprofile bezeichnen den...

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Totally Integrated Power

Technische SchriftenreiheAusgabe 10Liberalisierter Energiemarkt – Smart Grid, Micro Grid

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Die Begriffe Smart Grid, Energiewende undzu modernisierende Stromnetze werden inletzter Zeit vielfach diskutiert. Um die Inhaltedieser Diskussionen besser verstehen undbeurteilen zu können, ist Wissen über denliberalisierten Energiemarkt mit seinen ge-setzlich festgeschriebenen Strukturen undAufgaben grundlegend.

Durch die Energiewende ‒ hin zur regenera-tiven, dezentralen Energieerzeugung ‒ erge-ben sich neue Möglichkeiten des Stromein-kaufes für Verbraucher. Smart Grid und MicroGrid bilden den Rahmen für diese Möglich-keiten.In dieser Ausarbeitung wird Wert gelegt aufdie Sichtweise des Verbrauchers als Teil einesliberalisierten Strommarktes sowie als Teil-nehmer innerhalb eines Smart Grids.

Beschrieben werden die Zusammenhängeund Teilnehmer des liberalisierten Strom-marktes sowie die Beschaffungsprozesse vonStromlieferanten und Verbrauchern.

Verschiedene Szenarien zeigen die Möglich-keiten des Verbrauchers als Teilnehmer einesSmart Grids auf. Desweiteren werden Vor-schläge skizziert, wie aus Verbrauchersichtsowohl das Verbrauchs- als auch das Ein-kaufsverhalten optimiert werden können.

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Liberalisierter Energiemarkt

Der liberalisierte Energiemarkt ist seit der Jahrtausendwende innerhalb der Europäischen Union (EU) gesetzlich festge-schrieben. Die hieraus folgenden Marktveränderungen wurden umgesetzt. Der liberalisierte Strommarkt ist Teil des libe-ralisierten Energiemarktes.

Geschichte des liberalisierten Energiemarktes

Bereits seit der Einführung der Verteilung elektrischerEnergie zu Ende des 19. Jahrhunderts etablierten sichMonopole. In Deutschland wurde das Monopol über dieErzeugung, Verteilung und Verkauf durch das Energiewirt-schaftsgesetzes aus dem Jahre 1935 mit dem GWB §103(a) Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkung festge-schrieben. Innerhalb der EU wollte man jedochspäter dieses Monopol der Energiewirtschaft nicht weiter-verfolgen, sondern den Strommarkt europaweit liberalisie-ren.

Im Dezember 1996 wurde die Liberalisierung des Strom-marktes durch eine EU-Richtlinie festgelegt. Die Umset-zung in das Recht der einzelnen Mitgliedsländer wurde1999 abgeschlossen.

Die Monopolstellung der Energieversorger (EVU) wurdeaufgehoben. Es erfolgte eine Trennung in die Bereiche

Stromerzeugung,

Stromübertragung,

Stromverteilung und

Stromlieferung.

Diese Entflechtung (Unbundling) durch die Trennung vonErzeugung, Verteilung und Verkauf soll die Wettbewerbs-fähigkeit der Stromlieferanten stärken. Die Netze selberwurden in Übertragungs- und Verteilnetze aufgeteilt, wo-bei hier das Monopol bestehen blieb. Die Bundesnetzagen-tur in Deutschland überwacht den diskriminierungsfreienZugang zu den Netzen und die Vorbeugung der Übervor-teilung der Nutzer beim Netznutzungsentgelt und denNetzanschlussbedingungen.

Um einen marktgerechten Stromhandel zu ermöglichen,wurde eine Strombörse etabliert.

Der Verbraucher hat seit der Liberalisierung des Strom-marktes die Möglichkeit, den Stromlieferanten seinenPrämissen folgend (CO2 neutraler Strom, preisoptimalerStrom, ...) frei zu wählen.

Die Liberalisierung des Strommarktes teilt die einzelnenTeilnehmer in eine physikalische und in eine kaufmänni-sche Sicht ein.

Der Energie-/Leistungsfluss vom Kraftwerk zum Verbrau-cher erfolgt nach den physikalischen Gesetzen der Elektri-zität über die Stromnetze. So teilt sich der Stromfluss zumBeispiel in einem vermaschten Netz nach den Kirch-hoff'schen Regeln auf.

Der Handel und die Verrechnung der Energie spiegeln sichin der kaufmännischen Sicht.

Der Kunde wird vom Stromlieferanten mit Strom beliefert,wobei der Stromlieferant diesen Strom wiederum beiKraftwerken bzw. über die Börse einkauft.

In Deutschland gibt es 300 Stromerzeuger (Kraftwerke),die mehr als 1 MW erzeugen können. Bei den Stromnetz-betreibern gibt es vier Übertragungsnetzbetreiber und ca.940 Verteilnetzbetreiber.

Jeder Verbraucher in Deutschland kann aus 1.150 Strom-lieferanten auswählen. Die Stromlieferanten sind über 125akkreditierte Stromhändler an der Börse vertreten.

Zählt man alle Verbraucher – vom Haushalt über das Ge-werbe bis zu Großunternehmen – zusammen, ergebensich 45 Millionen Verbraucher. Neben der Strombörse inLeipzig gibt es innerhalb Europas noch mehr als zehn wei-tere Strombörsen.

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Bild 1: Liberalisierter Strommarkt

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Funktionen und Rollen der Teilnehmer des liberalisierten Energiemarktes

Stromerzeuger

Der Stromerzeuger erzeugt den Strom in Kraftwerken undspeist ihn in das Übertragungsnetz (> 100 MW) bzw. Ver-teilnetz (< 100 MW) ein. Die RWE Power AG betreibt imrheinischen Braunkohlerevier in Niederaußem Kraftwerks-blöcke mit zusammen 3.864 MW und in Grevenbroich mit4.400 MW elektrischer Bruttoleistung. Neben der RWEPower AG betreiben die EnBW Kraftwerke AG, VattenfallEurope AG und die Steag GmbH große Kraftwerkblöcke.VW in Wolfsburg als großes Industriekraftwerk weist bei-spielsweise eine elektrische Bruttoleistung von 440 MWauf.

Übertragungsnetz

Das Übertragungsnetz ist ein überregionales Stromnetz,das große Energiemengen über lange Strecken überträgt.Die Betriebsspannungen betragen hier 380 kV bzw.220 kV.

Deutschland ist in vier Übertragungsnetze aufgeteilt, dievon AMPRION, Tennet TSO, TransnetBW und 50HertzTransmission betrieben werden.

Neben der Energieübertragung sorgt der Übertragungs-netzbetreiber (ÜNB) für die Frequenz- und Spannungsrege-lung innerhalb der Grenzen der Europanorm EN 50160. Dadem Übertragungsnetzbetreiber nur die Infrastruktur ge-hört, muss er sich die Regelleistungen (Primär-, Sekundär-,Tertiärreserven) für die Leistungserbringung der Frequenz-und Spannungsregelung auf dem Markt beschaffen undbei Bedarf abrufen.

Die Aufgaben und Pflichten des Übertragungsnetzbetrei-bers sind im TransmissionCode als Regelwerk hinterlegt.

Verteilnetz

Das Verteilnetz übernimmt die Versorgung der Fläche mitStrom, der Betrieb obliegt dem Verteilnetzbetreiber (VNB).Das Verteilnetz bezieht den Strom aus dem Übertragungs-netz und stellt ihn dem Verbraucher zur Verfügung. Nebender störungsfreien, kontinuierlichen Energieübertragungist der Verteilnetzbetreiber für Spannungsregelung inner-halb der Grenzen der EN 50160 zuständig. Die Versorgungder Verbraucher kann sowohl auf der Niederspannungs-ebene als auch auf der Mittelspannungsebene erfolgen.Verteilnetzbetreiber sind rechtlich eigenständige Firmen,die aus den Stadtwerken bzw. Überlandwerken hervorge-gangen sind.

Da der Verteilnetzbetreiber nur die Infrastruktur besitzt,muss er die in seinem Netz entstehende Verlustenergie aufdem Markt zu seinen Lasten beschaffen.

Die Aufgaben und Pflichten des Verteilnetzbetreibers sindim Distribution Code als Regelwerk hinterlegt.

Der Verbraucher schließt mit dem Verteilnetzbetreiber fürden Betrieb des Anschlusses am Verteilnetz einen Netzan-schlussvertrag, für die Nutzung des Verteilnetzes einenNetznutzungsvertrag.

Messstellenbetreiber

Der Messstellenbetreiber betreibt die Messeinrichtungzwischen Verteilnetzbetreiber und Verbraucher. Er stelltdie Messungen dem Verbraucher, Verteilnetzbetreiber undStromlieferanten zeitnah zur Verfügung.

Der Verbraucher hat das Recht, den Messstellenbetreiberfrei zu wählen.

Bilanzkreis

Jeder Verbraucher ist einem Bilanzkreis zugeordnet. Ver-braucher mit einem Verbrauch < 100.000 kWh/a werdennach Standardlastprofilen bewertet, Verbraucher mit einergrößeren Abnahmemenge definieren sich durch ihr eige-nes Lastprofil.

Über die Bilanzkreise wird der Bedarf in ¼ Stunden-Rasterprognostiziert.

Lastprofil

Lastprofile bezeichnen den zeitlichen Verlauf der abge-nommenen Leistung innerhalb einer zeitlichen Periode.

Der Messstellenbetreiber misst bei Kunden> 100.000 kWh/a die Energie im ¼-Stunden-Raster, begin-nend bei jeder neuen Stunde. Aus den gemessenen Ener-giewerten entstehen die ¼ -Stunden-Leistungswerte.

Lastprofile werden teilweise auch als Lastgang, Lastkurve,Tages- oder Jahresgang bezeichnet.

Börse

Die European Energy Exchange (EEX) ist ein Marktplatz fürEnergie und energienahe Produkte. Die EEX unterliegt alsöffentlich-rechtliche Institution dem deutschen Börsenge-setz.

Der Strom wird im Spotmarkt, Intraday-Markt und Ter-minmarkt gehandelt.

Stromhändler

An der Börse dürfen nur zugelassenen Händler handeln.Sie setzen die Order der Stromlieferanten an der Börse um.

Stromlieferant

Die Lieferung der vereinbarten Strommengen an die Ver-braucher erfolgt über die Stromlieferanten. Der Stromliefe-rant bündelt die Bestellungen seiner Kunden und kauftden Strom als Base-Load, Peak-Load, Off-Peak-Load bzw.Stundenkontrakten direkt bei den Kraftwerken und überdie Stromhändler an der Börse.

Der Verbraucher schließt einen Stromliefervertrag mit demStromlieferanten ab.

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Stromhandel

Die Base-Load bildet die Grundlast, bezieht sich auf einenkompletten Tag (24 h) mit einer Lieferung von 1 MW. Siewird in 24 MWh-Einheiten gehandelt.

Die Peak-Load bildet die Mittellast, bezieht sich auf die Zeitvon 8:00 bis 20:00 mit einer Lieferung von 1 MW. Sie wirdin 12 MWh-Einheiten gehandelt.

Die Off-Peak-Load bildet die Spitzenlast im Stundenrasterin der Zeit von 00:00 bis 08:00 und von 18:00 bis 24:00mit einer Lieferung von 1 MW ab. Sie wird in 1 MWh- Ein-heiten gehandelt.

Die Stundenkontrakte bildet die Spitzenlast im Stundenras-ter in der Zeit von 08:00 bis 18:00 Uhr mit einer Liefer-energie von 1 MWh ab.

Im Intraday-Handel werden innerhalb des Tages für dieFolgestunde Lieferenergien von 1 MWh gehandelt. DerHandel ist bis zu 45 Minuten vor der Lieferung möglich.

Bild 2: Stromhandel

0 clock 6 clock 18 clock12 clock 24 clock

Base LoadTrade unit 24 MWh

Peak LoadTrade unit 12 MWh

MWh

LoadCurve

Off-Peak-LoadTrade unit 1 MWh

StundenkontraktTrade unit 1 MWh

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Verbraucher

Der Verbraucher bezieht den Strom physikalisch über denVerteilnetzbetreiber und kaufmännisch über den Stromlie-feranten.

Er erhält in Summe vier eigenständige Verträge: den Stromliefervertrag mit dem Stromhändler

den Netznutzungsvertrag mit dem Verteilnetzbetrei-ber

den Netzanschlussvertrag mit dem Verteilnetzbetrei-ber

den Vertrag mit dem Messstellenbetreiber über denBetrieb der Messstelle am Abgang des Verteilnetzes.

Bild 3: Teilnehmer und Rollen im liberalisierten Strommarkt

Anmerkungen:Wenn ein Kunde den Stromlieferanten wechselt, hat dies keinen Einfluss auf das Stromnetz, da sich das Verhalten desVerbrauchers ja nicht ändert.

Der gesamte liberalisierte Energiemarkt basiert auf Prognosen. Prognoseabweichungen müssen über den Markt ausge-glichen werden.

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Verbraucher









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Verbraucher









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Prozesse und Handlungen

Durch die Liberalisierung des Energiemarktes innerhalb der Europäischen Union (EU) sind die Prozesse und Handlungender einzelnen beteiligten Teilnehmer festgelegt. Jeder Teilnehmer übernimmt seine Rolle und optimiert sich innerhalbder gesetzten Grenzen.

Strombeschaffung

Um die Stromproduktion dem wechselnden Tagesbedarf anzupassen, muss der Bedarf aller Verbraucher prognostiziertwerden. Anhand dieser Prognosen wird dann die Stromproduktion ausgerichtet.

Stromlieferant

Jeder Stromlieferant innerhalb eines Verteilnetzes prog-nostiziert sein Lastprofil, das über den Einkauf des Strom-lieferanten ‒ direkt bei Kraftwerken oder über die Börse ‒eingekauft wird. Das Lastprofil ergibt sich aus der Summeder Lastprofile seiner Kunden (Kunden kleiner100.000 kWh/a anhand von Standardlastprofilen, Kunden> 100.000 kWh/a anhand kundenspezifischer Lastprofile).

Für größere Zeiträume als eine Woche werden Langfrist-prognosen erstellt; damit decken die Stromlieferantenlangfristig ihren Bedarf direkt bei den Kraftwerkenund/oder über die Börse.

Bei der Energieprognose zur Folgewoche (am Donnerstagfür die Folgewoche) entstehen recht genaue Lastprofile. Indiesen Prognosen sind die Wetterprognosen für die Be-rechnung der Wind- und Solarenergie eingegangen. DieseWetterprognosen werden von speziellen Firmen mit

einer Vorhersagegenauigkeit von > 90 % angeboten. DieAbweichungen, die sich aus den Langfristprognosen undder Wochenprognose ergeben, werden durch Zu- bzw.Verkauf über die Börse ausgeglichen.

Um kurzfristige Änderungen zu berücksichtigen, wird derAbgleich zwischen Wochen- und Tagesprognose für denFolgetag täglich ausgeführt. Auch hier werden die Diffe-renzen wieder über die Börse (Day-ahead-Handel) ausge-glichen.

Die kleinste Einheit eines Soll-Ist-Abgleichs ist eine Stundefür die Folgestunde. Im Intraday- Handel an der Börsewerden diese Differenzmengen gehandelt.

Alle Differenzen zwischen der Prognose und dem Ist-Bedarf müssen aus der Primär-, Sekundär- und Tertiär-reserve gedeckt werden. Die Verursacher werden an denhier entstehenden Kosten anteilig beteiligt.

Bild 4: Stromeinkauf

am Donnerstag für dieFolgewoche

WocheDo Fr Sa So Mo Di Mi Do Fr Sa So

Prognoseoptimierung pro Tag

Energieprognose pro Woche

¼ h – WerteBeginn Montag 00:15 Ende Sonntag 24:00

für denFolgetag

Dif ferenz ¼ h – WerteBeginn 00:15 Ende 24:00

Jahre bis Wochen

Off-Peak-LoadStundenkontrakteTrade unit 1 MWh

Base LoadTrade unit 24 MWh

Peak LoadTrade unit 12 MWh

Optionen

Tag

Prognoseoptimierungpro Stundeinnerhalb des Tages

für dieFolgestundebis 45 Minuten vorLieferung möglich

Dif ferenz ¼ h – WerteBeginn xx:15 Ende yy:00

MWh

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Verbraucher

Die nachfolgend beschriebenen Zusammenhänge bezie-hen sich nur auf Verbraucher mit einem Energieverbrauch> 100.000 kWh/a, die einen Bezugsvertrag mit¼- Stunden-Leistungsmessung besitzen.

In manchen Fällen kommt auch heute schon eine Fahr-planklausel innerhalb des Strombezugsvertrags zum Ein-satz:“…. Soweit erforderlich werden die Vertragsparteien vorder Stromlieferung anhand der zu erwartenden Lastverläu-fe des Kunden einen Fahrplan erstellen und diesen beiBedarf aktualisieren. Um die erforderliche Regelenergiemöglichst gering zu halten, verpflichtet sich der Kunde,Abweichungen vom üblichen Verbrauch mit einem Vorlaufvon einer Woche dem Energieversorger schriftlich mitzu-teilen. …..“

Diese Fahrplanklausel macht eine Prognose des Energie-bedarfs zwingend notwendig.

Neben der Prognoseerstellung muss der Verbraucher auchden sich hieraus ergebenden Fahrplan einhalten. Dieserfordert auf Verbraucherseite eine Funktionalität, die dasEinhalten des Fahrplans überwacht und bei Bedarf Lastenzu- und abschaltet bzw. regelt.

Der liberalisierte Energiemarkt basiert auf Prognosen. Hilftder Verbraucher dem Stromhändler mit belastbaren Prog-nosen, wird dies finanziell honoriert.

Energiefahrplan

Der Fahrplan ergibt sich aus der Wochenprognose undwird durch die tägliche Prognoseoptimierung ergänzt. Diehier beschriebenen Energiemengen werden vom Energie-lieferanten geordert und müssen bezahlt werden. DemFahrplan ist ein Toleranzband zugeordnet, innerhalb

dessen die Energielieferung zu fixen Preisen vorgenom-men wird. Wird dieses Toleranzband verlassen, entstehenbeim Mehrbedarf Energiekosten, die sich an denen desaktuellen Marktes orientieren. Minderverbrauch wird nichthonoriert.

Einhaltung der ¼-h-Fahrplanwerte

Durch Steuern und Regeln von definierten Lasten, Erzeu-gern oder Speichern innerhalb des ¼-Stunden-Zyklus wirdder aktuelle Bedarf so angepasst, dass der Wert aus demFahrplan eingehalten wird. Die Lasten, Erzeuger und Spei-cher sind in einer Prioritätenliste hinterlegt und werdenentsprechend aktiviert.

Die Lasten, Erzeuger und Speicher definieren sich durchihre mögliche variable Leistung, Grundlast, minimale undmaximale Einschaltzeit sowie durch ihre maximale Aus-schaltzeit.

Bild 5: Strombeschaffung des Verbrauchers

Kunde mit ¼ Stunden Vertrag

Fahrplan

Stromlieferant

Energieeinkauf

Prognose

Fahrplan

Prognoseoptimierung

Energieprognose

ZusammenhängeProduktion / Nutzungund EnergiebedarfsowieEigenerzeugungSpeicherverhalten

Transparenz

Steuern / regeln- Verbrauch- Erzeugung- Speicher

Fahrplanmanagement

smart meter

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Möglichkeiten der Einflussnahme auf die Prognose

Anhand des Beispiels eines Bürogebäudes werden diemöglichen Einflussmöglichkeiten beschrieben.

Die Prognose setzt sich aus den einzelnen Teilen des Be-darfs von Verbraucher, Speicher und Erzeugung zusam-men.

Jeder für sich erstellt autark seine eigenen Prognosen, dieaus deren Untergruppen bestehen. Nicht jede Untergruppeist regel- und steuerbar. Für die Optimierung sind nur diefrei verfügbaren Untergruppen von Interesse. Alle anderenUntergruppen bilden feste Lasten: positiv entspricht einerErzeugung, negativ entspricht einem Verbrauch. Durchdiese Sichtweise wird ein Optimierungsalgorithmus verein-facht.

PV-Anlagen können nicht zur Optimierung herangezogenwerden, da die Wetterprognose und der Tag-/Nacht-Zyklusdie Energieproduktion bestimmen. Ein Herunterregeln istjedoch bei einigen Anlagenausführungen möglich.

Kraft-Wärme-Kopplungs (KWK)-Anlagen und Geothermie-Anlagen sind wärmegeführt und somit nicht für die Opti-mierung von Interesse. Es sei denn, die Wärmeerzeugungkann zwischen Boiler und KWK/Geothermie verschobenwerden.

Generatoren ‒ z. B. Dieselaggregate die nicht als Kraft-Wärme-Kopplungs (KWK)-Anlagen betrieben werden ‒können, da sie keinerlei Restriktionen unterliegen, in dieOptimierung einbezogen werden.Minimale Einschaltzeiten, minimale Ausschaltzeiten, dieKosten für das Hoch- und Herunterfahren sowie die Kostenfür den Brennstoff wirken allerdings begrenzend.

Wärme-, Kälte- und Stromspeicher können für die Optimie-rung herangezogen werden. Sowohl deren Totzeiten alsauch Verluste aus der Speicherung müssen beachtet wer-den.

Klimaanlagen müssen dann die Wärme- und Kälteenergiebereitstellen, wenn die Umgebung es erfordert. Zur Opti-mierung kann die Verschiebung des Arbeitspunktes inner-halb der Komfortzone herangezogen werden.

Die Nutzung des Gebäudes kann nicht zur Optimierungherangezogen werden. Die Lasten müssen als gegebenangesehen werden. Typische Nutzungen im Büro sind PCs,Bildschirme, Drucker, Licht.

Generell müssen für eine belastbare Prognose die Zusam-menhänge zwischen Strom, Wärme und Kälte bekanntsein. Erst über deren Zusammenhänge kann eine (Be-triebskosten-) Optimierung erfolgen.

Für eine Optimierung/Änderung der Kurvenform der Prog-nose kann nur auf Speicher und Generatoren ohne KWK-Funktion zurückgegriffen werden.

Dies ist auch dann der Fall, wenn die Abhängigkeiten vonanderen Energiearten (Kälte, Wärme) mit einbezogenwerden.

AnmerkungWird über die Eigenerzeugung mehr Strom erzeugt als innerhalb der Anlage benötigt, erfolgt automatisch eine Rück-speisung ins Verteilnetz. Hat der Verteilnetzbetreiber bei der Netzführung Probleme, kann er die Rückspeisung verbieten.Liegt die Erzeugungskapazität oberhalb von 100 kW und wird rückgespeist, kann der Verteilnetzbetreiber diese Aggrega-te zur Netzregelung/Netzstützung heranziehen. Da sich somit die Einsatzbedingungen der Stromerzeuger gegenüber derPrognoseplanung ändern, ergibt sich auch eine Differenz zwischen Prognose und Ist-Bedarf. Wenn die Prognose nichtmehr eingehalten wird, muss der Verbraucher die sich daraus ergebenden Folgekosten beim Stromlieferanten selbsttragen.

Wirkungsgradoptimierungen an den einzelnen Aggregaten haben beim ersten Einsatz Einfluss auf die Energieprognose,in den Folgeprognosen wird diese Optimierung als normaler Bedarf angesehen. Die Prognosewerte stellen sich entspre-chend geringer dar.

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Bild 6: Einflüsse auf Prognosen

Kosten aus Verbrauchersicht

Die Liberalisierung des Strommarktes zwingt den Verbraucher, Verträge mit dem Stromlieferanten, dem Verteilnetzbet-reiber und dem Messstellenbetreiber einzugehen. Der Staat belegt dann diese Kosten mit seinen Steuern und Abgaben.

Kosten aus dem Stromliefervertrag vom Verbrau-cher an den Stromlieferanten

Der Strombezugsvertrag legt die verbrauchte Energiemen-ge zu Grunde. Durch Multiplikation mit dem Preis pro kWhergibt sich der Energiepreis.

Sind Lastprofile mit dem Stromlieferanten vereinbart,ergibt sich der Energiepreis aus der verbrauchten Strom-menge plus der Kosten aus der Nichteinhaltung der Kur-venform.

Kosten aus der Netznutzung vom Verbraucher anden Verteilnetzbetreiber

Das Netznutzungsentgelt ergibt sich aus der verbrauchtenEnergiemenge, die mit dem Preis pro kWh multipliziertwird.

Kosten aus dem Netzanschlussvertrag vom Ver-braucher an den Verteilnetzbetreiber

Das Netzanschlussentgelt ergibt sich aus dem maximalen¼ h-Peak innerhalb eines Kalenderjahres oder auch ausdem Mittelwert mehrerer Peaks (siehe Vertrag mit demVNB), jeweils multipliziert mit dem Leistungspreis in €/kW.

Steuern und Abgaben vom Verbraucher an denStaat bzw. die Kommune

Zu diesen Kosten kommen die Steuern und Abgaben hin-zu. Hierzu zählen:

Steuern und Abgaben vom Verbraucher an denStaat bzw. die Kommune

Zu diesen Kosten kommen die Steuern und Abgaben hin-zu. Hierzu zählen:

KonzessionsabgabeDie Konzessionsabgabe ist ein Entgelt, das an Gemeindengezahlt wird für die Einräumung von Wegerechten für z. B.Bau und Betrieb von Stromleitungen.

Stromsteuer (umgangssprachlich auch Ökosteuer genannt)Diese Steuer wird seit 1999 ursprünglich zur Förderungklimapolitischer Ziele erhoben. Tatsächlich fließen dieEinnahmen fast ausschließlich in die Rentenkasse.

KWK-UmlageDiese Umlage existiert seit dem Jahr 2000 und dient derFörderung der Stromerzeugung aus Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung.

EEG-UmlageDie Umlage dient der Förderung der Energieerzeugung auserneuerbaren Energien. Ökostrom wird den Produzentenzu den gesetzlich festgeschriebenen Preisen abgenom-men. Diese liegen über den Markttarifen. Die Differenzwird über die EEG-Umlage von den Verbrauchern bezahlt.

PV Generator Klimaanlage NutzungPC‘s,Kaf feeautomat,Steckdosen,etc.

wetter-abhängig

wärme-geführt

entladen

feststehenderBedarf

Wetter- undauslastungs-abhängig

Wärme Kälte Strom

frei verfügbarfür Optimierungen

Langzeitprognose (min Woche)Long Time

PrognoseänderungDay ahead

KWK Geo-thermie

freiverfügbar

Prognosemanagement

Erzeuger VerbraucherSpeicher

PrognosenEnergiefahrplan

laden

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§19 Umlage (Umlage nach §19 Abs. 2 Stromnetzentgelt-verordnung)Mit dieser "Sonderkunden-Umlage" von 2012 werdenentgangene Erlöse der Netzbetreiber für die Befreiung derGroßindustrie vom Netznutzungsentgelt an den Privatver-braucher umgelegt.

Offshore-Haftungsumlage (nach dem Energiewirtschafts-gesetz EnWG, Novelle 2012)Seit Januar 2013 ist die Offshore-Umlage ein Bestandteildes Strompreises. Mit ihr wird ein Großteil von Schadens-ersatzkosten, entstanden durch Verzögerungen oder Aus-fälle bei der Netzanbindung von Offshore-Windparks, auf

den privaten Endverbraucher umgelegt. Die Offshore-Umlage beträgt 0,25 ct/kWh.

Umsatzsteuer (Mehrwertsteuer)Die Umsatz-/Mehrwertsteuer wird mit 19 % vom Netto-strompreis (Summe aus den oben genannten Preisbe-standteilen) berechnet.

Beispielrechnung

Ein Bürogebäude hat einen Jahresenergiebedarf von19.890.722 kWh, eine Leistungsspitze von 5.994 kW undeine hieraus folgende Nutzungsdauer (Verhältnis zwischenJahresarbeit und maximaler Spitzenlast) von 3.318 Stun-den.

Kosten für Netzanschluss und NetznutzungBeim in diesem Beispiel beschriebenen Verteilnetzbetrei-ber wird der Verbraucher einerseits über seine Benut-zungsdauer in zwei Kategorien, andererseits über dieNetzanschlussebene (Entnahmenetzebene) unterschieden.

Jahresleistungspreissystem

Entnahmenetzebene

Benutzungsdauer

≤ 2.500 h/a **) > 2.500 h/a **)

Leistungspreis Arbeitspreis Leistungspreis Arbeitspreis

[€ pro kW/a] [ct pro kWh/a] [€ pro kW/a] [ct pro kWh/a]

Mittelspannung 2,70 4,80 117,84 0,19

Umspannung zur Niederspannung ‒ 7,76 193,90 ‒

Niederspannung 2,81 5,03 67,84 2,43

Bild 7: Teile des Leistungspreises

Bei der Übergabe auf der Mittelspannungsebene entste-hen Kosten für den Kunden/Verbraucher an den Verteil-netzbetreiber in Höhe von 744.175 €. Sie teilen sich in706.382 € für die Leistungsbereitstellung sowie 37.792 €für die Netznutzung auf.

Kosten für die StromlieferungBei einem Kilowattstundenpreis von 12 €Cent/kWh entste-hen Kosten in Höhe von 2.386.887 €.

SummeAuf Basis der Summe der Kosten für Stromlieferanten,Netznutzung und Netzanschluss in Höhe von 3.131.061 €werden die Steuern und Abgaben berechnet.

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Einflüsse dezentraler Energieerzeugungen

Durch den Staat werden sowohl die dezentrale wie dieregenerative Energieerzeugung gefördert.

Im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sind die Anschluss-und Abnahmeverpflichtung der Netzbetreiber zur Auf-nahme von Strom aus erneuerbaren Energien sowie festeVergütungssätze für den eingespeisten Strom gesetzlichfest verankert.

Unter das EEG fallen Photovoltaikanlagen (PV-Anlagen),Windkraftanlagen, Biogasanlagen, Blockheizkraftwerke mitregenerativem Primärenergieeinsatz. PV-Anlagen reichenvon kleinen Leistungen, die auf Einfamilienhäusern instal-liert sind und in das Niederspannungsnetz einspeisen bishin zu Solarparks mit einigen MW Erzeugungsleistung(z. B. Fläche von 20 Hektar mit maximaler Erzeugungsleis-tung von 11 MWp), die an die Mittelspannungsnetze an-geschlossen sind.

Windkraftanlagen besitzen vorwiegend größere Leistun-gen (ab 1 MW) und speisen direkt ins Mittelspannungsnetzein. Kleine Windkraftanlagen sind zurzeit so gut wie nichtinstalliert.

Biogasanlagen erzeugen aus tierischen Exkrementen (Gül-le, Mist) bzw. Energiepflanzen (Mais, Raps) Biogas, das insGasnetz eingespeist oder vor Ort mittels Blockheizkraft-werken in Strom und Wärme umgewandelt wird. Die elekt-rische Leistung von Biogasanlagen reicht von einigen10 kW bis hin zu Großanlagen mit 20 MW und mehr. ImSchnitt liegen die Biogasanlagen bei einer elektrischenLeistung von 700 kW. Entsprechend ihrer Leistung werdenBiogasanlagen an das Nieder- oder Mittelspannungsnetzangeschlossen.

Innerhalb der Verteilnetze führt die Einbindung der de-zentralen Energieerzeuger zu Problemen. Klassische Netzesind so ausgelegt, dass die Stromflussrichtung von denKraftwerken über die Übertragungs- und Verteilnetze zuden Verbrauchern voraussetzt. Nun kann es passieren,dass innerhalb eines Verteilnetzes mehr Strom erzeugtwird als die Summe aller Verbraucher ihn benötigt. Indiesem Fall speist das Verteilnetz in das Übertragungsnetzzurück. Die Einhaltung der Spannungsqualität nachEN 50160 wird dem Verteilnetzbetreiber zum Problem.

Exkurs:Der Spannungsfall an einer Leitung berechnet sich aus ∆U = R * I. Setzt man den Wert R (Widerstand der Leitung) alskonstant an, ist ∆U direkt abhängig vom Strom I. In einem fiktiven Beispiel soll an einem Netzpunkt x die feste Spannungvon Ux anstehen. Durchfließt der Strom I von diesem Punkt eine Leitung, ergibt sich die Spannung am Ende der Leitungdurch Ux - ∆U. Dreht sich die Stromrichtung um, der Stromfluss geht vom Ende der Leitung zum Netzpunkt x und soll dieSpannung am Netzpunkt x weiter Ux betragen, muss am Ende der Leitung die Spannung auf Ux + ∆U steigen.

Laut EN 50160 darf die Spannung innerhalb eines Verteilnetzes die Normspannung um ± 10 % schwanken(z. B. zwischen 440 V und 360 V).

Starke Stromschwankungen innerhalb der Leitung führen zu starken Spannungsschwankungen am Ende der Leitung.Ändert sich die Stromrichtung, verschärft sich dieses Problem.

Bild 8: Spannungsfall an Leitungen

Spannungsfall∆U = R*I

Vollversorgungaus Verteilnetz

Eigenerzeugunggrößer als Verbrauch

Span

nung

Leitungslänge

EnergieflussEnde der Leitung

Ux-10%

+10%

Versorgungaus Verteilnetzplus Eigenerzeugung

∆UUx

Span

nung

Leitungslänge


Ux-10%

+10%

∆UUx

Span

nung

Leitungslänge


Ux-10%

+10%

∆UUx

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Der Übertragungsnetzbetreiber muss laut Gesetz zusätzlichnoch für die Einhaltung der Normfrequenz von 50 Hz sor-gen. Die Frequenz ist vom Gleichgewicht der erzeugtenund verbrauchten Wirkleistung abhängig. Ist die erzeugteLeistung größer als die verbrauchte, steigt die Frequenz.Wird weniger Wirkleistung erzeugt als die verbrauchte,sinkt die Frequenz.

Da elektrische Leistung immer dann erzeugt werden muss,wenn sie verbraucht wird (das Netz kann keine Ener-gie/Leistung über eine Zeit speichern) ist der Abgleich vonErzeugung und Verbrauch mit einer kontinuierlichen Leis-tungsregelung zwingend notwendig. Der Übertragungs-netzbetreiber besitzt nur das Übertragungsnetz, die für dieRegelleistung notwendigen Kraftwerksleistungen sicherter sich über den Markt. Er kauft die Bereitstellung mögli-cher Regelleistung und die Regelleistung selbst ein. Es gibtsowohl positive als auch negative Regelleistung. Bei derpositiven Regelleistung wird bei Bedarf Leistung erzeugt,bei negativer Regelleistung wird Leistung vom Netz ge-nommen. Neben den Bereitstellungskosten fallen bei Inan-spruchnahme der Regelleistung noch die Kosten für dieerzeugte/verminderte Leistung an. Bei den Regelreservenwird zwischen Primär, Sekundär- und Tertiärreserve unter-schieden.

Die vertraglich ausgehandelte Primärleistung muss nach15 Sekunden zu 100 % verfügbar sein, die der Sekundär-reserve nach maximal 5 Minuten und der Tertiärreserve zu100 % nach 15 Minuten.

Alle Kraftwerke müssen 2 % ihrer momentan erzeugtenLeistung als Primärreserve vorhalten.

Um das Vorhalten von Regelreserven in einem erträgli-chen Rahmen zu halten, sind die Prognosen der Stromlie-feranten, Verteilnetzbetreiber und Übertragungsnetzbe-treiber zwingend notwendig. Da die Prognosen der Strom-lieferanten bei den Kraftwerken über Base-Load, Peak-Load, Off-Peak-Load und Stundenkontrakten abgesichertwurden, wird die Regelleistung nur für die Abweichungenvon den Prognosen notwendig.

Sowohl im TransmissionCode als auch im DistributionCodewird es den Netzbetreibern zur Schadensabwendunggestattet, direkt auf die Erzeuger ‒ PV-Anlagen > 30 kWund Stromerzeuger > 100 kW ‒ zuzugreifen und sie an derNetzregelung zu beteiligen. Die Netzregelung betrifft dieLeistungssteigerung, die Leistungsminimierung bis hin zurAbschaltung und die Erzeugung von Blindleistung. DesWeiteren wird auch geregelt, wie lange der Stromerzeugerbei einer Spannung unterhalb der Normspannung einspei-sen muss, bevor er sich vom Netz trennen darf.

Bild 9: Dezentrale Energieerzeugung im liberalisierten Energiemarkt

G

G

G

AmprionTennet

EnBW50HzRTZ

StadtwerkeÜberlandwerke ~ 1.000

Strombörse

Stromlieferant

Verbraucher

Kraftwerk

Verteilnetz

NetzeÜbertragungsnetz

regenerative / dezentrale ErzeugungWindparks, Photovoltaik –Anlagen,Windturbinen, Bio Gas Anlagen,Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen

Netzqualität

Netzqualität

Netzqualität

Netzqualität

Netzbetreiber kann bei Bedarf steuernd beider Anlage eingreifenP ↑↓ , Q ↑↓gilt für Anlagen > 100 kW

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Die erzeugte Energie aus regenerativen Energiequellenwird in eigenen Regelkreisen verwaltet und über die Börseam Markt angeboten. Wird an der Börse ein höherer oder

geringerer Preis erzielt als der in der Einspeisevergütungfestgelegte, wird die Differenz über die Netznutzung aufdie Netznutzer umgelegt.

Smart Grid / Micro Grid

Das Smart Grid sorgt für Stabilität im Netz. Es balanciertmit intelligenter Energieverteilung Stromerzeugung, Ver-brauch und Energiespeicher aus. Es ermöglicht zudem dieEinbindung von dezentralen Energieerzeugern in großemStil.

Weiterführende Informationen im Internet finden Siedurch Klick auf Intelligente Verteilung und Energiespei-cher.

Micro Grids sind in sich geschlossene, regionale Energie-systeme, in die sowohl dezentrale Energieerzeuger alsauch Verbraucher und wahlweise Speicher eingebundensind.

Weiterführende Informationen im Internet finden Sie durch Klick

auf Microgrids.

Smart Grid

Der Begriff Smart Grid (intelligentes Energieversorgungs-system) umfasst laut International Electrotechnical Com-mission (IEC)-Normung „ … die Vernetzung und Steuerungvon intelligenten Erzeugern, Speichern, Verbrauchern undNetzbetriebsmitteln in Energieübertragungs- und-verteilungsnetzen mit Hilfe von Informations- und Kom-munikationstechnik (IKT). Ziel ist auf Basis eines transpa-renten, energie- und kosteneffizienten sowie sicheren undzuverlässigen Systembetriebs die nachhaltige und umwelt-verträgliche Sicherstellung der Energieversorgung.“

In Deutschland ist weiterhin das Gesetz über die Elektrizi-täts- und Gasversorgung (EnWG Energiewirtschaftsgesetz)bindend. Es beinhaltet die Umsetzung und Durchführung

des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet derleitungsgebundenen Energieversorgung.Basierend auf der Liberalisierung des Strommarktes um-fasst das Smart Grid die Kraftwerke, Verteilnetze undÜbertragungsnetze mit ihren dezentralen Stromerzeugern,die Stromlieferanten sowie den Verbraucher, solange eraus dem Verteilnetz Strom bezieht. Stellt der Verbraucherselbst Strom her, mutiert er zu einem Micro Grid. Ob er nurStrom für den Eigenverbrauch erzeugt oder Strom in dasVerteilnetz temporär oder kontinuierlich zurückspeist, istfür den Gedanken des Micro Grids unerheblich. Ein Insel-netzbetrieb ‒ mit offener Kupplung zum Verteilnetz ‒ istinnerhalb der EU nicht üblich bzw. als Ziel beschrieben.

Exkurs:Innerhalb eines Inselnetzes mit offener Kupplung zum Netz ist der Netzbetreiber (in diesem Fall der Verbraucher) für dieEinhaltung der EN 50160 zuständig.

Die erzeugte Leistung in einem Inselnetzes liegt weit unter der eines Verteilnetzes, und erst recht unter der eines Über-tragungsnetzes. Änderungen im Leistungsverbrauch schlagen entsprechend schnell in der Netzfrequenz durch, da dieErzeugung in ihrer Regelung wesentlich träger reagiert. Nach der Trennung vom Verteilnetz läuft die Frequenz innerhalbdes Inselnetzes nicht mehr synchron zum Verteilnetz. Auch die Spannung ist nach der Trennung vom Netz nicht mehrsynchron zum Verteilnetz.

Soll das Inselnetz wieder an das Verteilnetz gekoppelt werden, müssen die Spannung, Frequenz und Phasenlage über-einstimmen. Stimmen nicht alle drei Faktoren in einem Toleranzband überein, ist eine Kopplung nicht möglich.

Da das Verteilnetz die führende Größe darstellt, muss sich das Inselnetz durch Regelungen entsprechend anpassen. ZumZeitpunkt der Kopplung muss die im Inselnetz benötigte Leistung aus der Eigenerzeugung selbst generiert werden.

Diese Mechanismen lassen sich anhand zweier mechanischer Systeme erklären:Soll ein Kraftschluss zwischen zwei mechanischen Wellen erfolgen, ist deren Drehzahl und deren Position der Zahnräderanzugleichen. Erst wenn beide Parameter übereinstimmen, kann ein Kraftschluss erfolgen. Übertragen auf die Elektro-technik heißt dies, die Frequenz entspricht der Drehzahl, und die Spannung entspricht der Position der Zahnräder.

Innerhalb der Elektrotechnik muss allerdings auch noch die Phasenlage übereinstimmen. Im mechanischen Modell wür-de dies heißen, es gibt nur einen Zahn, der in eine definierte Zahnlücke greifen muss.

Das Schwierige bei der Synchronisation ist der Kraftschluss bei laufender Bewegung beider Systeme.

http://w3.siemens.com/smartgrid/global/de/produkte-systeme-loesungen/grid-applications/microgrids/pages/default.aspx

http://www.siemens.de/energiewende-deutschland/intelligente-verteilung-und-energiespeicher.html?stc=deccc020226

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Bild 10: Synchronisierung zweier mechanischer Systeme

Wird ein Micro Grid mit Netzkopplung betrieben, ent-spricht die Frequenz und Phasenlage im Micro Grid der desSmart Grids. Unterschiedliche Spannungen an der Schnitt-stelle werden aus der Smart Grid-Seite synchronisiert.

Wird innerhalb des Micro Grids so viel Leistung erzeugt,wie innerhalb des Micro Grids verbraucht wird, entstehtkein Stromfluss zwischen Smart und Micro Grid.

Kurzzeitige Differenzen innerhalb des Micro Grids zwi-schen Erzeugung und Verbrauch werden durch das SmartGrid ausgeglichen, sie haben keine Auswirkungen auf dieSpannung und Frequenz innerhalb des Micro Grids.

Micro Grid

Ein Micro Grid zeichnet sich dadurch aus, dass es innerhalbseines Gebietes nicht nur Verbraucher, sondern auch Ener-gieerzeuger gibt. Da es sich bei einem Micro Grid immerum ein überschaubares Gebiet handelt, bieten Verbund-systeme (Kraft-Wärme-Kopplung) sowie Speicher aus Effi-zienzgesichtspunkten viele Vorteile. Bei Verbundsystemensind allerdings die Abhängigkeiten der verschiedenenEnergiearten untereinander nicht zu vernachlässigen. BeiKraft-Wärme-Kopplungsanlagen werden beispielsweiseaus der Primärenergie ungefähr 40 % Strom und 60 %Wärme erzeugt. Zusätzlich ist hier noch zu beachten, dassWärmesysteme wärmegeführt (Wärmebereitstellung hatVorrang) gefahren werden. Der erzeugte Strom ist ausdieser Sicht “Abfall“. Im Weiteren ist der Wärmebedarfsaisonal vom Wetter abhängig.

Bei Speichern ist immer der Wirkungsgrad mit zu betrach-ten. Ein Lithiumspeicher als Beispiel für Stromspeicher hateinen Wirkungsgrad von ~ 86 % (Entnahme aus dem Netzbis zur Rückspeisung ins Netz). Bei Wärme- und Kältespei-chern ist der Wirkungsgrad von der Lagerzeit abhängig. Jelänger die Energie gespeichert wird, desto schlechter istder Wirkungsgrad.

Solarzellen erzeugen Witterungs- und tageszeitabhängigthermische bzw. elektrische Energie.

Wärmepumpen benötigen für die Wärmeherstellung elekt-rische Energie. Der Wärmehaushalt ist wärmegeführt, derelektrische Energiebedarf richtet sich somit nach demWärmebedarf.

Kompressoren zur Kälteerzeugung sind kältegeführt, folg-lich richtet sich der elektrische Energiebedarf nach demKältebedarf.

Windkraftanlagen sind überwiegend in eine Leistungsklas-se ab 1 MW angesiedelt. In Zukunft werden sich allerdingsauch kleinere Einheiten auf dem Markt etablieren, diedann für ein Micro Grid von Interesse sein werden. Gene-rell sind Windkraftanlagen wetterabhängig.

In vielen Fällen besteht neben dem Anschluss des MicroGrids an das Smart Grid auch noch ein Anschluss an einFernwärmenetz.

Drehzahl = Frequenz GridDrehzahl = Frequenz Micro Gridn1 = fMicro Grid n2 = fGrid

Position Micro Grid

n2n1

Position Grid

n1 = n2

Position Micro Grid = Position Grid

nach Synchronisation

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Bild 11: Abhängigkeiten verschiedener Energiearten innerhalb eines Micro Grids

Eine geordnete Fahrweise, oder gar eine optimierte Fahr-weise, ist ohne Prognosen des Energiebedarfs auf derVerbraucherseite nicht umsetzbar.

Prognosen entwickeln sich hier zum Kernstück der Opti-mierung. Erst wenn der Bedarf bekannt ist, können Ener-gieerzeuger bzw. Energiewandlungen und der Bezug ausdem Smart Grid geplant und in der Folge optimal einge-setzt werden.

Bei der Optimierung werden neben dem Energiedarf auchdie Erstehungskosten für Strom, Fernwärme und Primär-energie eine tragende Rolle spielen. Im Vordergrund stehtdie Versorgungssicherheit. Basierend hierauf müssen dieGesamtkosten optimiert werden.

Dies führt dann zu höheren Anforderungen an die Opti-mierung, wenn die Preise sich innerhalb kurzer Zeitenändern können. Innerhalb der Smart Grid-Philosophie istauch daran gedacht, die Preise für die elektrische Energiean deren Verfügbarkeit zu koppeln. Ist sehr viel Energie imSmart Grid verfügbar, ergeben sich geringe Preise.Schwindet die Verfügbarkeit elektrischer Energie, steigendie Preise.

Aus Kostengesichtspunkten kann der Energiebezug ausdem Smart Grid preiswerter als bei der Eigenerzeugungausfallen. Im umgekehrten Fall, die Energie im Smart Gridist sehr teuer, kann es sinnvoll sein, Energie in das SmartGrid einzuspeisen. Dieser Mehrbezug bzw. die Rückspei-sung basieren immer auf der Micro Grid-Prognose. DiesePrognosen besitzen eine Granularität von 15 Minuten. DieOptimierung muss folglich in der Lage sein, mindestensalle 15 Minuten das Gesamtsystem von Bezug, Eigener-zeugung und Verbrauch durchzurechnen.

Soll das Micro Grid als Inselnetz ‒ ohne Kopplung zumSmart Grid ‒ betrieben werden, sind die Anforderungen anden Optimierer wesentlich anspruchsvoller. Gerade diewitterungsabhängigen Energieerzeuger wie Windkraft undPhotovoltaikanlagen neigen sehr stark zu Erzeugungs-schwankungen (durch Wolkendurchzug, Flauten, Stark-wind). Auch der saisonale Kälte- und Wärmebedarf schlägtauf die Stromerzeugung bzw. auf den Strombedarf durch.

Strom

WärmePrimärenergie

Energie-versorger

EigenerzeugungEnergiewandlung

kWh

CO2

GeothermieWärmepumpe

Kesselfossil

regenerativ

KWKfossil

regenerativ

Solarthermisch, Photovoltaik

Emission CO2

Speicher

KälteStrom Wärme

Absorber Kompressor

Wind

kWh

CO2

EnergieanwendungVerbraucher

Speicher

BiomasseBiogas

qm

CO2

qm

CO2

Strom-bezug Gas, Öl, Kohle

Fern-wärme

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Optimierungsmöglichkeiten

Optimierungsmöglichkeiten werden in den meisten Fällenunter Kostengesichtspunkten gesehen. Es können aberauch andere Ziele, wie zum Beispiel eine CO2-Emissions-minderung z. B. durch Nutzung vorwiegend regenerativerEnergiequellen, im Vordergrund stehen.

Der Verbraucher hat innerhalb des liberalisierten Strom-marktes die Möglichkeit, unter verschiedenen Stromanbie-tern und Messstellenbetreibern zu wählen. Bei der Netz-nutzung und dem Netzanschluss ist er auf seinen örtlichenVerteilnetzbetreiber angewiesen. Durch Verhandlungenergeben sich hier Spielräume, die zu nutzen sind.

Ist ein Smart Grid Realität, erweitern sich die Möglichkei-ten. Die Nutzung von Überkapazitäten bei der Erzeugungbzw. eigene Einschränkungen bei Kapazitätsengpässenermöglicht eine weitere Optimierung.

Ein Micro Grid verfolgt das Ziel der Versorgung aus eige-nen Ressourcen. Eine Optimierung wird dies in den Vor-dergrund stellen, wobei die Kostenoptimierung auch wei-terhin Priorität genießt.

Optimierung im liberalisierten Strommarkt

Im liberalisierten Energiemarkt besteht der Strompreis ausder leistungsorientierten und der energiebezogenen Kom-ponente.

Die leistungsorientierte Komponente richtet sich nach demhöchsten ¼-h-Wert innerhalb eines Kalenderjahres. DurchSenkung dieser maximalen Leistung (Peak-Leistung) ergibtsich ein Kostenvorteil. Um dieses Potenzial zu nutzen, wirdnormalerweise ein Lastmanagement installiert. Diesesdeckelt die maximal erlaubte Leistung durch Ausschalten/Herunterregeln von Aggregaten bzw. Einschalten/ Herauf-regeln von Erzeugungsleistung. Ein Lastmanagementmuss kontinuierlich betrieben werden.

Die energiebezogene Komponente kann durch Energieein-sparungsmaßnahmen genutzt werden. Hierunter verstehtman wirkungsgradoptimierte Antriebe, regelbare Antriebe,Antriebe mit Energierückspeisung aber auch eine Optimie-rung innerhalb der Automatisierungssoftware, die nurdann die Aggregate betreiben, wenn sie

für den Prozess benötigt werden. In Summe werden hierVerbesserungen bei Verfahren, Aggregaten und Kompo-nenten verstanden. Eine Wirkungsgradoptimierung ist inder Regel eine einmalige bzw. zyklische Leistung. Inner-halb der ISO 50001 nimmt genau dieser Teil eine tragendeRolle ein.

Durch Auswahl eines geeigneten Stromlieferanten kannder Preis je gelieferter Kilowattstunde gesenkt werden.

Die Preise mit dem Verteilnetzbetreiber sind in denmeisten Fällen festgeschrieben und nicht verhandelbar.

Steuern und Abgaben sind gesetzlich festgelegt und nichtverhandelbar.

Transparenz der Stromflüsse

Die Grundlage jeder Optimierung ist die Transparenz; erstwenn die Stromflüsse innerhalb der Energieverteilungbekannt und transparent dargestellt sind, kann mit diesemWissen die Optimierung einsetzen.

Die übertragene Energie der Einspeisung wird vomMessstellenbetreiber in ¼-Stunden-Werten gemessen. Diesgilt nicht nur für die bezogene Energie aus dem Verteil-netz, sondern auch für die ins Verteilnetz rückgespeisteEnergiemenge. Die erhobenen Messwerte stehen demVerbraucher als Datensatz zur Verfügung. Ein Lastmana-gement auf Verbraucherseite wird normalerweise vomZähler des Messstellenbetreibers mittels einer S0-Schnittstelle (Impulsschnittstelle) versorgt. Diese Schnitt-stelle gibt immer dann einen definierten Impuls ab, wenndie eingestellte Energiemenge pro Impuls erreicht wurde.Aus der Addition der Impulse über die Zeit erfasst dasLastmanagementsystem die Energiemenge, durch Hoch-rechnung auf das ¼-Stunden-Ende werden definierte vari-able Lasten gezielt geschaltet, so dass der eingestelltemaximale Bezugsleistungswert nicht überschritten wird.

Auf der Ebene der Transformatoren ist neben der Span-nung U, der Strom I, die Scheinleistung S und der Leis-tungsfaktor aller drei Phasen zu messen. Über die Span-nungsmessung wird die Einhaltung der Normspannung Un

± 10 % dokumentiert. Da in der Verteilungsprojektierungder maximale Spannungsfall mit in die Berechnung einge-gangen ist, braucht die Spannung im weiteren Verlaufnicht mehr gemessen werden. Da der Spannungsfall sichauf den größten Strom innerhalb der Leitung bezieht,dieser während des Betriebs der Anlage aber maximalerreicht wird, liegt der Spannungsfall maximal beim vor-gegebenen Planungswert, normalerweise immer unter-halb dessen. Aus der Messung der Scheinleistung S ergibtsich die Auslastung des Transformators. ElektronischeVerbraucher erzeugen mehr oder weniger Oberschwin-gungen, die in der Einspeisung einen Wert von 8 % nichtüberschreiten dürfen. Der THD-Anteil stellt die Summealler Oberschwingungen an diesem Messpunkt dar. DieProjektierung der Energieverteilung erfolgt nach den zuführenden Strömen, die Messung der Ströme zeigt somitdie Auslastung der Verteilung an. Große Verbraucher sind

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Abgänge der Verteilung. Zusätzlich zur Strommessung istes sinnvoll, den Leistungsfaktor / cosφ für die Bewertungdes Blindanteils messtechnisch zu erfassen. Antriebe wer-den über Abgänge der Verteilung versorgt und sind ent-sprechend messtechnisch zu behandeln. Antriebe definie-ren sich durch deren Wirkleistung, für die Dokumentationist deren aufgenommene Wirkleistung P zu erfassen. Füruntervermietete Flächen wird die hierauf verbrauchteEnergie vom Vermieter in Rechnung gestellt.

Basis dieser Rechnung ist die Erfassung der verbrauchtenEnergie W. Erfolgt die Verrechnung nur intern über Kos-tenstellen, ist ein nicht zertifizierter Zähler ausreichend,für eine Rechnungslegung ist zwingend ein MID- (Measu-rement Instruments Directive) zertifizierter Zähler einzu-setzen.

Exkurs:Die MID-Zertifizierung gilt nur für das erste Mal, bei dem der Zähler auf den Markt gebracht wird. Die Vorgaben für denNachweis der Genauigkeit innerhalb des Life-Cycle-Zyklus sind hiervon nicht betroffen. Elektronische Zähler müssennach acht Betriebsjahren die Genauigkeit durch eine erneute Zertifizierung nachweisen.

Generatoreinspeisungen sind vergleichbar mit Transfor-matoreinspeisungen. Das Messen der Spannung U ist dannwichtig, wenn der Generator als Netzersatz eingesetztwerden soll.

Der Strom I, die Wirkleistung P und der Leistungsfaktor/cosφ dokumentieren die Auslastung/Fahrweise über dieZeit, die Energiemessung W die erzeugte Energiemenge.

Bild 12: Empfohlene Messungen

Der durchschnittliche Strompreis (DSP)

Betriebsintern als Basis einer Kostenstellenzuordnung,wird der Strompreis normalerweise nur aus dem Stromlie-fervertrag, der Netznutzung und des Netzanschlussesberechnet; Steuern und Abgaben bleiben unberücksich-tigt. Der durchschnittliche Strompreis [€/kWh] wird in derRegel monatlich aktualisiert. Der durchschnittliche Strom-preis (DSP) berechnet sich aus der Summe, der Stromliefe-rung, der Netznutzung und des Netzanschlusses dividiertdurch die gelieferte Strommenge.

DSP [€/kWh] = (Stromlieferung [€] + Netznutzung [€] +Netzanschluss [€]) / Strommenge [kWh]

Bei der Darstellung des Verhaltens des DSPs in Abhängig-keit von der Nutzungsdauer (Peak-Leistung/Arbeit) erge-ben sich unterschiedliche Optimierungsmöglichkeiten

durch die Varianzen von Verbrauch und Leistungsspitze.Letztlich resultiert in der grafischen Darstellung ein „Opti-mierungsfenster“, das durch folgende Eckpunkte definiertwird:

Aktueller durchschnittlicher Strompreis

Mögliche Energieeinsparung unter Beibehaltung dermaximalen Bezugsleistung

Mögliche Bezugsleistungseinsparung unter Beibehal-tung der verbrauchten Energiemenge

Möglicher neuer Strompreis bei den oben genanntenEnergieeinsparungen

Möglicher neue Netzanschlusspreis bei den obengenannten Bezugsleistungseinsparungen

Empfohlene Messungen

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Zu beachten ist, dass im „Optimierungsfenster“ nicht dieabsoluten Stromkosten abzulesen sind, sondern der durch-schnittliche Strompreis je verbrauchter Kilowattstunde

Energie. Die Stromkosten werden gemeinsam mit demEnergieverbrauch und der zugehörigen Leistung in dendarüber abgebildeten Reitern dargestellt.

Bild 13: Auswirkungen von Einsparmaßnahmen auf den durchschnittlichen Strompreis (DSP)

Für einen Energieeinkauf wird der Prognose des Energie-verbrauchs in Zukunft ein immer größeres Gewicht zu-kommen. Die Wochenprognose ist in ¼-h-Rastern für eineWoche im Voraus (Donnerstag für die Folgewoche vonSonntag 00:15 bis Samstag 24:00) zu erstellen. In derTagesprognose ist in ¼-h-Rastern für den Folgetag (00:15bis 24:00) die Abweichung von der Wochenprognose zubeschreiben. Anhand dieser Prognosen wird die prognosti-zierte Energie vom Stromlieferanten bereitgestellt. Abwei-chungen von diesen Prognosen führen zu Mehrkosten.

Ohne eine Transparenz der Energieflüsse ist eine belastba-re Prognose nicht möglich. Allein für eine Transparenz isteine entsprechende Messtechnik zu installieren, derenAnalysen durchzuführen sowie Regelungs-/Steuerungs-möglichkeiten von ihrem Leistungsvermögen und derzeitlichen Varianz zu erarbeiten.

Smart Grid

Ist ein Verbraucher Teilnehmer am Smart Grid ‒ er beziehtEnergie und speist nicht zurück ‒ werden Prognosen zumStandardwerkzeug. Auf Verbraucher ohne Prognosenkommen höhere Stromkosten zu.

Zur Einhaltung der Prognosen muss seitens des Verbrau-chers ein Managementsystem installiert werden, das denIst-Bedarf mit dem prognostizierten Bedarf in Einklangbringt. Dieses Prognosemanagement agiert innerhalb des¼-Stunden-Zyklus und regelt/steuert innerhalb der Ver-braucherseite den Energieverbrauch auf den prognostizier-ten Wert.

Innerhalb des Smart Grids können leistungsseitige Über-oder Unterkapazitäten auftreten, die dann über entspre-chende Preissignale an die Verbraucher angeboten wer-den. Der Verbraucher kann jetzt entscheiden, in wieweit erdas Angebot mit welcher Leistung annimmt. Er kann Über-schussenergie aus dem Netz zusätzlich zum prognostizier-ten Wert beziehen oder bei einem Leistungsmangel imSmart Grid auf einen Teil seiner prognostizierten Leistungverzichten. Das Prognosemanagement hat dann in Folgeden entsprechend sich ergebenden neuen Energiever-brauch einzuhalten.

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Smart Grid




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Smart Grid




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Spätestens wenn der Verbraucher am Smart Grid teilhabenmöchte, ist die Erstellung einer belastbaren Prognose undderen Einhaltung Pflicht.

Die Kommunikationsmechanismen zwischen Smart Gridund Verbraucher sind zurzeit nicht standardisiert, dieNormengremien arbeiten an diesen Themen.

Micro Grid

Baut der Verbraucher ein Micro Grid innerhalb seines Be-reiches auf, steht die Eigenversorgung im Vordergrund.Die Schnittstelle zum Smart Grid - Prognosen, Nutzungvon Über- und Unterkapazitäten innerhalb des Smart Grids- bleibt aber weiterhin erhalten. Die Optimierung erfolgtin der Regel unter Kostengesichtspunkten.

Bei einer Micro Grid-Optimierung sind alle Energiearten zubetrachten und untereinander abzustimmen. Es sind folg-lich neben den elektrischen Prognosen auch Prognosen fürKälte sowie Wärme zu erstellen. Um die regenerativenEnergieerzeuger wie Windkraft, Solarthermie und Photo-voltaik zu prognostizieren, ist die Einbindung von Wetter-prognosen notwendig. Entsprechende Kommunikations-mechanismen zu Wetterportalen sind aufzubauen.

Aufbauend auf den Verbrauchsprognosen und den Erzeu-gungsprognosen entstehen die Bezugsprognosen. Überdie Funktionen der Querverbundoptimierung werden alle

Aggregate, die aus einer Primärenergie mehrere Energiear-ten erzeugen (z. B. Kraft-Wärme-Kopplung) auf ein Ge-samtoptimum geregelt. Erzeugt beispielsweise eine Kraft-Wärme-Kopplung aus Gas sowohl Wärme als auch Strom,gehen die Kosten der Wärme und des Stromes in die Ge-samtkostenbetrachtung ein. Außerdem sind die Kosten ausdem Gasbezugsvertrag ein weiteres Optimierungskriteri-um; die Liberalisierung des Gasmarktes funktioniert wiedie des Strommarktes, jedoch in Stundenzyklen.

Die elektrische Energieverteilung in der Feldebene mit denSchaltmöglichkeiten und Schutzkonzepten ist Grundlageund bietet die Informationen für Funktionen, die sich ausder Liberalisierung des Strommarktes, dem Smart Grid unddem Micro Grid ergeben. Die Funktionen sind Software-funktionen, die auf den Messungen der Feldebene basie-ren. Die Funktionen sind aufbauend dargestellt, SmartGrid beinhaltet die Funktionen der Liberalisierung, MicroGrid die des Smart Grids.

Bild 14: Aufbauende Funktionen von der Feldebene bis zum Micro Grid

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Micro Grid







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Micro Grid







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Grafische Darstellungen von Messwertreihen

In einem Energiemanagementsystem bilden die Messwer-te als Zahlenreihen die Grundlage für die verschiedenengrafischen Darstellungen. In der Regel kann der Nutzererst durch die Analyse der grafischen Darstellungen von

Messwertreihen das Verhalten einzelner Komponentenund die Zusammenhänge zwischen Nutzung und entspre-chendem Energiebedarf erkennen.

Exkurs:Durch den Zeitbezug können Leistung und Energieverbrauch bei einer Mittelwertbestimmung im 15-Minuten-Intervallwechselseitig voneinander abgeleitet werden.

Messung: Mittlere Wirkleistung P in kWh im 15-Minuten-Intervall mittlerer Energieverbrauch E = P * 0,25 h

Messung: Mittlerer Energieverbrauch E in kWh im 15-Minuten-Intervall mittlere Wirkleistung P = E / 0,25 h

GanglinienGanglinien sind die grafische Darstellung von Messwertenin ihrer zeitlichen Reihenfolge. Auf der x-Achse wird dieZeit, auf der y-Achse werden die Messwerte aufgetragen.Eine Jahresganglinie beginnt mit dem Messwert des erstenTages des Jahres um 0.15 Uhr und endet mit dem Wert fürden letzten Tag des betrachteten Jahres um 24.00 Uhr.Aufgetragen werden die Mittelwerte im 15-Minuten-Raster, beginnend mit der vollen Stunde. Für Leistungs-ganglinien wird die mittlere Leistung eines 15-Minuten-Intervalls über dem zugehörigen Zeitraum aufgetragen.Typische Auswertungen, die eine Gangliniendarstellungermöglicht, sind:

Wann wurden hohe Bezugsleistungen benötigt?

Zeigt sich ein typisches Verhalten des Energiever-brauchs (z. B. ein typisches Zeit-Leistungs-Muster)?

Gibt es zeitliche Zusammenhänge mit starken Ände-rungen bei den Leistungsmesswerten?

Wie hoch ist die Grundlast?

Zu beachten ist, dass bei einer Mischnutzung innerhalbder Infrastruktur die spezifischen Ganglinien für die unter-schiedlichen Applikationen ausgewertet werden sollten.Solche Auswertungen können den Mietern und Nutzernals Dienstleistung angeboten werden. Je nach Auflösungder zeitlichen Achse werden dabei immer spezifischereAussagen möglich, beispielsweise zum Verhalten bei Son-dersituationen oder Trendaussagen.

Die Auswertung von Jahresganglinien ist geeignet einenÜberblick zu erzeugen über:

Lastverhalten

Kontinuität über Monate

Stromspitzen zu einzelnen Zeitpunkten im Jahr

Saisonale Schwankungen

Betriebsferien und weitere Betriebsbesonderheiten

Mindestleistungsanforderungen als Leistungssockel

Bild 15: Jahresganglinie

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Lastverhalten







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Lastverhalten







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Die grafische Darstellung einer Monatsganglinie kann zurVerdeutlichung eines möglicherweise typischen Verhaltensgenutzt werden:

Ähnlichkeit des Leistungsbezugs

Kontinuität an den Wochenenden

Leistungsbezug in den Nächten

Grundlast

Feiertage/Brückentage/Wochenenden und weitereBetriebsschließungstage

Bild 16: Monatsganglinie

Hierbei werden tagesspezifische Unterschiede deutlich:

Tagesbedarf

Tagesschwankungen

Typisches Schichtverhalten

Bedarfsspitzen

Bild 17: Wochenganglinie

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Grundlast




Tagesbedarf

Tagesschwankungen


Bedarfsspitzen


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Grundlast




Tagesbedarf

Tagesschwankungen


Bedarfsspitzen


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Bei den Tagesganglinien werden einzelne 15-Minuten-Intervalle aufgetragen, damit zum Beispiel folgende Zeit-punkte erkennbar werden:

Genaue Darstellung des Tagesbedarfs und Änderungs-zeitpunkte

Pausen

Schichtwechsel

Bild 18: Tagesganglinie

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Pausen

Schichtwechsel


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Pausen

Schichtwechsel


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Auswertungsprofile

Zur Verdeutlichung von Zusammenhängen, charakteristi-schen Leistungswerten und Verhältnissen durch Grafikenwerden die Messwerte in unterschiedlichen Auswertungs-profilen verarbeitet, zum Beispiel:

Belastungsprofil

Häufigkeitsverteilung

Maxima-Auswertung

Belastungsprofil

Beim Belastungsprofil werden auf der x-Achse die Leis-tungswerte angezeigt, auf der y-Achse wird die Anzahl derStunden aufgetragen, an denen der jeweilige Leistungs-wert gemessen worden ist. Das Leistungsprofil, basierendauf den 15-Minuten-Leistungsmesswerten, beginnt mitder Grundlast und endet mit der maximalen bezogenenLeistung. Durch das Belastungsprofil können Leistungs-schwerpunkte identifiziert werden, also die meistgeforder-ten Leistungswerte einer Anlage oder eines Systems.

Das Profil der Lastverteilung ist wichtig für Wirkungsgrad-betrachtungen und kann damit Rückschlüsse auf die Ener-gieeffizienz ermöglichen:

Geräteauslegungen (z. B. Transformatoren)

Verlustbetrachtungen (Lebenszykluskosten)

Bild 19: Belastungsprofil

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Auswertungsprofile


Belastungsprofil


Maxima-Auswertung

Belastungsprofil






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Auswertungsprofile


Belastungsprofil


Maxima-Auswertung

Belastungsprofil






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Die Häufigkeitsverteilung ist eine statistische Ergänzungdes Belastungsprofils durch die Darstellung kumulierterWerte. Bei der Häufigkeitsverteilung wird auf der x-Achsedie Anzahl der Stunden aufgetragen, auf der y-Achse dieLeistung, die für die jeweilige Stundenzahl benötigt wur-de. Da die Stundenzahl ansteigend aufgetragen wird,beginnt die Kurve der Häufigkeitsverteilung mit der maxi-malen bezogenen Leistung und endet mit der Grundlast.Die Häufigkeitsverteilung lässt Rückschlüsse auf die Konti-nuität des Bezuges zu. Insbesondere die Abweichungenvom mittleren Kurvenverlauf lassen derartige Rückschlüssezu.

Typische Auswertungen, die sich durch Häufigkeitsvertei-lungen realisieren lassen, sind:

Ausprägung der Lastspitzen

Abnahmekontinuität

Schichtmodell

Grundlast

Bild 20: Häufigkeitsverteilung

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Abnahmekontinuität

Schichtmodell

Grundlast


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Abnahmekontinuität

Schichtmodell

Grundlast


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Maxima-Auswertung

Bei der Maxima-Darstellung werden die größten Leis-tungsmesswerte mit zugehörigem Datum und Uhrzeit ineiner absteigenden Rangfolge aufgetragen. Häufig werdenzwei Hilfslinien eingezeichnet, um eine Spitzenlastminde-rung um 5 % beziehungsweise 10 % kenntlich zu machen.Bei der Maxima-Darstellung der Leistung wird deutlich, inwie vielen 15-Minuten-Intervallen ein Lastmanagement

mit welchen Leistungsreduzierungen hätte eingreifenmüssen, um einen angenommenen Spitzenwert nicht zuüberschreiten. Varianten der Maxima-Darstellung bildendie tageszeitspezifische Verteilung von Leistungsspitzenab oder zeigen die Monatsmaxima auf, um Ansatzpunktefür ein Lastmanagement oder für eine geänderte Betriebs-führung identifizieren zu können.

Bild 21: Maxima-Auswertung

Kennwerte

Kennwerte sollen einen Überblick geben und Vergleicheermöglichen. Typische Kennwerte werden als monats-beziehungsweise jahresbezogene Summen-, Maximal-,Mittel- und/oder Minimalwerte ausgewertet. Sie könnendie Ansatzpunkte für ein Energiemanagement sein, da siezum Beispiel die Spreizungen der zeitabhängig benötigtenLeistung deutlich machen.

Charakteristische Größen sind:

Arbeit (wichtig für Arbeitspreis)

Leistungshöchstwert (wichtig für Leistungspreis)

Nutzungsdauer (wichtig für Preise)

Volllaststunden

Gleichzeitigkeitsfaktor

Einheitsspezifische Energiewerte wie zum BeispielSchichtwerte, Stückwerte,

zeitspezifische Arbeitswerte

Maximal-, Mittel- und Minimalwerte von Strom, Span-nung, Leistungsfaktor, Leistung.

Januar 2010 Februar 2010 ... November 2010 Dezember 2010 Jahr 2010

Bezugsleistung

- max. 3.360 kW 3.384 kW … 3.480 kW 3.504 kW 3.840 kW

- mittel 1.514 kW 1.723 kW … 1.994 kW 1.693 kW 1.832 kW

- min 408 kW 552 kW … 648 kW 600 kW 0 kW

Arbeit 1.126.149 kWh 1.157.922 kWh … 1.435.740 kWh 1.259.722 kWh

kumuliert 1.126.149 kWh 2.284.071 kWh … 14.788.202 kWh 16.047.924 kWh 16.047.924 kWh

Peak (Load)-Anteil 2,22 1,96 … 1,75 2,07 2,10

Nutzungsdauer

- in Stunden 335 h 342 h … 413 h 360 h 4.179 h

- % vom Monat 45 % 51 % … 57 % 48 % 48 %

CO2 foot print

600 g CO2/kWh 676 t CO2 695 t CO2 … 861 t CO2 756 t CO2 9.629 t CO2

Tage

gesamt 31 28 … 30 31 365

Tage Mo. - Fr. 21 20 … 22 23 261

Bild 22: Kennwerte

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Hinweis:Solche direkt ausgewiesenen Kennwerte können die Basis für weitere Analysen sein, die zur Gebäudebeschreibung(Energie pro Nutzfläche, Energiebedarf bezogen auf den Kältebedarf, umgebungsspezifische Abhängigkeiten vonExtremwerten usw.) genutzt werden können. Näheres zu Kennwerten, Datenauswertungen und -interpretationen wirdin dem Buch von Manfred Weiß: "Datenauswertung von Energiemanagementsystemen" (ISBN 978-3-89578-347-0) be-schrieben.

Prognosen

Die Prognose des elektrischen Energiebedarfs ist für dieTeilnehmer des Smart Grids in Zukunft zwingend notwen-dig. Die Realisierung bedarf allerdings größerer Vorberei-tung.

Herangehensweisen

Im Prinzip gibt es zwei Herangehensweisen für deren Er-stellung, die Bottom-up-Methode und die Black-Box-Methode.

Die Bottom-up-Methode geht davon aus, dass der Leis-tungsbedarf über die Zeit eines jeden einzelnen Verbrau-chers bekannt ist. Durch Kumulierung aller einzelnen Ver-bräuche über die Zeit ergibt sich der Gesamtverbrauch, dervom Stromlieferanten bezogen werden muss. Da jedereinzelne Verbraucher je nach Nutzung einen unterschiedli-chen Leistungsbedarf besitzt, ist der Aufwand für dieseMethode erheblich.

Bei der Black-Box-Methode werden Aggregate im Ganzenvon außen betrachtet, ohne das Innenleben zu kennen.Sind die Regelparameter der Black-Box bekannt, könnendie Auswirkungen der Regelung auf den Energiebedarfdokumentiert werden. Anhand dieser Dokumentationergibt sich die Energieprognose für diverse Arbeitspunkte.

Exkurs:Der Strom wird einmalig für bestimmte Arbeitspunkte ausgemessen und in ein Auslastungsprofil übertragen.

Ist die Auslastung bekannt, ergibt sich der entsprechende Strombedarf. Bei Veränderung des Arbeitspunktes ergibt sichanhand des Auslastungsprofils die Stromeinsparung bzw. der Mehrbedarf.Aus dem Strom ergibt sich die Leistung.

Bild 23: Auslastungsprofil

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Prognosen


Herangehensweisen







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Prognosen


Herangehensweisen







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Bei einer sich zyklisch wiederholenden Nutzung kann dieBlack-Box-Methode auch auf ganze Gewerke angewendetwerden. Bei Bürogebäuden beispielsweise folgt der Ener-giebedarf den einzelnen Tagesstunden wochenspezifisch.In diesen Fällen kann durch Auswertung der Einspeise-messung auf den zukünftigen Verbrauch geschlossen

werden. Da der Messstellenbetreiber die bezogene Ener-giemenge in ¼-Stunden-Rastern dokumentiert und demVerbraucher zur Verfügung stellt, stellt eine Analyse dieserDaten die Grundlage für eine Prognose dar.

Bild 24: Jahreslastgang eines Bürogebäudes

Bei der Betrachtung eines gesamten Kalenderjahres fallenmehr als 36.000 ¼-Stunden-Datensätze an, eine nichtmehr zu handhabende Datenmenge. Der Umweg über diesynthetischen Ganglinien schafft hier Abhilfe. Die synthe-tischen Ganglinien beschreiben tagesbezogen den mittle-ren Leistungsbedarf im ¼-Stunden-Raster sowie derenMittel- und Maximalwert. Die Kurven der einzelnen Wo-

chentage repräsentieren die normale Nutzung. Feiertage,Brückentage, Betriebsurlaub usw. sind bei dieser Betrach-tung ausgeschlossen.

Im Beispiel der synthetischen Ganglinie lagen die Werte anden Werktagen von Montag bis Donnerstag und Samstagbis Sonntag so weit zusammen, dass sie in jeweils einerKurve zusammengefasst wurden.

Bild 25: Synthetische Ganglinie eines Bürogebäudes

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Durch Anpassung der synthetischen Ganglinie mit denjeweils neu erhobenen Messwerten ergeben sich Kurven,die den Energiebedarf der Nutzung realistisch widerspie-geln. Nutzungsänderungen gehen somit zeitversetzt au-tomatisch in die synthetische Ganglinie ein.

Die Methode der synthetischen Ganglinie kann sowohl dasVerhalten von kompletten Gebäudetypen (z. B. Büroge-bäude mit Klimaanlage) als auch von deren Untergruppie-rungen (z. B. Kasino) beschreiben.

Strukturierter Energieeinkauf

Über Prognosen werden die benötigten Energiemengenbestimmt. Die Prognosen dienen im Folgenden dem Ein-kauf, um die benötigten Energiemengen zu bestellen. Manspricht hier von einer strukturierten Beschaffung.

Der Verbraucher erstellt eine Prognose der Energiemengenaller seiner Verbräuche und bestellt diese bei seinemStromlieferanten. Die Prognose erfolgt in ¼- Stunden-Rastern, beginnend bei jeder vollen Stunde.

Der Stromlieferant erstellt eine Prognose der Energiemen-gen aller seiner Kunden und bestellt direkt bei den Kraft-werken bzw. über die Börse. Die Prognose erfolgt im Stun-denraster, beginnend bei jeder vollen Stunde.

Die Prognose wird vom Stromlieferanten eins zu eins oderdem Verbraucher mit Abwandlungen als Fahrplan bestä-tigt.

Einhaltung der Prognosen

Erst, wenn der vereinbarte Fahrplan eingehalten wird,ergibt sich ein Kostenvorteil für den Verbraucher.

Der tatsächliche Verbrauch wird sich in den allermeistenFällen vom Fahrplan unterscheiden. Nicht jeder Verbrau-cher verhält sich so, wie in der Planung angenommen.

Aus diesem Grunde wird innerhalb des Stromliefervertra-ges dem Verbraucher ein Band eingeräumt, innerhalbdessen der tatsächliche Verbrauch variieren kann, ohnedass sich Mehrkosten ergeben.

Bild 26: Lastgang mit Fahrplan

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Bild 27: Lastgangabweichung von der Prognose plus Toleranzband

Die Abweichungen des aktuellen Verbrauchs vom Fahrplanwerden durch ein Fahrplanmanagement ausgeglichen. Esfunktioniert vergleichbar einem Lastmanagementsystem.Der Kunde definiert Lasten und Erzeuger, die bei Bedarfschalt- bzw. regelbar sind. In einer Prioritätenliste werdenalle Lasten und Erzeuger so hinterlegt, wie sie zeitlichnacheinander zur Leistungsanpassung herangezogenwerden sollen. Innerhalb der Viertelstunde berechnet dasFahrplanmanagement in kürzeren Abständen (z. B. 10Sekunden) die Differenz zwischen dem aktuellen Bedarfund der laut Fahrplan zugestandenen Energiemenge.

Wird zu viel verbraucht, steuert/regelt das Fahrplanmana-gement entsprechend der Prioritätenliste. Verbraucherwerden abgeschaltet bzw. herunter geregelt oder Erzeugereingeschaltet bzw. herauf geregelt.

Wird zu wenig verbraucht reagiert das Fahrplanmanage-ment genau umgekehrt.

Wird eine Prognose und folglich die Einhaltung eines Fahr-plans verlangt, ist zwingend ein Fahrplanmanagementerforderlich.

Über- und Untererzeugungskapazitäten im Grid

Ist der Verbraucher Teil eines Smart Grids werden ihmErzeugungsüberkapazitäten angeboten. Diese sind sowohlzeitlich wie auch von ihrer Leistung her limitiert.

Bei Erzeugungsüberkapazitäten kann der Verbraucherzusätzlich zum Fahrplan Energie zu aktuellen Preisen zu-kaufen; sind die Erzeugungskapazitäten im Grid zu gering,

kann der Verbraucher auf Energie gegenüber dem Fahr-plan verzichten und bekommt Kosten erstattet.

Das Fahrplanmanagement erhält entsprechend den neuenWerten andere Sollwerte.

Exkurs:Zusätzlich zum Fahrplan soll zwischen 8:00 und 9:00 zusätzlich eine Leistung von 100 kW verbraucht und in der Zeit von12:00 bis 13:00 100 kW eingespart werden.

Eine Leistung von 100 kW entspricht dem Energieverbrauch von 25 kWh innerhalb einer Viertelstunde.

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Bild 28: Abgewandelter Fahrplan

Der Originalfahrplan lässt eine Bandbreite von 10 % zu.Auf die 100 kW zusätzlicher bzw. zu mindernde Leistungwird keine Bandbreite gewährt.

Bild 29: Bandbreite mit 100 kW zusätzlicher bzw. geminderter Leistung

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Ein Fahrplanmanagement muss gewährleisten, dass dieverbrauchte Leistung innerhalb der Bandbreite des Fahr-plans bleibt. Die Leistungswerte außerhalb der Bandbreitesind vom Fahrplanmanagement abzufangen.

Betrachtet man die absoluten Leistungen, die eingespartbzw. zusätzlich verbraucht werden müssen, schrumpfendie 100 kW Mehr- oder Minderleistungen zu 60 kW, da dieReserven des ±10 %-Bandes in die Betrachtung mit einflie-ßen.

Bild 30: Leistungswerte außerhalb der Bandbreite

In den meisten Fällen ist nicht der absolute Betrag aus-schlaggebend, sondern der relative Anteil am aktuellenBedarf. Schwankt der Bedarf über den Tag um das 7-fache,sind 100 kW in der Schwachlastzeit ganz anders zu bewer-ten als in der Zeit des maximalen Bedarfs. Desweiterenkommt hinzu, dass innerhalb von Schwachlastzeiten dasgesamte System bis auf die nötigsten Funktionen herun-tergefahren wurde und somit kaum Optimierungspotenzialbesteht.

Innerhalb der Zeiten, in denen die zusätzliche Leistungeingekauft bzw. auf Leistung verzichtet wurde, ist einetatsächliche Leistungsanpassung um bis zu 14 % vorzu-nehmen. Innerhalb der Schwachlastzeit liegt die anzupas-sende Leistung allerdings bis zu 20 % höher. Solche Leis-tungsanpassungen werden schwierig umzusetzen sein, dainnerhalb dieser Zeiten der Leistungsbedarf bis auf dasNötigste heruntergefahren wurde. Ein Speicher könntehier Entlastung bringen, erfordert allerdings dann zusätz-lich noch ein Speichermanagement.


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Messtechnische Erfassung verschiedener Stromlieferanten

Der Strom kann messtechnisch ‒ physikalisch ein Medium‒ nur einmal gemessen werden. Ihm ist nicht anzusehen,wer ihn erzeugt oder verkauft hat. Hält der Verbrauchermehrere verschiedene Stromlieferverträge, ist kaufmän-nisch die Einhaltung der einzelnen Verträge anhand derÜbergabemessung des Messstellenbetreibers nicht nach-weisbar.

Nur anhand der Prognosen ist eine Aufteilung auf dieeinzelnen Verträge möglich, um die Einhaltung zu über-prüfen bzw. nachzuweisen.

Bei Nichteinhaltung der Prognose kann allerdings eineVertragsverletzung von den Stromlieferanten nicht verifi-ziert werden. Ein Verfahren der Zuweisung von Mehr- oderMinderkosten muss vertraglich vereinbart werden.

Exkurs:Beispielsweise kann der Fahrplan mit einer Bandbreite von x % genutzt werden, außerhalb der Bandbreite werden Mehr-kosten fällig. Zusätzlich zum Fahrplan eingekaufte Mengen (positiv wie negativ) besitzen keine Toleranzbänder undmüssen somit abgenommen werden. Das Risiko des Anpassens des Ist-Verbrauchs wird über den Stromlieferanten, mitdem der Fahrplan vereinbart wurde, abgedeckt.

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Energiemix

Die von der Bundesregierung initiierte Förderung der re-generativen Energieerzeugung zeigt Auswirkungen. DieWindenergie stieg im Zeitraum von 2000 bis 2011 um380 % auf eine Bruttoerzeugungsleistung von 29 GW, die

Photovoltaik stieg im gleichen Zeitraum um 32.800 % auf25 GW.

Die Stromerzeugung aus Steinkohle und Braunkohle steigtwieder an, die der Kernkraft fällt.

Bild 32: Energiemixänderungen zwischen 2000 und 2011

Beim Vergleich der installierten Leistung zeigt die Photo-voltaik einen sehr hohen Wert. Dieser Wert beschreibt aberden Spitzenwert, der in der realen Stromerzeugung nur anwenigen Stunden innerhalb des Jahres erreicht wird.

Steinkohle, Braunkohle und Kernkraft dienen zur Erzeu-gung der Grundlast, und durch diesen hohen Nutzungs-grad bilden sie in Deutschland das Rückgrat der Energie-versorgung.

Bild 33: Energiemix Deutschland 2011 (installierte Leistung)

Quelle:http://de.wikipedia.org/wiki/Installierte_Leistung 23.07.2013

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Siemens-Portfolio

Totally Integrated Power von Siemens steht innerhalb derelektrischen Infrastruktur für Lösungen von der Mittel-spannung bis zur Niederspannung. Für den zukunftsträch-tigen Markt der Energiespeicher sind auch hier Lösungenverfügbar.

Die Beratungsleistung des Consultant Supports von TotallyIntegrated Power deckt die Mittelspannung, die Transfor-

matoren, die Niederspannung sowie verschiedene Artender unterbrechungsfreien Stromversorgung ab.

Die SIMARIS©-Toollandschaft deckt die Dimensionierungder Energieverteilung, den Aufbau und deren Bestückungvon Schaltschränken bis hin zur Erstellung von Ausschrei-bungstexten ab.

Bild 34: Siemens-Portfolio für die elektrische Energieverteilung

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Siemens-Portfolio






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Siemens AGInfrastructure & Cities SektorLow and Medium VoltageMozartstr. 31c91052 ErlangenDeutschland

E-Mail: [email protected]

Februar 2014Änderungen vorbehalten

www.siemens.de/tip-cs

© 2014 Siemens. Alle Rechte vorbehalten.Die Informationen in dieser Broschüre enthalten lediglichallgemeine Beschreibungen bzw. Leistungsmerkmale,welche im konkreten Anwendungsfall nicht immer inder beschriebenen Form zutreffen bzw. welche sichdurch Weiterentwicklung der Produkte ändern können.Die gewünschten Leistungsmerkmale sind nur dannverbindlich, wenn sie bei Vertragsschluss ausdrücklichvereinbart werden.

Totally Integrated Power Technische Schriftenreihe Ausgabe 10 · Lastprofile bezeichnen den...

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