Gekoppelte Optimierung von Flexibilitäten in Energieerzeugung sowie Verbrauch unter Berücksichtigung der Auskopplung in andere Märkte (Wärme)

Ziel ist es Kopplungsoptionen zwischen den verschiedenen Strommärkten sowie dem Wärmemarkt zu finden, für diese Optionen Einsatzstrategien zu entwickeln und aufbauend Geschäftsmodelle zu definieren. HIntergrund ist, dass dezentrale erneuerbare Erzeuger und Lasten nur auf einzelnen Märkten agieren und somit Teile des vorhandenen Flexibilitätspotenzials nicht genutzt wird, während konventionelle Erzeuger weiter Flexibilität bereitstellen. Zusätzliches Ziel ist die Simulation von potenziellen Änderungen in den regulatorischen Rahmenbedingungen für dezentrale Anlagen. Auf Basis von Markterfahrung der Projektbeteiligten werden insgesamt fünf Kopplungen für verschiedene Anlagentypen auf dem Strommarkt identifiziert, sowie drei zusätzliche Kopplungen für die Wärmeauskopplung. Aufbauend werden insgesamt neun Einsatzstrategien entwickelt. Herausforderung ist dabei oft eine Erlöserwartung für die Märkte. Wo diese Methoden noch nicht verfügbar sind, werden diese im Rahmen des Projektes entwickelt. Die Strategien werden auf Basis ökonomischer, technischer und regulatorischer Gesichtspunkte evaluiert. Vier Strommarktstrategien eignen sich für die Entwicklung der Geschäftsmodelle. Für die Auskopplung in den Wärmesektor verbleibt diese Aussage unter dem Vorbehalt regulatorischer Änderungen. Für das Jahr 2016 werden für die Geschäftsmodelle Kosten und Erlöse berechnet. Dies erfolgt analog in einer Simulation unter geänderten regulatorischen Rahmenbedingungen. Es wird festgestellt, dass die gekoppelten Einsatzstrategien zu Mehrerlösen für dezentrale Anlagen führen. Allerdings ist auf dem Strommarkt kurzfristige Flexibilität nicht knapp, sodass die allgemeine Erlössituation schwierig ist. Vor diesem HIntergrund befinden sich potenzielle neue Geschäftsmodelle unter bzw. an der Grenze zur Wirtschaftlichkeit. In Zukunft kann eine Verkürzung des Auktionszeitraumes für SRL und eine dynamische Anpassung von Strombezugsnebenkosten für Power to Heat die Rahmenbedingungen verbessern.

The aim of the project is to find coupling options between the different electricity markets and the heating market to develop application strategies for these options and to define business models based on them. The background to this is that decentralised renewable generators and loads only operate on individual markets and therefore parts of the existing flexibility potential are not exploited, while conventional producers continue to provide flexibility. An additional objective is to simulate potential changes in the regulatory framework for decentralised installations. Based on the market experience of project participants, a total of five coupling for different types of plants on the electricity market are identified, as well as additional couplings for heat extraction. A total of nine deployment strategies are being developed. The challenge is often a revenue expectation for the markets. Where these methods are not yet available, they will be developed within the framework of the project. The strategies are evaluated on the basics of economic, technical and regulatory aspects. Four electricity market strategies are suitable for developing business models. For decoupling into the heating sector, this statement remains subject to regulatory changes. For the year 2016, costs and revenues ard calculated for the business models. This is done analogously in a simulation under changed regulatory conditions. It is determined that the coupled operational strategies lead to increased revenues for decentralized systems. However, there is no shortage of short-term flexibility on the electricity market, which makes the general revenue situation difficult. Against this backdrop, potential new business models are below or at the limit of profitability. In the future, a shortening of the auction period for SRLs and a dynamic adjustment of ancillary costs for power to heat can improve the framework conditions.