Regelenergie & Systemdienstleistung

Dani: Herzlich willkommen zu einer weiteren Folge unseres ELUVA-Zweiblogs. Heute reden wir über das Thema Regelenergie und Systemdienstleistung des Stromnetzes.

Pascal: Letzte Woche waren wir am Batteriekongress in Baden in der Schweiz. Ein Batteriekongress von Swissolar organisiert. Die Branche befindet sich dort. Über was hat man am meisten geredet?

Dani: Ich würde sagen, am meisten geredet hat man über dynamische Einspeisertarife und zum Zweiten natürlich über die Regelenergie. Mein Lieblingssatz ist an dieser Stelle immer, Batterien kann man nicht genug haben. Das hat auch der Kongress wieder einmal gezeigt, dass es Businessmodelle rund Batterien geht.

Pascal: Man merkt, es braucht ein bisschen Intelligenz. Was ist die dynamische Einspeisevergütung? Was passiert nächstes Jahr?

Dani: Ab dem 01.01.2027 kann man anhand des EPEX-Spotmarktpreises einspeisen. Das heisst, der Preis, der an der Börse gilt. Das ist in der Schweiz im Stundentakt, in Europa bereits im Viertelstundentakt. Wir bekommen dann für unsere Solarenergie-Einspeisung den Spotmarktpreis. Das ist natürlich interessant.

Aber das heisst auch: Du musst zeitlich anders einspeisen. Interessant ist es sicher nicht im Sommer, im August, um 12 Uhr. Bisher war es der Referenzmarktpreis. Wir müssen immer zwischen den Anlagegrössen unterscheiden, aber sagen wir mal, Anlagen über 150 Kilowatt waren an diesem Quartalspreis.

Im ersten Quartal 26,10 Rappen, im zweiten Quartal 3,4 Rappen, im dritten Quartal kommt der jetzt gleich raus. Ich glaube dort war das ein Mittelwert über das ganze Quartal und du hast es immer erst ein halber Monat später nach dem Quartalsende.

Pascal: Und jetzt gibt es Energiemanagementsysteme, die den Preis integriert haben. Was machen sie?

Dani: Was sie machen, wissen wir dann, wenn es soweit ist. Unser EMS macht folgendes: Es schaut natürlich darauf, was für einen Preis es ist und ob ich ihn einspeisen soll oder ob ich es lieber in der Batterie zwischenlagere und später einspeise. Das vereinfacht erklärt.

Pascal: Also dem Kunden nicht Kosten generieren, sondern idealerweise mehr Gewinn.

Dani: Ja, oder vor allem, wenn du die Möglichkeit hast, Batteriespeicher zu nutzen, um eine Verschiebung des Solarstroms zu bekommen, hast du dort natürlich mehr Nutzen aus dem Geld, das du bekommst, als wenn du es am Mittag bei 0,5 Rappen oder sogar bei Minuspreisen einspeisest.

Pascal: Letzte Frage zu diesem Thema: Darf ich jetzt nachts Solarstrom einspeisen?

Dani: Wenn du sagen kannst, dass es Solarstrom ist, kannst du ihn einspeisen.

Pascal: Das zweite Thema, du hast es angesprochen, Regelenergie. Hier schauen wir heute etwas genauer hin, weil doch noch auch einiges an Unwissen ist. Sehr komplexes Thema, deshalb machen wir diese Folge dazu.

Dani: Und ich würde sagen, da fangen wir doch gerade mal vorne an. Warum Regelenergie? Was ist Regelenergie? Wie funktioniert das?

Pascal: Das Stromnetz in der Schweiz ist mit dem europäischen Stromnetz gekoppelt. Es basiert auf Wechselstrom. 50 Mal in der Sekunde wechselt das. Wir sprechen von einer Frequenz von 50 Hz. Die muss auch immer so bleiben, sonst passiert das, was in Spanien und Portugal passiert ist: ein Blackout. Damit das in Balance bleibt, also immer gleich viel Strom ins Netz fliesst, wie verbraucht wird, braucht es Regelmechanismen. Das passiert nicht automatisch. In der Schweiz ist Swissgrid diese Kontrollinstanz. In grossen Ländern wie Deutschland gibt es vier verschiedene Regelzonen. Die Schweiz ist eine Regelzone. Wir haben einen Regelleistungsmarkt, der dafür sorgt, dass das so bleibt.

Dani: Du hast gesagt, dass ein Markt entsteht, weil man das Netz auf 50 Hertz halten will. Was kann ich denn damit vermarkten?

Pascal: Es geht eigentlich um die Flexibilität. Swissgrid selbst betreibt keine Kraftwerke und ist darauf angewiesen, dass Kraftwerksbetreiber mithelfen, das Stromnetz zu stabilisieren. Das schreibt Swissgrid entsprechend aus. Man kann jetzt ein Angebot platzieren: Ich stelle nächste Woche ein Kraftwerk bereit, das im Fall einer Abweichung mithilft, wieder auf die 50 Hertz zu kommen.

Dani: Kraftwerke musst du noch definieren. Denn es gibt verschiedene Kraftwerkarten. Nicht nur das AKW, sondern …

Pascal: Wasserkraftwerke, Pumpspeicher- und Flusskraftwerke, dann natürlich Batterien, Windkraftanlagen, Solaranlagen. Es zählt alles zu Kraftwerken.

Dani: Und da haben wir natürlich verschiedene Arten. Ein Pumpspeicherkraftwerk kann Strom verbrauchen, wenn es Wasser hochpumpt, oder Strom produzieren, wenn es Wasser wieder hinunterlässt. Ein Flusskraftwerk kann Strom produzieren oder weniger produzieren. Die können weniger oder mehr produzieren. Das AKW auch, aber das dauert etwas länger, bis es reagiert.

Bis jetzt war das eigentlich das Fundament dieser Regelenergie: Wasser, Fluss-, Pumpspeicherkraftwerke und so weiter. Und dann sind auf einmal Batterien dazugekommen.

Pascal: Das macht Batterien insofern spannend, weil man plötzlich viel flexibler und mit hoher Geschwindigkeit punktuell regeln kann. Und das viel dezentraler. Das Stromnetz ist so aufgebaut, dass der Strom von oben herunterkommt, von Netzebene 1 mit 400'000 oder 380'000 Volt. Mit Solaranlagen und Batterien fliesst Strom aber auch von Netzebene 7 wieder aufwärts. Das heisst, wir haben plötzlich dezentral sehr viele Marktakteure.

Dani: Die Batterien können also wie Fluss- oder Pumpspeicherkraftwerke Strom aufnehmen und abgeben. Einfach viel schneller. Dafür weniger lang. Das ist auch noch ein wichtiger Punkt. Bei der Wasserkraft kann ich stundenlang mehr oder weniger Wasser über die Mühle lassen.

Pascal: Nach einer halben oder dreiviertel Stunde ist meine Batterie in die entsprechende Richtung am Anschlag. Und dann kann ich nicht mehr liefern.

Dani: Jetzt gibt es aber verschiedene Arten von Regelenergie. Und ich glaube, darauf müssen wir jetzt eingehen, wenn wir schon wissen, dass es um die Regelung dieser 50 Hertz geht. Was haben wir denn für Möglichkeiten? Wie heissen diese Regelwerke?

Pascal: Eigentlich drei. Drei verschiedene Märkte oder drei Regelwerke, wie du sagst. Am Anfang steht immer die Primärregelleistung. Die reagiert innerhalb von wenigen Millisekunden, wenn wir von den 50 Hz abweichen. Da helfen insbesondere auch grosse Turbinenkraftwerke mit, die ganz leicht mehr oder weniger Leistung geben, um gegenzusteuern. Auch das können wir mit Batterien machen. Das ist eher selten. Der Markt ist relativ gesättigt und nicht wahnsinnig lukrativ für Batterien, aber das kann auch noch kommen. Die Primärregelleistung reagiert in den ersten Millisekunden bis Sekunden.

Dani: Wie lange läuft die denn?

Pascal: Ich weiss nicht, was die längsten Abrufe sind. Es läuft ja durchgehend.

Wenn wir bei 50,01 oder 49,99 Hz sind, also 10 mHz von 50 Hz abweichen, wird die Primärregelleistung aktiviert. Nach 100 Millisekunden läuft sie kontinuierlich. Das heisst, die kann auch einfach ständig laufen.

Dani: Aber dort ist ein wichtiger Punkt: Swissgrid ruft dich nicht an und sie schickt dir auch nicht via API ein Kommando, sondern die Primärregelleistung funktioniert dezentral automatisiert.

Pascal: Ja, FCR, Frequency Containment Reserve. Das heisst wirklich: Vor Ort wird gemessen und direkt gesteuert. Es ist entweder aktiv oder nicht aktiv.

Dani: Und ist es nicht schweizweit so, dass ein paar in der Schweiz anspringen, aber ein paar noch nicht? Kann es lokal Unterschiede geben?

Pascal: Nein. Das europäische Stromnetz ist, weil es im Verbund ist, überall immer gleich.

Wenn in Norwegen 49 Hz herrscht, haben wir in Italien auch 49 Hz. Klar können wir uns das rein theoretisch, physikalisch anschauen und sagen, natürlich gibt es kleine Unterschiede, aber grundsätzlich wollen alle Kraftwerke an primärer Leistung teilnehmen.

Wenn wir schweizweit abweichen, dann steuern alle leicht dagegen.

Dani: Gut. Es war nur interessant – und jetzt bin ich der Tüpflischiisser –, weil beim Blackout in Spanien die Frequenz dort unten viel krasser war als bei uns. Und warum? Weil dazwischen viele Stationen waren, die das natürlich schon wieder abgeschwächt haben. Sonst hätten wir eins zu eins gesehen, was in Spanien passiert ist, und ganz Europa wäre dunkel gewesen.

Pascal: Das stimmt. Und eigentlich ist es auch nicht die Idee, dass es so funktioniert. Aber ja, richtig. Nach der Primärregelleistung kommt, wenn diese nicht reicht, die Sekundärregelleistung. Die greift nach ein paar Sekunden ein. Das ist ein Signal, das aufs Gerät kommt. Was waren die längsten Abrufe bisher? 45 Minuten? Länger?

Dani: Am Stück waren 45 Minuten die längsten. Aber kurz darauf kam ein neuer Abruf, und dann waren wir am Schluss bei sogar eineinhalb Stunden. Das haben wir mit der Batterie geschafft.

Pascal: Aber täglich sehen wir Abrufe zwischen fünf Sekunden und 20 bis 30 Minuten. Das ist schon lang. Mit dem Sekundärregelleistungsmarkt haben wir für Batterien in der Regel den lukrativsten Markt. Dazu kommen wir später noch. Dafür muss man präqualifiziert sein. Man muss fähig sein, innerhalb von zwei Sekunden zu reagieren. Und dann gibt es noch den Tertiärregelleistungsmarkt.

Dani: Bei der Sekundärregelleistung bleiben wir noch schnell. Klingelt dann Swissgrid an?

Das ist jetzt plakativ. Dort kommt über eine API ein Abruf. Das heisst, in der Leitzentrale der Swissgrid wird entschieden: Wir brauchen jetzt sekundäre Regelenergie. Und die aktivieren eine Menge Strom, die sie jetzt raus- oder reinpumpen müssen.

Pascal: Korrekt. Und ganz viele haben ein Angebot abgegeben. Je nachdem, welche Menge Swissgrid braucht, gehen sie quasi von den günstigsten Angeboten aufwärts.

Dani: Das heisst, Angebote gibt man ja rollend ab. Da kommen vielleicht nachher noch drauf. Ich kann ein Wochenangebot abgeben und ich kann aber auch kürzere Sequenzen abgeben. Da bekomme ich aber kein vorgehaltenes Geld mehr. Das ist das komplizierte daran.

Wenn ich eine Woche lang 24/7 dabei bin, dann habe ich noch Vorhaltegeld, dafür, dass ich die Batterie bereithalte. Dann gibt es aber auch noch die kürzeren Vermarktungsmöglichkeiten, bei denen es kein Vorhaltegeld gibt.

Pascal: Du sagst, der Sekundärregelleistungsmarkt ist bereits ein bisschen breiter. Es gibt verschiedene Angebotsmöglichkeiten.

Dani: Dort haben wir dann zwei Komponenten. In der Wochenvorhaltung haben wir eigentlich das Vorhaltegeld, das wir bekommen, plus nachher der mögliche Abruf, wenn es einen Abruf gibt. Und dort wird dann vermarktet. Den Günstigsten nehmen sie.

Wenn sie 5 Megawatt brauchen oder wenn sie noch mehr brauchen, gehen sie und sagen so, vom Günstigsten an, wo anbietet. Und dann wären wir wieder bei den Vermarktern, wo wir vielleicht nachher nochmal schnell zurückkommen, die dann die Vermarktung machen für mich.

Pascal: Aktuell kann man überhaupt erst Tranchen von mindestens 5 MW anbieten. In Zukunft wird es auf 1 MW runtergehen. Das macht es dann noch etwas attraktiver.

Dani: Gehen wir aber noch einmal darauf zurück. Wir haben jetzt primär und sekundär. Jetzt gibt es noch die Tertiärregelemergoe-

Pascal: Die Tertiärregelleistung reagiert am langsamsten. Dort wirst du teilweise eine ganze Stunde als Block abgerufen. Dort nehmen sogar Dieselgeneratoren teil. Es gibt viele Notstromgruppen in der Schweiz, die am Tertiärregelleistungsmarkt angemeldet sind. Die sind teilweise zum teuersten Preis angemeldet, weil sie gar nicht abgerufen werden wollen. Der Tertiärregelleistungsmarkt ist wieder etwas weniger lukrativ als der sekundäre. Er ist auch etwas langsamer. Mit Solaranlagen können wir auch daran teilnehmen. Und eben: Das ist das, was erst nach einigen Minuten eingreift, wenn primär und sekundär das Problem im Netz noch nicht beheben konnten.

Dani: Jetzt wurde am Kongress darüber gesprochen, dass das ein lukratives Geschäft ist. Was heisst das? Was gibt es da an Geld? Und wer spielt da alles mit und wer kassiert da ab?

Pascal: Wir haben in der Schweiz aktuell etwa 15 Marktteilnehmer am Regelleistungsmarkt. Nicht alle haben eigene Messpunkte. Und es gibt eine handvoll Akteure, die dort wirklich stark tätig sind.

Dani: Im Vermarkten von Regelleistung. Gut, die vermarkten für mich quasi meine Batterie. Und ich kann mich dort anmelden. Wie gesagt, 5 Megawatt ist die Grösse eines Pakets, das wir anbieten können. Das heisst, man kann kleinere Anlagen zusammenpacken. Ich muss nicht bei meiner Fabrik eine 5-Megawatt-Anlage haben.

Pascal: Nein, absolut korrekt. Was wir machen können, nennt sich VPP, Virtual Power Plant. Wir bilden aus zehn kleinen Anlagen eine grosse Anlage, die man dann vermarkten kann.

Dani: Das heisst, wenn jemand mit 100 oder 200 Kilowatt an der Regelleistung teilnehmen will, kann er mit uns teilnehmen, obwohl nicht ein grosser Pool ist. Wir poolen ihn dann zusammen und geben ihn einem Vermarkter.

Pascal: Wir als ELUVA sind keine Bilanzgruppe und dürfen quasi kein Angebot direkt bei Swissgrid platzieren. Wir dürfen mit anderen zusammenarbeiten, und dann kommt unser Pool in einen noch grösseren Pool und wird vermarktet.

Dani: Jetzt haben wir in der letzten Ausgabe, Folge 26, über Behind the Meter und Front of the Meter gesprochen. Das ist immer die grosse Unbekannte. Wenn ich einfach Regelenergie machen will, entstehen Peaks und Netzentgelte. Das haben wir ja schon diskutiert. Aber welchen Erlös kann ich mit so einer Batterie erzielen? Eine Woche vorhalten und anmelden ist spannender, als nur eine Viertelstunde in die Vermarktung zu gehen. Mit was rechnet man da heute so Handgelenk mal Pi? Am Schluss wollen wir ja die Wirtschaftlichkeit ausrechnen.

Pascal: Die Primärregelleistung lassen wir mal auf der Seite, wir fokussieren uns jetzt mal auf die Sekundärregelleistung, weil das ist aktuell die lukrativste und die bei Batterien üblicherweise teilnehmen. Und du hast es angesprochen: Behind the Meter und in front of the Meter muss man ganz klar voneinander trennen.

Dort passieren sehr viele Missverständnisse. Jemand platziert eine Batterie Behind the Meter auf einem Firmenareal, nutzt sie für Peak-Shaving und Eigenverbrauch und möchte dann noch viel Geld mit Regelenergie verdienen. Das funktioniert nicht einfach so.

Dani: Ja, das hat mir einer erzählt. Ja, weisst du, da kann man viel Geld verdienen.

Pascal: Und das ist das Problem. Dann zahlt man für den Peak. Wir geben uns ganz fest Mühe, die Peaks zu reduzieren. Dann kommt ein Abruf, bei dem wir Strom aus dem Netz nehmen müssen, weil das Netz auch mal zu viel Energie haben kann. Der Kunde braucht ohnehin schon viel Strom, und dann brennen wir ihm einen riesigen Peak in seinen Monatslastgang. Am Ende des Monats muss er dafür bezahlen. Der Gewinn aus der Regelenergie wird eins zu eins wieder vernichtet. Das heisst: Behind the Meter, wenn wir Eigenverbrauch und Peak-Shaving machen, reden wir von einer sogenannten Restflexibilitätsvermarktung. Wir können punktuell mit asymmetrischen Angeboten noch ein bisschen etwas herausholen. Wir können auch die Solaranlage vermarkten.

Wenn man dem eine Zahl geben muss, sind wir irgendwo bei 10, 20, vielleicht 30 Franken pro angemeldetem Kilowatt im Jahr. Das ist schön, ein guter Zustupf, aber es amortisiert die Batterie noch nicht komplett.

Dani: Gehe ich aber Front of the Meter, dann sieht es anders aus. Dann hat die Batterie einen eigenen Zähler. Und auch dort gibt es wieder etwas ganz Wichtiges, das man wissen muss.

Pascal: Der Batteriespeicher darf nicht in der Grundversorgung sein. Der maximale Ertrag, der allgemein kommuniziert wird, liegt bei 100 Franken pro Kilowatt, oder anders gesagt 100'000 Franken pro Megawatt, die man netto verdienen kann. Brutto ist es etwas mehr, dann nimmt sich der Marktakteur seinen Anteil heraus. Diese 100'000 Franken verdienen wir nur, wenn der Messpunkt der Batterie auch in der Bilanzgruppe des Vermarkters ist.

Wenn wir in der Grundversorgung wären und wir haben wieder, nehmen wir das Beispiel, dass wir einen Abruf haben, wo wir Strom beziehen müssen, dann stellt der Grundversorger dieser Batterie die Energie Ende Monat wieder in Rechnung. Und erst wenn der das Angebot bei Swissgrid platziert auch der ist, der die Batterie bzw. der Messpunkt in seiner Bilanzgruppe hat, kann der eigentlich null reinschreiben bei den Energiekosten und dann holt eine Batterie 100'000 Franken raus.

Pascal: Nach meinem aktuellen Kenntnisstand darf ich einen Speicher dazwischenstellen. Ich muss aber gewährleisten, dass 100 % der auf dem Dach produzierten Energie ins Netz fliessen. Das heisst, ich darf zeitversetzt einspeisen. Ich darf aber keine Regelleistung anbieten, bei der ich Strom aus dem Netz beziehen muss. Das heisst, ich darf sie nur für die positive Regelleistung anbieten. Aber sie hat auch einen eigenen Zähler.

Dani: Die HEIV-Anlage muss dafür an einem eigenen Messpunkt hängen. Muss ich die Batterie hinter diesen Zähler stellen? Dann ist gewährleistet, solange die Batterie keinen Strom aus dem Netz bezieht, dass sie nur Solarstrom zwischenspeichert. Aber haben HEIV-Anlagen dann auch die Spotmarktpreise?

Pascal: Ja, die Energie wird zwischengespeichert. Aber um es klarzustellen: Man darf dann keinen Strom einkaufen. Man darf die Batterie nie aus dem Netz laden. Was die Spotmarktpreise betrifft: Das kommt darauf an, wie du den Strom vermarktest. Ob du deinen Strom an den lokalen Energieversorger verkaufst oder ob die Batterie beziehungsweise die Solaranlage einer anderen Bilanzgruppe zugeordnet ist und der Strom dann zu einem anderen Preis verkauft wird.

Dani: Also bei HEIV geht das?

Pascal: Ja, aus meiner Sicht ja.

Dani: Auch wieder spannend. Wir sind ein bisschen abgekommen von unseren Batterien, aber es ist eben spannend, weil wieder eine Batterie im Spiel ist. Das ist der springende Punkt: Wir müssen das Orchester mit mehreren Instrumenten spielen. Stichwort Batterie virtualisieren. Mit 30 Prozent der Batterie machen wir Primär- und mit 50 Prozent Sekundärregelleistung. Und mit dem Rest machen wir noch etwas Front of the Meter, bieten kurzzeitige Verfügbarkeiten an und so weiter.

Pascal: Wir sprechen von Opportunitätskosten. Wir rechnen immer, mit welchem Einsatz der Batterie wir den höchsten wirtschaftlichen Ertrag erwirtschaften.

Dani: Und was sagen wir von ELUVA immer? In welcher Zeit muss sich eine Batterie mit ELUVA als Steuerung refinanziert haben? Das finde ich wichtig, denn viele rechnen noch mit zehn Jahren und mehr.

Pascal: Also vier, fünf, sechs Jahre.

Dani: Auch am Batteriekongress wurde darüber diskutiert, wann man sogar noch die Alterung der Zellen in Betracht ziehen muss. Wir sagen, wenn man in 4-6 Jahren eigentlich den Return on Investment erreicht hat, dann ist es auch nicht so tragisch, ob die nach 15 Jahren bei 82,7 oder bei 83,2% SoC noch der Gesundheitszustand ist. Das ist dann wieder eine Wirtschaftlichkeitsfrage.

Pascal: Vielleicht gerade an dieser Stelle zum Einschalten: Wie macht man das jetzt bei uns? Welche Parameter kann man jetzt bei uns eingeben, wenn man seine Batterie in die Regelleistung vermarkten will?

Dani: Grundsätzlich ist die Frage, ob es ein Front-of-the-Meter oder ein Behind-the-Meter ist. Wenn es ein Front-of-the-Meter ist, dann gibt es dort etwas sehr interessantes bei uns. Ich mache ein Beispiel: Eine Luna hat 241 kWh oder eine Solis hat 261 kWh Kapazität. Und ich gehe mit dieser Kapazität und dieser Leistung, der Inverter hat bei Luna 107 kW und bei Solis 125 kW, dann melde ich diese Leistung an bei Regelenergie.

Ich sage, ich habe 125 Kilowatt. Und dann habe ich ja mehr als die doppelte Kapazität. Dann kann ich auch sagen, wie viele Kilowattstunden ich hinter diese Leistung lege. Wenn ich merke, dass im Moment zum Beispiel mehr Regelleistung Plus als Minus läuft, kann ich mehr Kapazität auf der einen oder der anderen Seite hinterlegen. Das heisst, ich könnte länger geben oder länger nehmen. Wir melden beim Regelabruf den SoC laufend an den Vermarkter, damit er sieht, wenn es langsam ans Ende kommt.

Aber Behind the Meter kann ich das alles auch. Dann virtualisiere ich meine Batterie und sage: Von meinen 400 kWh Speicher und 200 kW Leistung gehe ich mit je 100 kW in die Regelenergie. Dann wird die Batterie virtualisiert, und der aFRR-Teil ist in sich abgeschlossen. Oben haben wir Platz, unten die Kapazität, die wir abgeben können. Wir machen daraus eine stackbare, virtualisierte Batterie.

Pascal: Was passiert, wenn der SoC seine Grenzen erreicht und wir nicht weiter liefern können?

Dani: Das ist eben ein wichtiger Punkt. Wenn wir Behind-the-Meter-Regelenergie machen, bin ich vielleicht gerade bei 70 % SoC. Ich habe ganz viel Kapazität, vielleicht 2 MWh in meinem Tank, aber nur 100 Kilowatt angemeldet. Wenn ich 100 Kilowatt plus und minus anmelde, liegt dahinter vielleicht eine virtuelle 200-kWh-Batterie mit 50 % SoC. Ich kann nach oben und nach unten geben. Und dann, weil das virtualisiert ist: Stopp! Wir geben dem Vermarkter auch den virtuellen SoC. Wir sagen: «Hey, du hast eine Stunde lang rausgenommen, du kannst jetzt nicht sieben Stunden rausnehmen.» Sonst bedrohen wir auf einmal unseren Peak.

Darum trennen wir die virtuellen SoCs auf diesen, ich sage einmal, geclusterten Teilen der Batterie. Ob ich sie für Regelenergie oder für sonstige Dienstleistungen vermarkte, oder beispielsweise 200 kWh für eine spätere Solareinspeisung reserviere: Wir trennen diese Blöcke komplett und blockieren sie entsprechend.

Pascal: Und wenn wir dann nicht mehr liefern können, was passiert dann?

Dani: Dann passiert Folgendes: Dieser Teil ist nach einer Stunde aufgebraucht, und der virtuelle SoC dieser Batterie steht für den Regelabruf auf null. Wenn wir selbst Aggregator sind, müssen wir andere Anlagen starten. Und wenn wir es direkt an den Vermarkter geben, muss er andere Anlagen bringen, solange die Abrufe noch laufen.

Pascal: Was kann man machen, damit man nicht mehr abgerufen wird?

Dani: Der Vermarkter gibt den Preis für die nächste Viertelstunde an. Wenn ein Abruf läuft, gilt der Preis für diesen Abruf. Swissgrid sagt beispielsweise: Ich brauche 5 MW. Dann holen sie sich von den günstigsten Angeboten aufwärts die 5 Megawatt zu diesem Preis, der angeboten ist?

Wenn der Abruf fertig ist oder noch läuft, kann ich schon ein Angebot für die nächste Viertelstunde abgeben. Der Vermarkter muss sich überlegen, ob er am Ende seiner Fahnenstange ist. Dann muss er den Preis erhöhen, damit er beim nächsten Mal nicht mehr abgerufen wird. Wenn der Abruf schon 20 Minuten läuft, muss er schauen, dass das nächste Angebot hoch genug ist, um vielleicht rauszufallen. Oder ich kann noch liefern, weil ich Verfügbarkeit habe. Dann ist es noch interessanter, die Preise zu erhöhen und vielleicht weiterzuliefern.

Aber es kommt der Punkt, an dem du ausgeschöpft bist. Bevor du eine Penalty zahlst, gehst du mit dem Preis hoch. Gefährlich ist es, solange ein Abruf läuft: Wenn er über eine Viertelstunde hinausgeht und eine Stunde dauert, musst du als Vermarkter auch eine Stunde liefern. Darum muss das gut überlegt sein. Wenn Swissgrid die Abrufe länger laufen lässt, kommst du vielleicht schneller in ein Problem.

Pascal: Und du müsstest dann quasi die Penalty für die Ausgleichsenergie bezahlen. Es gibt eine Vorhaltung und einen Abruf. Und so ist es auch mit der Vergütung. Wir haben vorhin den Gesamtgewinn, den man erwirtschaften kann, angesprochen. Wir haben vorhin die Gesamtvergütungen gar nicht angesprochen, wie viel davon ungefähr ist die Vorhaltung von diesen 100'000 Franken und wie viel sind die einzelnen Abrufe. Weisst du das?

Dani: Hey, ich glaube, das kommt jetzt sehr stark darauf an. Im dritten Quartal hatten wir bei der Regelenergie ganz schlechte Preise. Man hofft, dass im vierten Quartal die Abrufpreise tendenziell noch steigen. Im Moment sind sie sehr schlecht, sehr tief pro Abruf.

Pascal: Die Vorhaltung macht mehr aus. Ich melde bei der klassischen wöchentlichen Sekundärregelleistung am Dienstag der Vorwoche die Leistung an, die ich in der nächsten Woche bereithalten will. Dafür werde ich vergütet. Es kann theoretisch sein, dass ich in der kommenden Woche keinen einzigen Abruf habe. Dann habe ich einfach nur das Geld aus der Vorhaltung. Der Gesamtgewinn bildet sich in der Regel aus der Summe von Vorhaltung und Abrufen. Und es gibt Unterschiede zwischen positiven und negativen Angeboten, beim Geben und beim Nehmen.

Dani: Und dort ist auch der Preis für den Abruf selber entscheidend. Beim Nehmen ist er meistens höher als beim Geben. Beim Vorhaltepreis ist es im Moment schwierig zu sagen. Man hat lange gesagt, dass es etwa halb-halb ist.

Aber das variiert gerade auch ein wenig. Die Vorhaltung bringt nicht mehr so viel wie früher. Ich sage eben: Man muss vorbereitet sein, die Modelle zu ändern. Wenn man heute entscheidet, einen Speicher aufzustellen, muss man sich bewusst sein, dass man die Vermarktung flexibel gestalten muss. Man darf nicht denken, man stellt einen Speicher hin und ist fertig. Ich glaube, da sind schon einige enttäuscht worden. Das grösste Problem ist die Unterscheidung zwischen Front und Behind the Meter. Man ist schlecht informiert, vielleicht kennt sich auch der Installateur nicht so gut aus oder fragt nicht bei einem Partner nach. Dort möchten wir die Installateure unterstützen und schon in der Planung zeigen: Achtung, das wäre alles Behind the Meter, und du darfst dem Kunden diese Erträge nicht versprechen. Sonst ist die Enttäuschung gross.

Pascal: Und sogar bei dem Front-of-the-Meter gibt es noch gewisse Bedingungen. Wann dürfen wir überhaupt einen Messpunkt aus der Grundversorgung herauslösen. Bekanntlicherweise ist ein Messpunkt dann bewilligt, auf dem freien Markt teilzunehmen über 100'000 kWh. Das heisst, wir müssen bei der Anmeldung des Speichers plausibel erklären, dass wir über 100'000 kWh Jahresumsatz machen und das schaffen wir ab etwa 300 kW. Es gibt je nachdem die Option, wenn wir sogenannte co-located Batterien hat, die bereits an ein Industrieareal angeschlossen sind, dass man dort einen weiteren Messpunkt macht, der automatisch auf dem freien Markt ist. Dann kann man darunter gehen.

Aber ansonsten gilt eigentlich, eine Batterie, die nur Regelenergie macht und der hohe Umsatz erreichen soll, der muss mindestens 300 Kilowatt Leistung bringen können und dann typischerweise über 600 Kilowattstunden gross.

Dani: Und dann gibt es auch noch so ein Halbwissen, das viele nicht kennen: die Netzentgeltbefreiung. Wann gilt das denn? Denn das ist ja auch noch nicht ganz so einfach.

Pascal: Ja, Netzbefreiung bedeutet einfach, dass wenn ich Strom retourspeise, dann darf ich für diesen Betrag zum Teil der normalen Netzgebühren vom Energieversorger zurückverlangen. Aber eben, die Peak-Kosten, das haben wir schon ein paar Mal erklärt, die kannst du nicht mehr zurückfordern, denn Leistungs...

Dani: Behind the Meter.

Pascal: Front of the Meter fallen sie weg. Mit Front of the Meter bist du komplett befreit.

Dani: Also Front of the Meter hast du weder Peak- noch Netzgebühren. Aber Behind the Meter fallen die alle an.

Pascal: Leistungspreise und keine Netzgebühren. Ja und die Netzgebühr kannst du zurückfordern, aber den Leistungspreis nicht. Und es ist wirklich komplex. Man hat es jetzt gehört: Der Gesamtgewinn, der hier immer kommuniziert wird, der besteht aus vier verschiedenen Preisen: Vorhaltung in beide Richtungen und Abrufe in beide Richtungen.

Deshalb kann man das auch nicht einfach so sagen. Es ist nicht so einfach vergleichbar, welcher Arbeiter jetzt wie gut den Job gemacht hat. Natürlich kann man am Ende des Jahres einen Strich ziehen und sagen, hier haben wir 110 erwirtschaftet und dort nur 98. Aber nächstes Jahr kann es wieder anders sein

Dani: Jetzt haben wir viel über die Wochenvorhaltung gesprochen. Es gibt auch noch die kürzeren Vermarktungsslots. Weil für eine Woche muss ich die ganze Woche garantieren. Ich kann dir nicht am Mittwoch sagen: Ich möchte etwas anderes machen. Du bist eine Woche verpflichtet. Oder du machst dann kürzere Einsätze oder kürzere Vermarktungszyklen tagesweise, vierstundenweise, viertelstundenweise.

Dort kannst du natürlich auch dem Stromverbrauch deines Unternehmens Rechnung tragen. Wenn du weisst, dass dein Betrieb tagsüber einen Peak von 200 Kilowatt hat, nachts aber nie, dann könntest du nachts stundenweise ein Angebot von 200 oder 150 Kilowatt abgeben, ohne deine Peak-Kosten zu bedrohen. So lässt sich Restflexibilität vermarkten.

Pascal: Genau, dann kannst du Restflexibilität vermarkten. Und so funktioniert übrigens auch die Vermarktung von Solarenergie in der Tertiärregelleistung. Nachts scheint die Sonne nicht, dann kann ich auch nichts abschalten.

Aber wenn ich tagsüber sehe, dass ich für die nächste Stunde potenziell 500 Kilowatt Produktion habe, kann ich anbieten, auf Wunsch von Swissgrid in der nächsten Stunde 500 kW wegzuschalten. Meistens biete ich aber nicht die volle Leistung an, denn wenn ich die ganze Solaranlage abschalte, erzeuge ich möglicherweise neue Peaks.

Ich vermarkte also nur den Überschuss. Wir geben dem Vermarkter stundenweise im Voraus an, wie viel Leistung bei der Photovoltaikanlage für Tertiärregelleistung verfügbar ist. Dort wird übrigens auch zwischen Regelenergie und Regelleistung unterschieden.

Dani: Und was wichtig ist auch dort wieder, wir müssen es ja vorgängig abgeben. Du brauchst eine klare Prognose für die nächste Stunde und wenn dann das Gewitter eine Stunde früher kommt und du hast dort Angebote abgegeben, musst du sie dann auch wieder halten können. Und dann kannst du natürlich auch wieder in den Peak reingehen.

Es ist nicht ganz so einfach, wie es scheint. Man meint immer, das ist easy: schnell etwas abschalten und Geld kassieren. So tönt es am Stammtisch, aber in der Realität ist es viel komplexer. Welche Möglichkeiten haben wir mit ELUVA, das auf dem Markt zu kontrollieren? Das ist das, was ich immer so toll finde.

Pascal: Ja, erzähl. Wie sieht das aus im Dashboard?

Dani: Grundsätzlich bekommen diejenigen, die Regelenergie machen, vom Vermarkter eine Abrechnung. Und dort sind dann die Viertelstundenabrufe drauf.

Alle Abrufe sind drauf, aber in Viertelstunden zusammengefasst. Dann habe ich eigentlich keine Ahnung, was genau gelaufen ist. Wir machen es bei ELUVA so, dass wir auch die Buchhaltung mitführen. Wir tracken alles, und wir müssen für Swissgrid alles tracken. Fünf Jahre rückwirkend musst du übrigens die Daten liefern können. Spannend finde ich, dass wir die Viertelstunden auch mitschreiben.

Jeder Einsatz ist bei uns visuell dargestellt und auf die 15 Minuten umgerechnet. So kann ich als Anlagenbetreiber bei ELUVA schauen, welche Viertelstundenlieferungen ich gemacht habe und was in der Abrechnung des Vermarkters steht. Damit kann ich das sauber kontrollieren und sehe fortlaufend, was gelaufen ist.

Pascal: Spannend. Und dann kann man auch immer für die nächsten Wochen angeben, wie viel man vermarkten will?

Dani: Auch dort kann man den ganzen Fahrplan selbst definieren, der dann direkt in den Markt gemeldet wird. Dann muss ich mich nicht an verschiedenen Orten einloggen, sondern mache alles auf meiner ELUVA-EMS-Plattform.

Pascal: Helfen wir dem Kunden auch auf Wunsch?

Dani: Ja, natürlich helfen wir dem Kunden auf Wunsch auch dabei, den richtigen Mix zu finden. Ich glaube, eines ist wichtig: Man muss sich gut beraten lassen, weil das Thema so komplex ist. Darum lohnt sich das Gespräch, bevor man das erste Kabel montiert. Ich finde es immer wieder schade, wenn die Ernüchterung kommt und das, was man am Stammtisch gehört hat, nicht stimmt. Vielleicht ist der Messpunkt gar nicht im freien Markt. Das hat einfach niemand gesagt, und niemand hat daran gedacht. Dann kommt zu wenig heraus, und plötzlich sagt man: Das ist doch alles enttäuschend! Und dann merkt man, dass nur so etwas gefehlt hat. Oder, dass etwas falsch berechnet, falsch angemeldet oder mit dem falschen Vermarkter gearbeitet wurde. Auch dort sage ich: Möglichst kurze Verträge machen, damit man wechseln kann, wenn man nicht zufrieden ist.

Pascal: Das kann man bei uns ganz gut machen, indem wir grundsätzlich nach Wunsch des Kunden wechseln können. Ich glaube, das gefährliche Halbwissen haben wir jetzt auch versucht aus dem Weg zu räumen und einen Überblick zu geben.

Dani: Und ich glaube, wir haben auch schon viel zu lange geredet, obwohl wir eigentlich viel kürzer sein wollen.

Aber es ist einfach so ein bodenloses Thema. Vielleicht reden wir dann wieder einmal darüber und über dynamische Einspeisung würde ich als nächstes gerne reden, weil auch dort kann man wieder unglaublich viel erzählen. In diesem Sinne, wir wünschen euch tolle Zeit und danke, dass ihr reingehört habt.

Wie immer: liken, kommentieren und teilen. Danke.