DE102020208747A1 - Vorrichtung und Verfahren zur Steuerung von Energieflüssen zwischen Teilnehmern eines Energie-Netzwerks - Google Patents

Abstract

Zum Ausgleich von Abweichungen zwischen geplanten Energieflüssen und realen Energieflüssen in einem lokalen Energiemarkt wird ein lokaler Markt für Ausgleich geschaffen, in dem auf Basis eines Optimierungsverfahrens eine optimale Auswahl von qualifizierten Anbietern von Ausgleichsleistung getroffen wird.

Description

• Die Erfindung betrifft eine Vorrichtung und ein Verfahren zur Steuerung von Energieflüssen zwischen Teilnehmern eines Energie-Netzwerks, wobei die Teilnehmer Energieverbraucher, Energieerzeuger oder beides (engl. Prosumer) sein können. Das Energie-Netzwerk kann ein Strom-Netzwerk oder ein thermisches Netzwerk wie beispielsweise ein Fernwärme-Netzwerk sein. Die Teilnehmer sind über ein Energie-Übertragungsnetz mit Leitungen wenigstens teilweise untereinander verbunden. Für die Steuerung werden Energieflüsse vorab für einen Zeitabschnitt, beispielsweise einen Tag, mittels eines Optimierungsverfahrens berechnet. Anhand des Ergebnisses der Berechnung werden die Energieflüsse in dem Zeitabschnitt gesteuert.
• Energie-Netzwerke weisen wenigstens zwei, aber typischerweise eine Vielzahl von Teilnehmern auf. Teilnehmer sind unter anderem Energieerzeuger, Energieverbraucher oder beides. Bei den Teilnehmern kann es sich beispielsweise um private Haushalte handeln. Diese können als reine Energieverbraucher auftreten. In den letzten Jahren treten aber auch private Haushalte zunehmend als Energieerzeuger oder Energiespeicher auf, wenn sie beispielsweise über eine Photovoltaik-Anlage verfügen oder einen Akkumulator (Hausbatterie).
• Teilnehmer können auch Betriebe sein wie Geschäfte, Fabrikanlagen, Bauernhöfe oder Schwimmbäder. Alle diese treten ebenso wie der private Haushalt in den meisten Fällen zumindest als Energieverbraucher auf, zunehmend aber ebenfalls als Energieerzeuger oder auch Energiespeicher. Auch Generatoren wie Blockheizkraftwerke, Kohlekraftwerke, Gasturbinen, große Photovoltaik-Anlagen oder Windenergie-Anlagen treten als Teilnehmer auf, diese typischerweise als reine Energieerzeuger. Meist wird dabei Strom erzeugt, aber im Falle des Blockheizkraftwerks sowohl Strom als auch Wärme.
• Bei dem Energie-Netzwerk kann es sich um ein elektrisches Energie-Netzwerk, also ein Strom-Netzwerk handeln. In diesem Fall kann es sich um das nationale Versorgungs-Netzwerk handeln oder aber um ein lokal begrenztes elektrisches Netzwerk, wobei das lokal begrenzte elektrische Netzwerk durchaus ein Teil des nationalen Versorgungs-Netzwerks sein kann, also nicht davon getrennt vorliegen muss. In diesem Fall kann das Energie-Netzwerk einem lokalen Energie-Markt zugeordnet sein. Bei dem Energie-Netzwerk kann es sich alternativ oder zusätzlich um ein thermisches Netzwerk handeln, bei dem Wärme zwischen den Teilnehmern ausgetauscht wird.
• Zum Austausch der Energie sind die Teilnehmer mittels Leitungen untereinander verbunden. Dabei sind typischerweise keine direkten Verbindungen zwischen allen Teilnehmern vorhanden, sondern vielmehr sind die Verbindungen meist hierarchisch aufgebaut. Bei Stromnetzen beispielsweise gliedert sich das Energie-Netzwerk typischerweise in Ortsnetze, die einen örtlich eng begrenzten Teilnehmerkreis anschließen. Die Ortsnetze sind mit anderen Ortsnetzen über Mittelspannungs-Leitungen verbunden. Schließlich gibt es noch Hochspannungs-Leitungen zur großräumigen Verbindung der Teilnetze.
• Die Energieflüsse zwischen den Teilnehmern, das heißt der Austausch von Energie über die Leitungen des Energie-Netzwerks können von einer Koordinierungs-Plattform organisiert werden. Dazu kann die Koordinierungsplattform ein Optimierungsverfahren durchführen. Damit werden die Energieflüsse zwischen den Teilnehmern möglichst effizient oder optimal vorab, beispielsweise einen Tag im Voraus (englisch: Day-Ahead), berechnet. Anhand des Ergebnisses des Optimierungsverfahrens erfolgt dann die Steuerung der Energieflüsse.
• Die Koordinierungs-Plattform kann weiterhin als Handelsplattform ausgebildet sein, sodass die Teilnehmer Verkaufsangebote und Kaufangebote abgeben können. Die Verkaufsangebote und Kaufangebote bezüglich einer Energieform können bei der Optimierung berücksichtigt werden, wobei typischerweise ein möglichst maximaler und in diesem Sinne möglichst optimaler Energieumsatz vorteilhaft ist.
• Ein solcher lokaler Energiemarkt ist beispielsweise aus dem Dokument EP 3518369 A1 bekannt. Ein Vorteil lokaler Energiemärkte ist, dass einzelne Prosumer mit einem vergleichsweise kleinen Energiesystem aktiv an einem Energiehandel teilnehmen können. Allerdings ist die Granularität der Teilnehmer an einem lokalen Energiemarkt größer, d.h. es treten mehr einzelne, nicht aggregierte Teilnehmer auf. Bei diesen ist der Vorhersagefehler, also die Abweichungen tatsächlich geforderter oder abgegebener elektrischer oder thermischer Leistungen der Teilnehmer von den geplanten Leistungen deutlich höher als bei aggregierten Gruppen oder virtuellen Kraftwerken. Stellt ein Prosumer beispielsweise weniger Energie zur Verfügung als vorab angeboten, beispielsweise weil die Photovoltaik-Anlage eine schwächere Ausbeute erzielt als erwartet, dann entstehen ihm zusätzliche Kosten, da die fehlende Leistung aus dem Versorgungsnetzwerk bezogen werden muss. Bezieht ein Prosumer weniger Leistung als geplant, muss er dennoch die geplante Menge an Energie bezahlen, wodurch die Teilnahme am Energiemarkt unattraktiver wird.
• Diese Probleme lassen sich für den Prosumer teilweise durch eine vorsichtigere Planung beheben. Dadurch würde aber das ganze Potential des lokalen Energiemarkts unterwandert und die Akzeptanz eines solchen Systems verringert.
• Es ist Aufgabe der vorliegenden Erfindung, eine Vorrichtung und ein Verfahren zur Steuerung von Energieflüssen zwischen Teilnehmern eines Energie-Netzwerks anzugeben, mit denen die eingangs genannten Nachteile vermindert werden.
• Diese Aufgabe wird hinsichtlich der Vorrichtung durch eine Vorrichtung zur Steuerung von Energieflüssen zwischen Teilnehmern eines Energie-Netzwerks mit den Merkmalen von Anspruch 1 gelöst. Hinsichtlich des Verfahrens besteht eine Lösung in einem Verfahren mit den Merkmalen von Anspruch 13.
• Die erfindungsgemäße Vorrichtung zur Steuerung von Energieflüssen zwischen Teilnehmern eines Energie-Netzwerks ist ausgestaltet, Reserveleistungsdaten zu den Teilnehmern für einen zukünftigen Zeitabschnitt zu empfangen oder zu ermitteln, wobei eine von den Reserveleistungsdaten vorgesehene Reserveleistung den Ausgleich von im Zeitabschnitt auftretenden Abweichungen zwischen für den Zeitabschnitt geplanten Energieflüssen und im Zeitabschnitt real auftretenden Energieflüssen ermöglicht. Sie ist weiterhin ausgestaltet, ein Bieterverfahren unter gespeicherten Reserveleistungs-Anbietern durchzuführen und damit eine Auswahl der Reserveleistungs-Anbieter zu ermitteln, mit denen die von den Reserveleistungsdaten vorgesehene Reserveleistung im Zeitabschnitt bei Bedarf erbracht wird.
• Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren zur Steuerung von Energieflüssen zwischen Teilnehmern eines Energie-Netzwerks werden Reserveleistungsdaten zu den Teilnehmern für einen zukünftigen Zeitabschnitt empfangen oder ermittelt, wobei eine von den Reserveleistungsdaten vorgesehene Reserveleistung den Ausgleich von im Zeitabschnitt auftretenden Abweichungen zwischen für den Zeitabschnitt geplanten Energieflüssen und im Zeitabschnitt real auftretenden Energieflüssen ermöglicht. Weiterhin wird ein Bieterverfahren unter gespeicherten Reserveleistungs-Anbietern durchgeführt und damit eine Auswahl der Reserveleistungs-Anbieter ermittelt, mit denen die von den Reserveleistungsdaten vorgesehene Reserveleistung im Zeitabschnitt bei Bedarf erbracht wird.
• Die Erfindung schafft eine Möglichkeit, Unsicherheiten, die bei Teilnehmern eines Energie-Netzwerks bestehen, auszugleichen und bereits vorab, also vor einem beplanten Zeitabschnitt, einen Ausgleich für bestehende Unsicherheiten in Form von Reserveleistung bereitzustellen. Die eingangs genannten Nachteile werden dadurch vermieden. Insbesondere wird für den Betreiber des Energie-Netzwerks, das ein lokaler Energiemarkt sein kann, eine verbesserte Planungssicherheit ermöglicht. Ebenso wird auch für die Teilnehmer ein verbesserter Umgang mit Unwägbarkeiten der Energieplanung erreicht.
• Auch wird durch die dezentrale Regelung der Flexibilität ein besserer lokaler Ausgleich der Energie-Bilanzen erreicht. Schließlich ermöglicht die Erfindung neuen Anbietern von Flexibilität, die beispielsweise eine lokal vorhandene stationäre Batterie oder ein Elektroauto einsetzen, die Mitwirkung am lokalen Ausgleich der Energie-Bilanzen.
• Vorteilhafte Ausgestaltungen der erfindungsgemäßen Vorrichtung und des erfindungsgemäßen Verfahrens gehen aus den abhängigen Ansprüchen hervor. Dabei können die Ausführungsformen der unabhängigen Ansprüche mit den Merkmalen eines der Unteransprüche oder vorzugsweise auch mit denen aus mehreren Unteransprüchen kombiniert werden. Demgemäß können noch zusätzlich folgende Merkmale vorgesehen sein:
• Es ist zweckmäßig, in dem Zeitabschnitt auftretende Abweichungen zwischen den berechneten Energieflüssen und den real auftretenden Energieflüssen unter Verwendung wenigstens eines Teils der im Bieterverfahren erworbenen Reserveleistung auszugleichen.
• Dieses Ausgleichen kann dezentral erfolgen. Dazu ist es vorteilhaft, eine Information über die im Bieterverfahren ermittelte Auswahl von Reserveleistungs-Anbietern an die Teilnehmer zu übermitteln. In der Folge können die Teilnehmer bei Auftreten einer Abweichung selbst einen Kontakt und Vertrag mit einem oder mehreren der Reserveleistungs-Anbieter herstellen, um einen Ausgleich der Abweichung zu erreichen, also positive oder negative Reserveenergie zu bekommen.
• Das Ausgleichen kann aber auch zentral erfolgen. Dafür ist es zweckmäßig, wenn die Vorrichtung zur Steuerung von Energieflüssen eine Information über auftretende Abweichungen erhält.
• Diese Information kann beispielsweise durch die Übermittlung von Zählerständen und aktuellem Verbrauch erfolgen oder durch eine Übermittlung von Daten zu einer zukünftigen Abweichung, die beispielsweise in einem folgenden Zeitintervall auftreten wird. Beispielsweise kann ein Teilnehmer, der eine Photovoltaik-Anlage betreibt, für das nächste Zeitintervall, das beispielsweise 15 Minuten betragen kann, erkennen, ob die erreichbare Leistung mit der am Vortag geplanten Leistung übereinstimmt oder ob eine positive oder negative Abweichung auftritt und das Ergebnis der Vorrichtung mitteilen. Die Vorrichtung bewirkt dann die Bereitstellung der Reserveenergie und die spätere Abrechnung der Reserveleistung, also der bereitgestellten Reserveenergie und der Tatsache, dass diese in Anspruch genommen wurde, soweit die Reserveleistung vorher über das Bieterverfahren erworben wurde.
• Vorteilhaft können bei dem Bieterverfahren für teilnehmende Reserveleistungs-Anbieter nur solche Reserveleistungs-Anbieter berücksichtigt werden, bei denen eine Qualifizierungsinformation eine Bestätigung einer ausreichenden Qualifikation des Reserveleistungs-Anbieters umfasst. Eine solche Qualifizierungsinformation kann beispielsweise vorab eingeholt werden und in einer Datenbank abgelegt werden. Es ist zweckmäßig, wenn die Qualifizierungsinformation für einen Zeitraum eingeholt und gespeichert wird, der deutlich länger ist als der typische Zeitabschnitt, für den das Optimierungsverfahren durchgeführt wird. Beispielsweise kann die Qualifizierungsinformation nach der Einholung für ein Jahr oder für mehrere Jahre gültig sein und gespeichert werden, während die Optimierung täglich durchgeführt wird.
• Die Qualifizierungsinformation ist vorteilhaft eine Aussage über die Verlässlichkeit, also Verfügbarkeit der Reserveenergie von dem Reserveenergie-Anbieter. Diese kann beispielsweise durch eine Begutachtung der technischen Anlagen erhoben werden. Durch die Qualifizierungsinformation und die Auswahl der Anbieter auf Seite der Vorrichtung wird vorteilhaft erreicht, dass die Reserveenergie den Teilnehmern mit hoher Verfügbarkeit zur Verfügung gestellt werden kann, was auf Seite der Teilnehmer selbst kaum erreichbar wäre.
• Die Reserveleistungsdaten werden in einer Ausgestaltung von den Teilnehmern selbst erstellt und versendet, wobei die Reserveleistungsdaten eines Teilnehmers Angaben zu dessen eigenem Reserveleistungsbedarf umfassen. Mit anderen Worten sind die Teilnehmer selbst dafür verantwortlich, ihren Reserveleistungsbedarf zu kennen oder zu ermitteln. In der Vorrichtung werden die Reserveleistungsdaten gesammelt und passende Anbieter für Reserveleistung identifiziert. In dieser Ausgestaltung kann sehr gut auf individuelle Anforderungen der Teilnehmer bezüglich der nötigen Reserveleistung eingegangen werden.
• In dieser Ausgestaltung ist es auch zweckmäßig, wenn die Teilnehmer am Bieterverfahren zur Ermittlung der Auswahl an Reserveanbietern teilnehmen, indem sie ihrerseits Gebote abgeben, also angeben, zu welchem Preis sie bereit sind, Reserveleistung einzukaufen. Auf diese Weise wird aus dem Bieterverfahren ein zweiseitiges Verfahren, bei dem sowohl Käufer der Reserveleistung, also die Teilnehmer, als auch Verkäufer der Reserveleistung, also die Anbieter, mit Geboten teilnehmen.
• In einer anderen Ausgestaltung empfängt die Vorrichtung Energiefluss-Planungsdaten von einem Betreiber eines die Teilnehmer umfassenden lokalen Energiemarkts und ermittelt aus den Energiefluss-Planungsdaten die Reserveleistungsdaten für den Zeitabschnitt. Mit anderen Worten werden die Reserveleistungsdaten in dieser Ausgestaltung zentral ermittelt. Vorteilhaft ist an dieser zentralen Ermittlung, dass die Teilnehmer nicht gezwungen sind, ihre individuell nötige Reserveleistung abzuschätzen.
• Es ist auch möglich, eine zentrale und dezentrale Ermittlung zu kombinieren, indem für solche Teilnehmer, die Daten zu ihrer nötigen Reserveleistung abgeben, entsprechend versorgt werden und für all solche Teilnehmer, die keine Daten dazu liefern, eine statistische Ermittlung der nötigen Reserveleistung erfolgt. Die statistische Ermittlung kann dabei mit verschiedenen Methoden arbeiten, um die Reserveleistungsdaten zu ermitteln. Beispielweise kann aus dem gesamten Energieumsatz rein statistisch, also ohne Betrachtung der spezifischen Verbrauchs- und Erzeugungsarten der Energie, die nötige Reserveleistung ermittelt werden. Es können aber auch spezifische Eigenschaften der Teilnehmer berücksichtigt werden. Beispielsweise kann für Photovoltaik-Anlagen berücksichtigt werden, dass diese bei wolkenlosem Himmel, aber auch bei bedecktem Himmel geringe Abweichungen von ihrer prognostizierten Leistung zeigen, während bei heiterem, wolkigem Wetter höhere Abweichungen möglich sind durch die sich ergebende genaue Wolkendecke. Auch können historische Daten zu der nötigen Reserveleistung der Teilnehmer berücksichtigt werden.
• Bei dem Bieterverfahren kann ein erster Wert für die teilnehmenden Reserveleistungs-Anbieter berücksichtigt werden, der eine unabhängig von einer tatsächlich erbrachten Reserveleistung zu erbringende Vergütung für das Bereithalten der Reserveleistung darstellt. Ferner kann ein zweiter Wert für die teilnehmenden Reserveleistungs-Anbieter berücksichtigt werden, der eine abhängig von einer tatsächlich abgerufenen Reserveleistung zu erbringende Vergütung für die Höhe der tatsächlich abgerufenen Reserveleistung darstellt.
• Die Teilnehmer des Energie-Netzwerks können als lokaler Energiemarkt organisiert sein. Dafür gibt es einen Betreiber, auf dessen Seite eine Planung der Energieflüsse im lokalen Energiemarkt stattfindet. Vorzugsweise ist der Betreiber des lokalen Energiemarkts auch gleichzeitig der Betreiber für den Ausgleichsmarkt für Reserveleistung. Demgemäß werden durch die Vorrichtung bzw. das Verfahren von den Teilnehmern Energie-Planungsdaten für einen Zeitabschnitt über einen vorgesehenen Energieaustausch empfangen, die Energieflüsse vorab anhand der Energie-Planungsdaten mittels eines Optimierungs-Verfahrens berechnet und anhand des Ergebnisses der Berechnung die Energieflüsse in dem Zeitabschnitt zu steuern.
• Vorteilhaft liegen dadurch die Planungsdaten und Planungsergebnisse, anhand derer die Energieflüsse im lokalen Energiemarkt gesteuert werden, auch für die Ermittlung und Einholung der Reserveleistung bereits vor. Auch Werte für die tatsächlichen Energieflüsse aus vergangenen Zeitabschnitten liegen vor. Dadurch kann für die zentrale Ermittlung der nötigen Reserveleistung eine statistische Auswertung der Daten vorgenommen werden.
• Vorteilhaft lässt sich also ein lokaler Energiemarkt schaffen, in dem die Vorrichtung bzw. das Verfahren zum Einsatz kommen und der weiterhin eine Mehrzahl von Teilnehmern umfasst, wobei die Teilnehmer Energieverbraucher, Energieerzeuger, Energiespeicher oder eine Kombination dieser Möglichkeiten sind, wobei die Energieflüsse in dem Energienetzwerk durch die Vorrichtung bzw. das Verfahren gesteuert werden. Dazu ist es zweckmäßig, wenn die Ergebnisse des Optimierungsverfahrens an die Teilnehmer zur Steuerung der Energieflüsse übermittelt werden. Dazu wiederum ist es zweckmäßig, wenn die Vorrichtung eine Kommunikations-Schnittstelle zum bidirektionalen Austausch von Daten mit den Teilnehmern umfasst.
• Neben den Teilnehmern des lokalen Energiemarkts existieren die Anbieter für Reserveenergie, die mit den Teilnehmern in Verbindung gebracht werden. Dabei ist es möglich, dass die Teilnehmer und die Anbieter für Reserveenergie überlappen, dass also Teilnehmer des lokalen Energiemarkts auch als Reserveleistungsanbieter auftreten.
• Das Energienetzwerk kann alternativ zu einem elektrischen Netzwerk auch ein thermisches Energienetzwerk zum Austausch thermischer Energie sein, insbesondere ein Fernwärme-, Fernkälte- oder Ferndampf-Netzwerk sein.
• Im Folgenden wird die Erfindung anhand der Figuren der Zeichnung im Zusammenhang mit einem Ausführungsbeispiel näher beschrieben und erläutert. Dabei zeigen
• 1 einen lokalen Energiemarkt mit lokalem Markt für Ausgleich
• 2 einen Verlauf für einen summierten geplanten und realen Leistungsbedarf
• 1 zeigt schematisch einen lokalen Energiemarkt 100 mit einem Fernwärme-Netzwerk 100. Das Fernwärme-Netzwerk 100 umfasst eine Reihe von Teilnehmern 11, darunter mehrere private Haushalte 12, Betriebe 13 und ein Blockheizkraftwerk 14. Das Fernwärme-Netzwerk 100 muss kein isoliertes Netz sein, sondern kann mit einem übergeordneten Netzwerk verbunden sein oder angebundene Fernwärme-Verbraucher oder Fernwärme-Lieferanten umfassen, die aber nicht als Teilnehmer 11 des lokalen Energiemarkts 100 auftreten. Die Teilnehmer 11 sind durch Leitungen 16 untereinander verbunden, wobei keine direkte Verbindung jedes Teilnehmers 11 mit jedem anderen Teilnehmer 11 vorliegt, sondern eine Bus-artige Verbindung. Über die Leitungen 16 können die Teilnehmer 11 thermische Leistung untereinander austauschen.
• Das Blockheizkraftwerk 14 ist ein reiner Wärmeerzeuger und parallel dazu auch ein Stromerzeuger. Ein Teil der privaten Haushalte 12 und Betriebe 13 agieren als reine Wärmeverbraucher, während ein anderer Teil als Wärmeverbraucher und Wärmeerzeuger auftreten.
• Der lokale Energiemarkt 100 wird von einer Steuervorrichtung 102 gesteuert und koordiniert. Die Steuervorrichtung 102 steuert oder regelt dazu die Energieflüsse zwischen den Teilnehmern 11 des Fernwärme-Netzwerks 100. Dazu ist die Steuervorrichtung 102 ausgebildet, die Energieflüsse zwischen den Teilnehmern 11 mittels eines Optimierungsverfahrens für einen Zeitabschnitt, beispielsweise einen Tag, zu berechnen. Hierzu benötigt die Steuervorrichtung 102 physikalische und technische Parameter der Teilnehmer 11, die teilweise konstant, aber teilweise auch von Zeitabschnitt zu Zeitabschnitt veränderlich sind.
• Um diese Parameter zu erhalten, umfasst die Steuervorrichtung 102 eine Kommunikationsschnittstelle 104, beispielsweise eine Verbindung zum Internet. Auch die Teilnehmer 11 sind mit dem Internet verbunden, wodurch sich eine bidirektionale Möglichkeit des Datenaustauschs zwischen der Steuervorrichtung 102 und den Teilnehmern 11 ergibt.
• Alle Wärmeerzeuger im Fernwärme-Netzwerk 100, also im gegebenen Beispiel das Blockheizkraftwerk 14 und diejenigen der privaten Haushalte 12 und Betriebe 13, die ebenfalls als Wärmeerzeuger auftreten, übertragen wenigstens ihre zu einem Zeitpunkt t maximal bereitstellbare Energiemenge E_max,tErzeuger und ihren minimalen Verkaufspreis c_min,t ^Erzeuger an die Steuervorrichtung 102. Die Steuervorrichtung 102 ist dafür ausgestaltet, diese Daten von den Teilnehmern 11 aufzunehmen. Alternativ oder ergänzend zum Verkaufspreis kann eine spezifische Kohlenstoffdioxidemission, beispielsweise in g(C02) pro kWh und/oder ein spezifischer Primärenergieeinsatz an die Steuervorrichtung 102 übertragen werden. Das Datenpaket, mit dem die zu einem Zeitpunkt t maximal bereitstellbare Energiemenge und der zum Zeitpunkt t minimale Verkaufspreis gespeichert ist, kann als Verkaufsangebot (englisch: Sell-Order) bezeichnet werden.
• Die Wärmeverbraucher, also die privaten Haushalte 12 und Betriebe 13, übertragen wenigstens ihre zu einem Zeitpunkt t maximal beziehbare Energiemenge E_max,t ^Verbraucher und ihren maximalen Kaufpreis c_max,t ^Verbraucher an die Steuervorrichtung 102. Das Datenpaket, mit dem die zu einem Zeitpunkt t maximale beziehbare Energiemenge und der zum Zeitpunkt t maximale Kaufpreis gespeichert ist, kann als Kaufangebot (englisch: Buy-Order) bezeichnet werden.
• Umfasst das Fernwärme-Netzwerk 100 auch Wärmespeicher, dann übertragen diese wenigstens die maximal bereitstellbare Speicherkapazität E_max ^ES, einen initialen Ladezustand E_t=0 ^ES, die maximale Ladeleistung P_Laden,max ^ES _, die maximale Entladeleistung P_{Entladung,max} ^ES, seinen Ladewirkungsgrad η_Laden und Entladewirkungsgrad η_Entiaden sowie eine mögliche zeitabhängige minimale Vergütung c_{Entladung,min,t} ^ES für jede entladene Energiemenge. Das Datenpaket, mit dem die für den Energiespeicher genannten Parameter gespeichert sind, kann als Speicherangebot (englisch: Storage-Order) bezeichnet werden.
• Die mittels der Daten übertragenen Parameter werden zur Parametrisierung des Optimierungsverfahrens verwendet. Ein Optimierungsverfahren umfasst typischerweise eine Zielfunktion, deren Ergebnis minimiert oder maximiert werden soll. Die Zielfunktion umfasst Variablen, deren Werte das Resultat des Optimierungsverfahrens sind und Parameter, die sich bei der Durchführung der Optimierung nicht ändern. Das Optimierungsverfahren ist parametrisiert, wenn alle Parameter einen bestimmten Wert aufweisen. Die Variablen des Optimierungsverfahren sind vorliegend die Energieflüsse zwischen den Komponenten. Typischerweise werden die Energieflüsse einen Tag im Voraus, das heißt für den kommenden Tag berechnet. Die Zielfunktion kann eine Gesamtkohlenstoffdioxidemission des Energiesystems, ein Gesamtprimärenergieeinsatz des Energiesystems und/oder die Gesamtkosten des Energiesystems sein.
• Eine vorteilhafte Zielfunktion gemäß der obenstehend genannten Parameter ist durch $$\begin{array}{c}{\displaystyle \sum _{t,n,k}[(P_{t,n,k}^{Erzeuger}\cdot c_{min,t,k}^{Erzeuger}-P_{t,n,k}^{Verbraucher}\cdot c_{max,t,n,k}^{Verbraucher}}+P_{Entladung,t,n,k}^{ES}\\ \cdot c_{Entladung,min,t,n,k}^{ES}+{\displaystyle \sum _i{P}_{i,n,t}\cdot c_{Geb\ddot{u}hr,i,n,t}^G})\cdot \mathrm{\Delta }{t}_t]\end{array}$$

  

  gegeben.
• Dabei steht der Index k für den Teilnehmer 11, der Index n für den Netzwerkknoten 18 des Fernwärme-Netzwerks 100 und der Index t für den Zeitpunkt t. Der innere Summationsindex i steht für einen weiteren Netzwerkknoten 18, der mit dem Netzwerkknoten 18 n verbunden ist.
• $P_{t,n,k}^{\text{Erzeuger}},P_{t,n,k}^{\text{Verbraucher}},P_{\text{Entladung},t,n,k}^{\text{ES}}$

  

  und P_i,n,t sind die Variablen der Zielfunktion. Das Optimierungsverfahren, welches mittels der Steuervorrichtung 102 durchgeführt wird, minimiert die genannte Zielfunktion und ermittelt beziehungsweise berechnet die Variablen $P_{t,n,k}^{\text{Erzeuger}},P_{t,n,k}^{\text{Verbraucher}},P_{\text{Entladung},t,n,k}^{\text{ES}}$

  

  und P_i,n,t. Hierbei ist $P_{t,n,k}^{\text{Erzeuger}}$

  

  die Leistung des Energieerzeugers k am Netzknoten n zum Zeitpunkt t, $t,P_{t,n,k}^{\text{Verbraucher}}$

  

  die Leistung des Energieverbrauchers k am Netzknoten n zum Zeitpunkt t, $P_{\text{Entladung},t,n,k}^{\text{ES}}$

  

  die Entladeleistung des Energiespeichers k am Netzknoten n zum Zeitpunkt t, und P_i,n,t die Wirkleitungskapazität zwischen einem Netzknoten i und dem Netzknoten n zum Zeitpunkt t, wobei hierfür für die Verwendung des Energieübertragungsnetzes eine Netzgebühr $c_{\text{Geb}\ddot{\text{u}}\text{hr},i,n,t}^{\text{G}}$

  

  anfällt.
• Das Optimierungsproblem, das heißt das Berechnen des Maximums oder Minimums der Zielfunktion, erfolgt typischerweise unter Nebenbedingungen. Beispielsweise muss physikalisch $$\begin{array}{c}{\displaystyle \sum _k{P}_{t,n,k}^{\text{Erzeuger}}-{\displaystyle \sum _k{P}_{t,n,k}^{\text{Verbraucher}}}+{\displaystyle \sum _i{P}_{i,n,t,out}-{\displaystyle \sum _i{P}_{n,i,t,in}-{\displaystyle \sum _k{P}_{\text{Laden},t,n,k}^{\text{ES}}}}}}\\ +{\displaystyle \sum _k{P}_{\text{Entladen},t,n,k}^{\text{ES}}=0}\end{array}$$

  

  für alle Netzwerkknoten n und alle Zeitpunkte t innerhalb des zu betrachtenden Zeitabschnitts erfüllt sein.
• Dabei steht P_i,n,t,out für eine Leistung, die einer Leitung 16 am Netzwerkknoten 18 n entnommen werden wird und P_i,n,t,in steht für die Leistung, die am Netzwerkknoten 18 n eingespeist wird in die Leitung.
• Weiterhin sind Nebenbedingungen $P_t^{\text{Erzeuger}}\mathrm{\Delta }{t}_t\le E_{\text{max};t}^{\text{Erzeuger}}$

  

  für jeden Energieerzeuger, also beispielsweise die Windenergieanlage 14, und $P_t^{\text{Verbraucher}}\mathrm{\Delta }{t}_t\le E_{\text{max};t}^{\text{Verbraucher}}$

  

  für jeden Energieverbraucher, sowie $P_{\text{Laden},t}^{\text{ES}}\le P_{\text{Laden},\text{max},t}^{\text{ES}},P_{\text{Entladen},t}^{\text{ES}}\le P_{\text{Entladen},\text{max},t}^{\text{ES}}$

  

  und $E_t^{ES}-E_{t-1}^{ES}=\left[P_{\text{Laden},t}^{\text{ES}}{\eta }_{\text{Laden}}-P_{\text{Entladen},t}^{\text{ES}}/{\eta }_{\text{Entladen}}\right]\cdot \mathrm{\Delta }{t}_t$

  

  für Energiespeicher (Flex-Type 1) vorgesehen.
• Eine verschiebbare Last kann mittels der Nebenbedingung ${\displaystyle \sum {}_{t_{\text{Start}}}^{t_{\text{Ende}}}{P}_t^{\text{Verbraucher}}\cdot \mathrm{\Delta }{t}_t\le E_{\text{max}}^{\text{Verbraucher}}}$

  

  modelliert und somit beim Optimierungsverfahren berücksichtigt werden.
• Weitere physikalische/technische Nebenbedingungen, beispielsweise dass Leistungen nur positive Werte annehmen oder Netzrandbedingungen, können berücksichtigt werden. Insbesondere können in dem Falle eines Stromnetzes die Art des Stroms, beispielsweise Strom aus Photovoltaikerzeugung, und/oder Präferenzen der Energieverbraucher und/oder Präferenzen der Energieerzeuger beim Optimierungsverfahren mittels weiterer Nebenbedingungen berücksichtigt werden. Für mehrere Arten von elektrischen Strömen wie auch thermischen Strömen gelten die obenstehenden Gleichungen jeweils einzeln. Bei Gleichungen mit physikalischer Basis, beispielsweise physikalische Randbedingungen für Energiespeicher, werden die Summen der Leistungen aus den einzelnen Stromarten gebildet. Es gilt also weiterhin für einen Leitungsfluss von Knoten i zu j: P_i,j, P_j,i >= 0 und P_i,j <= P_i,j,t,max.
• Nach der Berechnung der Energieflüsse mittels der Steuervorrichtung 102 werden diese berechneten Werte an die Teilnehmer 11 übergeben, das heißt mittels der Steuervorrichtung 102 beziehungsweise über die Kommunikationsschnittstelle 104 der Steuervorrichtung 102 übertragen. Dadurch wird sichergestellt, dass die Teilnehmer 11 und somit das Energiesystem gemäß der Lösung des Optimierungsverfahrens bestmöglich betrieben wird. Mit anderen Worten steuert die Steuervorrichtung 102 die Teilnehmer 11 basierend auf der Lösung des Optimierungsverfahrens. Somit wird die Effizienz des Fernwärme-Netzwerks 100, beispielsweise ein maximaler Energieumsatz, verbessert.
• 2 zeigt einen sich über den beplanten Zeitabschnitt ergebenden Verlauf des summierten Leistungsbedarfs 25 im lokalen Energiemarkt 100. In vielen Fällen ergibt sich, wenn der vorberechnete Zeitabschnitt, beispielsweise der nächste Tag, erreicht ist, eine Abweichung 27 der realen Energieflüsse von den vorab geplanten. 2 zeigt einen beispielhaften realen summierten Leistungsbedarf 26 im lokalen Energiemarkt 100. Die in 2 schraffiert dargestellte Fläche kennzeichnet die Abweichung 27 zwischen der Planung und den realen Energieflüssen. Beispielsweise kann eine Einspeisung von elektrischer oder thermischer Energie aus einer Windenergieanlage oder einer Photovoltaik-Anlage durch eine kurzfristige Wetteränderung nicht mit der Vorhersage übereinstimmen. In diesen Fällen kann sowohl mehr als auch weniger Energie anfallen. Ein anderes Beispiel wäre eine unvorhergesehene Schließung eines Betriebs, wodurch weniger Energie benötigt wird als geplant. Andere Möglichkeiten sind Ausfälle von Betriebsmitteln wie Brennern oder Wärmepumpen oder eines industriellen Prozesses oder eine Insolvenz eines Teilnehmers 11. Da die Steuerung der Energieflüsse auf vorab berechneten und geplanten Daten beruht, beinhaltet sie keine direkte Abhilfe für solche Abweichungen 27.
• Um den Abweichungen 27 möglichst optimal zu begegnen, wird in diesem Ausführungsbeispiel ein zweiter lokaler Markt 20, der lokale Markt 20 für Ausgleich, geschaffen, in dem Reserveenergie bereitgestellt wird. Der lokale Markt 20 für Ausgleich ist mit seinen Anbietern 22 ebenfalls in 1 dargestellt. Diese Reserveenergie kann positiv sein, was bedeutet, dass zusätzliche Energie bei Bedarf bereitsteht. Sie kann auch negativ sein, was bedeutet, dass zusätzliche Energie bei Bedarf abgenommen werden kann.
• Für die Bereitstellung von thermischer Reserveenergie - sowohl positiver als auch negativer - für das Fernwärme-Netzwerk 100 kommen beispielsweise Blockheizkraftwerke 14, Gasboiler, Elektroheizer, Pufferspeicher, Wärmetauscher, Lüfter, Kompressions-Kältemaschinen, Absorptions-Kältemaschinen und thermo-chemische Maschinen in Frage. Für die Bereitstellung elektrischer Reserveenergie kommen elektrische Speicher wie Akkumulatoren in Gebäuden und Fahrzeugen und kurzfristig belastbare und entlastbare Kraftwerke wie Gasturbinen in Frage.
• Wichtig für das Funktionieren eines Marktes für thermische Energie ist die Neutralität des Betreibers des Fernwärme-Netzwerks 100, hier dargestellt durch die Steuereinrichtung 102. Er hat Kenntnis von sämtlichen Handelsaktivitäten aller Teilnehmer 11, da er überprüft, ob die tatsächlichen thermischen Einspeisungen und Entnahmen der Teilnehmer 11 zu den Fahrplänen der Liefer- und Bezugsverpflichtungen aus dem Handel passen, oder ob Abweichungen vorliegen. Aufgrund dieses Informationsvorteils sollte der Betreiber des Fernwärme-Netzwerks 100 nicht selbst als Akteur auf dem Markt auftreten, denn er hätte gegenüber allen anderen Marktteilnehmern einen Informationsvorteil. Es ist daher für die Wahrung seiner Neutralität sehr vorteilhaft, wenn auch die Beschaffung der thermischen Reserveenergie in einem diskriminierungsfreien transparenten Verfahren erfolgt.
• Da das Angebot von Reserveenergie, sowohl positiv als auch negativ, eine Absicherungsmaßnahme ist, ist es wichtig, dass eine gewisse technische und planerische Sicherheit bei den Anbietern 22 des lokalen Markts 20 für Ausgleich vorliegt. Daher wird in einem ersten Schritt zur Beschaffung der Reserveenergie eine Qualifizierung der Anbieter 22 thermischer Reserveenergie durchgeführt. Dazu beurteilt der Betreiber des Fernwärme-Netzwerks 100 nach transparent kommunizierten Kriterien die Fähigkeit des Anbieters 22 thermischer Reserveenergie, gesichert kurzfristig angefragte thermische Reserveenergie in das Fernwärme-Netzwerk 100 einzuspeisen oder zu entnehmen. Hierzu werden unter anderem folgende beispielhafte Maßnahmen eingesetzt:
1. a. Darlegung des technischen Konzepts der angebotenen Anlage zur Bereitstellung thermischer Reserveenergie, beispielsweise durch technische Unterlagen;
2. b. Begutachtung des technischen Zustands der Anlagen, die der Anbieter 22 thermischer Reserveenergie verwendet. Diese Begutachtung kann durch einen Gutachter erfolgen, wie beispielsweise durch den TÜV;
3. c. Durchführung von Testläufen, die das zuverlässige Funktionieren der thermischen und auch der Kommunikations- und Messinfrastruktur nachweisen. Dabei kann auch berücksichtigt werden, ob bestimmte Teile der Anlage, auch der Kommunikationsanlagen redundant vorliegen und dadurch eine verbesserte Sicherheit gegeben ist.
• Eine Quantifizierung der Ergebnisse kann dabei beispielsweise dadurch erfolgen, dass die einzelnen erhobenen Tatsachen wie beispielsweise Art und Hersteller der Anlage, Alter der Anlage und technischer Zustand oder vorliegende Redundanz insbesondere des Kommunikationssystems in einer Datenbank in dedizierten Feldern eingetragen werden. Diese Eintragungen werden dann mit einem vorgegebenen Bewertungsschema verknüpft. Aus diesen Datenbankeinträgen kann dann über eine Akkumulierung der Bewertungen eine Gesamtbewertung, beispielsweise eine Gesamtwertzahl ermittelt werden. Die Gesamtwertzahl dient als quantitative Größe zur Bewertung des Anbieters und kann mit einem Schwellwert verglichen werden, um eine Trennung von ausreichend qualifizierten und ungenügend qualifizierten Anbietern von Reserveleistung zu erreichen.
• Eine erfolgreiche Qualifizierung sichert die Qualität, insbesondere ein hohes Niveau an Verfügbarkeit und ist Voraussetzung dafür, dass der Anbieter 22 thermischer Reserveenergie seine Ausgleichsleistung auf dem nachfolgenden Bieterverfahren anbieten kann, also am lokalen Markt 20 für Ausgleich teilnehmen kann. Über die Qualifizierung aller solchen in Frage kommenden Anbieter 22 wird also ein Anbieterkreis für thermische Reserveenergie ermittelt. Dieser Anbieterkreis kann auch Teilnehmer 11 des Fernwärme-Netzwerks 100 umfassen, sofern diese die Anforderungen erfüllen, also deren Qualifizierung erfolgreich verläuft. Im vorliegenden Beispiel gemäß der 1 treten das Blockheiz-Kraftwerk 14 und einer der Betriebe 13 sowohl als Teilnehmer 11 als auch als Anbieter 22 auf. Es versteht sich, dass diese Qualifizierung, also die erste Phase, selten im Vergleich zur täglichen Berechnung und Steuerung der Energieflüsse stattfindet und dass in der Hauptsache mit einer bestehenden Liste von qualifizierten Anbietern 22 gearbeitet wird.
• In einem zweiten Schritt findet die Planung und Berechnung der Energieflüsse statt, die bereits beschrieben wurde. Im Zusammenhang mit dieser Berechnung, also der Durchführung des Optimierungsverfahrens, werden auch benötigte Reserveenergien für den beplanten Zeitabschnitt, also beispielsweise einen Tag, ermittelt.
• Es ist auch möglich, die Ermittlung der benötigten Reserveenergien und die nachfolgenden Schritte zeitlich von der Berechnung der Energieflüsse zu entkoppeln. So kann die Berechnung der Energieflüsse beispielsweise tagesweise stattfinden und die Ermittlung der Reserveenergien nur wöchentlich oder monatlich.
• In einer möglichen Ausprägung ermittelt der Betreiber des Fernwärme-Netzwerks 100 mit einem statistischen Verfahren auf Basis der Messdaten der Vergangenheit die thermische Reserveenergie, die erforderlich ist, um einen sicheren Betrieb des Fernwärme-Netzwerks 100 zu gewährleisten. Das passiert ebenfalls in der Steuervorrichtung 102. Beispielsweise kann sich durch das statistische Verfahren eine Obergrenze und eine Untergrenze für die erwarteten maximalen Abweichungen ergeben, so dass die tatsächliche Leistung im Zeitabschnitt in einem Band zwischen einem Maximalwert 28 und einem Minimalwert 29 bleibt. 2 zeigt, dass die beispielsweise gegebene tatsächliche Leistung innerhalb dieses Bands bleibt trotz deutlicher Abweichung 27 von der Planung. Die Steuervorrichtung 102 bucht dann ausreichende Reserveleistung von den Anbietern 22, um jeden tatsächlich anfallenden Energiefluss innerhalb des Bandes zwischen Maximalwert 28 und Minimalwert 29 bereitstellen zu können.
• In anderen Ausführungsvarianten übermitteln die Teilnehmer 11 mit ihren Geboten auch Unsicherheiten über die Genauigkeit, also ihre individuell benötigte Reserveenergie. Die Unsicherheiten in den Geboten der Teilnehmer 11 werden dann vom Betreiber des thermischen Netzes verwendet, um die notwendige thermische Reserveenergie zu ermitteln.
• In einem Bieterverfahren beschafft der Betreiber des Fernwärme-Netzwerks 100 in einem dritten Schritt die erforderlichen thermischen Reserveenergien. Dieses Bieterverfahren kann in Form einer Auktion organisiert sein. Es kann beispielsweise täglich, wöchentlich, monatlich oder jährlich durchgeführt werden.
• In diesem Bieterverfahren werden die für einen bestimmten Zeitraum aktiv beteiligten Anbieter 22 von Reserveenergie im lokalen Markt 20 für Ausgleich über eine Optimierung festgelegt. Dabei werden von den Anbietern 22 im lokalen Markt 20 für Ausgleich vorab Gebote c_t ⁺ für positive und c_t ^- für negative Ausgleichsleistung eingeholt, beispielsweise in Euro pro kWh. Zusätzliche Angaben der Anbieter sind die jeweilige maximale Leistung für positive (P_t ⁺) und negative (P_t ^-) Ausgleichsleistung in kW.
• Werden die Teilnehmer 11 selbst eingebunden in das Bieterverfahren, ist das Verfahren double-sided, arbeitet also mit Angeboten von Käufern und Verkäufern. Wird der Ausgleich von Abweichungen zentral, also durch die Steuervorrichtung 102 allein durchgeführt, dann sind keine Gebote der Teilnehmer 11 erforderlich und das Bieterverfahren ist single-sided. In jedem Fall wird das Bieterverfahren mit einem „closed order book“ betrieben, d.h. die Gebote sind für die Anbieter 22 und Teilnehmer 11 nicht sichtbar, sodass eine Manipulation der Gebote ausgeschlossen wird.
• Diese können für Kauf, Verkauf sowie Speichergebote definiert werden. Dabei ergibt sich ein Satz von Angeboten von positiver Ausgleichsflexibilität (Buys B⁺ und Seils S⁺) und Angeboten negativer Ausgleichsflexibilität (Buys B^-, Seils S^-). Dabei steht ein Sell S⁺ für einen Anbieter 22, der Leistung zur Verfügung stellen kann, wenn sie von anderen Teilnehmern 11 gebraucht wird und ein Buy B⁺ für einen Teilnehmer 11, der unter Umständen zusätzliche Leistung benötigt. Ein Sell S^- steht für einen Anbieter 22, der Leistung aufnehmen kann, wenn sie von anderen Teilnehmern 11 abgegeben werden muss und ein Buy B^- für einen Teilnehmer 11, der unter Umständen zu viel Leistung zur Verfügung hat und diese abgeben muss. Das Optimierungsverfahren wird mit folgender Angabe durchgeführt: $$\text{max}{\displaystyle \sum _t\left(P_t^{B,+}{c}_t^{B,+}-P_t^{S,+}{c}_t^{S,+}\right)+\left(P_t^{B,-}{c}_t^{B,-}-P_t^{S,-}{c}_t^{S,-}\right),}$$

  

  $$\begin{array}{l}\text{s}.\text{t}\mathrm{.,}{\displaystyle \sum {}_B+P_t^{B,+}-{\displaystyle \sum {}_S}}+P_t^{S,+}=\mathrm{0,}\forall t\in T,\\ {\displaystyle \sum {}_B-P_t^{B,-}-{\displaystyle \sum {}_S}-P_t^{S,-}=}\mathrm{0,}\forall t\in T\end{array}$$

  

  Die Flexibilität eines Speichers kann durch ein Angebot für sowohl positive als auch negative Flexibilität eingestellt werden. In einer weiteren Ausgestaltungsmöglichkeit könnte zusätzlich die Begrenzung des Speichers durch die maximale Speicherkapazität bzw. dessen technische Charakteristik (Lade- und Entladewirkungsgrade, etc.) mitberücksichtigt werden. Zusätzlich kann im Optimierungsproblem und bei der Gebotsabgabe die Netzstruktur, also der Ort der Bereitstellung der Flexibilität berücksichtigt werden.
• Das Ergebnis des Optimierungsverfahrens ist eine Zusammenstellung einer Auswahl von Anbietern 22 von Reserveleistung, die für den gewählten Zeitraum bei Bedarf in Anspruch genommen werden. Besteht ein Mismatch zwischen den Angeboten und dem Bedarf, beispielsweise wenn Gebote von Teilnehmern 11 keine passenden Gebote von Anbietern 22 antreffen, ist es zweckmäßig, wenn der Betreiber des lokalen Markts 100 Reserveleistung zu einem Fixpreis anbietet, die bei Bedarf den Teilnehmern 11 zugewiesen wird. Ein entsprechender Kauf von Reserveleistung stellt die Versorgung auch derjenigen Teilnehmer 11 sicher, für die kein Anbieter 22 gefunden wurde, ohne dabei den Betreiber des lokalen Markts 100 einseitig zu belasten.
• Die Vergütung für die thermische Reserveenergie, über die mit dem Bieterverfahren mitentschieden wird, kann sich in zwei Preiskomponenten gliedern: eine Leistungs-Preiskomponente für das gesicherte Verfügbarhalten der Anlagen und der vereinbarten Energiemenge und/oder Leistung sowie eine Energie-Preiskomponente zur Vergütung anfallender Energiekosten im Falle eines Einsatzes der Anlage, d.h. für den Fall, dass die Reserveenergie tatsächlich abgerufen wird. Dabei ist nur die Energie-Preiskomponente von der tatsächlich im Betrieb abgerufenen Leistung abhängig, fällt also nicht an, wenn sich herausstellt, dass keine Reserveenergie benötigt wird.
• Neben den Preisen für angebotene Energie in Euro pro KWh oder Leistung Euro pro kW kann als weiterer Parameter auch eine Mindestzeit für die Vorab-Information vor Beginn der physischen Leistung verwendet werden, d.h. die benötigte Vorlaufzeit, wenn die Reserveleistung tatsächlich erbracht werden soll.
• Schließlich erfolgt in einem vierten Schritt die Steuerung der Energieflüsse und parallel dazu der Abruf von thermischer Reserveenergie nach Bedarf der einzelnen Teilnehmer 11. Dafür werden kontinuierlich an der Nachfrageseite Leistungsmessungen durchgeführt, um anhand von kurzfristigen Prognosen an der Angebotsseite die thermische Reserveenergie zeitgereicht anfordern zu können.
• Hierbei ergeben sich zwei mögliche Abwicklungsalternativen. In der ersten Abwicklungsalternative, einer dezentralen Abwicklung, informiert der Betreiber des lokalen Energiemarkts Käufer und Verkäufer über deren bilaterale Geschäftsbeziehung. In diesem Fall muss der Käufer der Reserveenergie, also einer der Teilnehmer 11, den Verkäufer, also einen der Anbieter 22 bei Inanspruchnahme kurzfristig informieren. Für die Kommunikation wird zweckmäßigerweise ein elektronisches Medium verwendet. Die Inanspruchnahme kann grundsätzlich manuell ausgelöst werden. Praxistauglicher ist allerdings eine vom Gebäudeenergie-Managementsystem des Käufers, also des Teilnehmers 11 automatisch ausgelöste Inanspruchnahme. Auch der Nachweis der Ausführung durch den Verkäufer, also den Anbieter 22 erfolgt elektronisch.
• In der zweiten Abwicklungsalternative, einer zentralen Abwicklung, verwendet der Betreiber des lokalen Energiemarkts die Zählerdaten der Teilnehmer 11. Auf der Basis der Messwerte der Zähler ermittelt der Betreiber Differenzen zwischen den vertraglichen Verpflichtungen der Teilnehmer 11 und den tatsächlichen physischen Einspeisungen und Entnahmen. Er ermittelt also die Abweichungen von der Planung und Berechnung, die durch Reserveenergie ausgeglichen werden muss. Er saldiert diese und setzt kostenoptimal die erforderliche flexible Leistung durch Einbindung der Anbieter 22 ein. Die dadurch entstehenden Energiekosten in der Einheit Euro pro kWh legt er im Nachgang auf die Teilnehmer 11 um, proportional zu deren Lieferabweichung in jedem Zeitintervall.
• Bezugszeichenliste

100

lokaler Energiemarkt

11

Teilnehmer

12

privater Haushalt

13

Betrieb

14

Blockheiz-Kraftwerk

16

Leitung

18

Knoten

20

lokaler Markt für Ausgleich

22

Anbieter

25

summierter geplanter Leistungsbedarf

26

summierter realer Leistungsbedarf

27

Abweichung

28

Maximalwert

29

Minimalwert

102

Steuervorrichtung

104

Kommunikations-Einrichtung

• ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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• Zitierte Patentliteratur
• EP 3518369 A1 [0008]

Claims (14)

1. Vorrichtung (102) zur Steuerung von Energieflüssen zwischen Teilnehmern (11) eines Energie-Netzwerks (100), wobei die Vorrichtung (102) ausgestaltet ist, - Reserveleistungsdaten zu den Teilnehmern (11) für einen zukünftigen Zeitabschnitt zu empfangen oder zu ermitteln, wobei eine von den Reserveleistungsdaten vorgesehene Reserveleistung den Ausgleich von im Zeitabschnitt auftretenden Abweichungen zwischen für den Zeitabschnitt geplanten Energieflüssen und im Zeitabschnitt real auftretenden Energieflüssen ermöglicht, - ein Bieterverfahren unter gespeicherten Reserveleistungs-Anbietern (22) durchzuführen, um eine Auswahl der Reserveleistungs-Anbieter (22) zu ermitteln, mit denen die von den Reserveleistungsdaten vorgesehene Reserveleistung im Zeitabschnitt bei Bedarf erbracht wird.
2. Vorrichtung (102) nach Anspruch 1, ausgestaltet, die Reserveleistungsdaten von den Teilnehmern (11) zu empfangen, wobei die Reserveleistungsdaten eines Teilnehmers (11) Angaben zu dessen eigenem Reserveleistungsbedarf umfassen.
3. Vorrichtung (102) nach Anspruch 1 oder 2, ausgestaltet, Energiefluss-Planungsdaten von einem Betreiber eines die Teilnehmer (11) umfassenden lokalen Energiemarkts (100) zu empfangen und aus den Energiefluss-Planungsdaten die Reserveleistungsdaten für den Zeitabschnitt zu ermitteln.
4. Vorrichtung (102) nach einem der vorangehenden Ansprüche, ausgestaltet, eine Information über die im Bieterverfahren ermittelte Auswahl von Reserveleistungs-Anbietern (22) an die Teilnehmer (11) zu übermitteln.
5. Vorrichtung (102) nach einem der vorangehenden Ansprüche, ausgestaltet, bei dem Bieterverfahren für teilnehmende Reserveleistungs-Anbieter (22) nur solche Reserveleistungs-Anbieter (22) zu berücksichtigen, bei denen eine Qualifizierungsinformation eine Bestätigung einer ausreichenden Qualifikation des Reserveleistungs-Anbieters (22) umfasst.
6. Vorrichtung (102) nach einem der vorangehenden Ansprüche, ausgestaltet, bei dem Bieterverfahren einen ersten Wert für die teilnehmenden Reserveleistungs-Anbieter (22) zu berücksichtigen, der eine unabhängig von einer tatsächlich erbrachten Reserveleistung zu erbringende Vergütung für das Bereithalten der Reserveleistung darstellt und einen zweiten Wert für die teilnehmenden Reserveleistungs-Anbieter (22) zu berücksichtigen, der eine abhängig von einer tatsächlich abgerufenen Reserveleistung zu erbringende Vergütung für die Höhe der tatsächlich abgerufenen Reserveleistung darstellt.
7. Vorrichtung (102) nach einem der vorangehenden Ansprüche, wobei die Vorrichtung (102) ausgestaltet ist, - von den Teilnehmern (11) Energie-Planungsdaten für einen Zeitabschnitt über einen vorgesehenen Energieaustausch zu empfangen, - die Energieflüsse vorab anhand der Energie-Planungsdaten mittels eines Optimierungs-Verfahrens zu berechnen, - anhand des Ergebnisses der Berechnung die Energieflüsse in dem Zeitabschnitt zu steuern.
8. Vorrichtung (102) nach einem der vorangehenden Ansprüche, bei der die Energie-Planungsdaten ausgewählt sind aus der nicht abschließenden Liste: Energiebedarfswerte, Energiebereitstellungswerte, Energiespeicherwerte.
9. Energienetzwerk (100) mit einer Mehrzahl von Teilnehmern (11), wobei die Teilnehmer (11) Energieverbraucher, Energieerzeuger, Energiespeicher oder eine Kombination dieser Möglichkeiten sind, und einer Vorrichtung (102) nach einem der vorangehenden Ansprüche zur Steuerung der Energieflüsse in dem Energienetzwerk (100).
10. Energienetzwerk nach Anspruch 9, bei dem wenigstens ein Teilnehmer (11) auch ein Reserveleistungs-Anbieter (22) ist.
11. Energienetzwerk nach Anspruch 9, dass ein thermisches Energienetzwerk zum Austausch thermischer Energie, insbesondere ein Fernwärme-, Fernkälte- oder Ferndampf-Netzwerk ist.
12. Verfahren zur Steuerung von Energieflüssen zwischen Teilnehmern (11) eines Energie-Netzwerks (100), bei dem - Reserveleistungsdaten zu den Teilnehmern (11) für einen zukünftigen Zeitabschnitt empfangen oder ermittelt werden, wobei eine von den Reserveleistungsdaten vorgesehene Reserveleistung den Ausgleich von im Zeitabschnitt auftretenden Abweichungen zwischen für den Zeitabschnitt geplanten Energieflüssen und im Zeitabschnitt real auftretenden Energieflüssen ermöglicht, - ein Bieterverfahren unter gespeicherten Reserveleistungs-Anbietern (229 durchgeführt wird und damit eine Auswahl der Reserveleistungs-Anbieter (22) ermittelt wird, mit denen die von den Reserveleistungsdaten vorgesehene Reserveleistung im Zeitabschnitt bei Bedarf erbracht wird.
13. Verfahren nach Anspruch 12, bei dem - von den Teilnehmern (11) Energie-Planungsdaten für den Zeitabschnitt über einen vorgesehenen Energieaustausch empfangen werden, - die Energieflüsse vorab anhand der Energie-Planungsdaten mittels eines Optimierungs-Verfahrens berechnet werden, - anhand des Ergebnisses der Berechnung die Energieflüsse in dem Zeitabschnitt gesteuert werden.
14. Verfahren nach Anspruch 12 oder 13, bei dem die Reserveleistungsdaten unter Verwendung von Planungsdaten zu den Energieflüssen statistisch ermittelt werden.

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