Handbuch HYBRID

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HYBRID-Überblick

Mit dem HYBRID-Modul wird die technische und wirtschaftliche Machbarkeit von Energieanlagen mit Stromerzeugung bewertet, wobei auch Eigenverbrauch einbezogen werden kann. Das Modul simuliert schwankende Preise gegenüber schwankenden Produktionen und Verbräuchen. Energiespeicher können ebenfalls einbezogen werden. Die OPTI-Storage-Funktionalität kann Arbitrage (Aufladung bei niedrigem Preis, Entladung bei hohem Preis) und den optimalen Umgang mit Netzgrenzen (Minimierung der Netzbeschränkung) simulieren.

Modulumfang und Berechnungsfälle

Produktionszeitreihen aus PARK (Wind) und SOLAR PV (Photovoltaik) werden nahtlos ins HYBRID-Modul übernommen. Eine zeitgleiche Preiszeitreihe wird in ein METEO-Objekt importiert und von diesem aus in HYBRID übernommen (vgl. HYBRID-Datengrundlage)

Wird der Strom selbst verbraucht, können – je nach Marktdesign – Steuern und Gebühren eingespart werden, was eine Hybridanlage oft erst realisierbar macht. Mit zusätzlichen Nachfragezeitreihen können Verbraucher simuliert werden, die sowohl innerhalb als auch außerhalb des Systems („Microgrid“) liegen können.

Das Modul kann sehr einfache Szenarien handhaben, z.B. ob es lohnenswert ist, in eine Solar-PV-Anlage zu investieren, und wie groß die Anlage bei gegebenem Bedarf sein soll, bis hin zu hochkomplexen Systemen, bei denen Wind, PV und andere grüne und schwarze Produktion zusammenwirken, sowie Speicher, externes Netz und interner Bedarf. Die Begrenzungen des Netzes können festgelegt und Kosten für den Netzausbau angegeben werden, um herauszufinden, ob diese Investition wirtschaftlich ist oder ob es besser wäre, z. B. in einen Speicher zu investieren.

Die Interaktion mit einem externen Netz mit zeitvariablen Preisen ist ein Kernmerkmal, aber es ist auch möglich, Netze im Inselbetrieb zu simulieren. Mit einem Reserveerzeuger (z.B. Dieselaggregat oder Biogastubine) können Lastabwürfe vermieden werden, wenn weder das Netz noch die anderen Erzeugungseinheiten den Bedarf decken können.

Die Grundlage der Berechnung ist eine Energiebilanzsimulation für ein Jahr, für welches Zeitreihen für Produktion, Preis und Nachfrage erforderlich sind. Diese Simulation wird für jedes Jahr des Zeitraums der wirtschaftlichen Simulation wiederholt, wobei Veränderungen während des Simulationszeitraums berücksichtigt werden. Dies könnte z.B. die Degradation der Photovoltaik-Anlagen sein, ein Anstieg der Energiepreise oder dass Anlagen oder Speicher während des Simulationszeitraums in das System eingebracht oder aus dem System entfernt werden. Alle jahresweisen Entwicklungen können über frei definierbare Indizes gesteuert werden.

Die Strompreissimulation ist sehr flexibel. Subventionen, Gebühren und Energiesteuern können einbezogen werden, je nachdem, welche Anlage den Strom erzeugt und wo er verbraucht wird. So kann es z.B. einen Tarif nur für den exportierten Teil der Produktion einer bestimmten Windkraftanlage geben, während die gesamte PV-Produktion subventioniert wird. Jede mögliche Mischung kann gehandhabt werden.

Wenn der Preis negativ ist, kann die Produktion abgeschaltet werden, ebenso wie sie bei Erreichen des Netzlimits gedrosselt wird. Für beide Abregelungsarten kann ein Gegenwert pro MWh angegeben werden: Die Abschaltung bei negativen Preisen kann kompensiert werden, da die Anlage zur Netzstabilität beiträgt; und wenn eine Leistungsreduktion aufgrund der begrenzten Netzkapazität erfolgt, besteht eventuell die Möglichkeit, den Strom für Heizzwecke zu verwenden, was dem überschüssigen Strom auch einen Wert gibt. Auch der Lastabwurf kann mit Kosten versehen werden. Wenn die Nachfrage während einiger Stunden nicht befriedigt werden kann, verursacht dies Kosten, was ein Anlass für eine Investition in Speicher sein könnte. Wenn dem Lastabwurf keine Kosten zugeordnet würden, wäre der Wert einer Speicherung nicht erkennbar.

Skalierungsfaktoren für die verschiedenen Technologien sind Teil der Simulation. Wenn z.B. eine 50% größere PV-Anlage oder ein kleinerer Speicher eingesetzt wird, können die Auswirkungen auf die Nettokosten während der Lebensdauer leicht sichtbar gemacht werden. In diesem Zusammenhang sind Kostenmodelle ein wichtiges Werkzeug. Die Kosten der Anlagen und die Produktion werden automatisch auf Basis der Größe skaliert (einfache Skalierung). Einige Anlagenkostentypen basieren auf Formeln:

• Für einen Windpark sind die Anlagenkosten abhängig von der spezifischen Leistung sowie von MW, Rotorfläche und Nabenhöhe
• Die Kosten für Verkabelung und Straße hängen von der Entfernung zwischen den Einzelanlagen ab, die automatisch aus dem Layout berechnet wird (vereinfacht, da die direkten und kürzesten Entfernungen verwendet werden).

Kostenmodelle können manuell kalibriert werden – liegen z.B. die tatsächlichen Kosten für eine neu gebaute Anlage vor, können sie angegeben werden. Die spezifischen Kosten werden daraus ermittelt und für die nächste Anlage berechnet und verwendet. Die Ausgangswerte der Kostenfunktionen basieren auf umfangreichen Studien, die im Jahr 2020 durchgeführt wurden. Sie erhalten mit geringem Aufwand recht realistische Kosten für die geplanten Wind- und PV-Anlagen und Speichersysteme.

Mit der vollständigen Integration von Anlagengröße, Kosten und den nötigen Darlehen kann die optimale Kombination von Anlagengrößen für die Deckung der tatsächlichen Nachfrage unter Berücksichtigung der gegebenen Preisstrukturen und zeitlichen Schwankungen gefunden werden. Der Optimierer sucht die Anlagen- und Speichergröße, die zu den niedrigsten Lebensdauerkosten führt, [[HYBRID: OPTI-Storage|] simuliert eine optimierte Speichernutzung.

Im Folgenden werden die grundlegenden Fälle dargestellt, die berechnet und optimiert werden können.

Fall 1: Nachfrage innerhalb des MicroGrid

Mit der Nachfrage innerhalb des MicroGrid können eventuell Einsparungen bei den Abgaben und Energiesteuern erzielt werden, wenn diese durch die interne Produktion vermieden werden.

Externe Anlagen sind Anlagen, von denen das MicroGrid Strom kauft und die externen Organisationen "gehören". Anlagen innerhalb des MicroGrids werden vom Eigentümer des MicroGrids finanziert und betrieben.

Nachfrage innerhalb des MicroGrid generiert keine Einnahmen für das MicroGrid. Die Referenz, mit der die Kosten verglichen werden, ist, dass die Nachfrage komplett aus dem Netz importiert wird. In wichtigen Berechnungen wie NPV und IRR sind die "Einnahmen" für das MicroGrid die Kosten, die die Nachfrage hätte, wenn sie alles importieren würde.

Fall 2: Nachfrage außerhalb des MicroGrid

Bei einer Nachfrage außerhalb des MicroGrid verkauft das MicroGrid an die Nachfrage auf der Grundlage eines vereinbarten Preises. Dies kann der Marktpreis sein, aber auch ein fester Preis oder ein Faktor auf den Marktpreis. Hier ist es einfach, NPV und IRR zu berechnen. Die Referenz, mit der in dieser Situation verglichen wird, ist, dass das MicroGrid die Nachfrage auf der Grundlage des vereinbarten Preises beliefert, aber das MicroGrid importiert den gesamten Strom aus dem Netz. Dabei enthält der Vergleich mit der Referenz das zusätzliche Element, dass man sehen kann, ob es für das MicroGrid besser ist, eigene Produktionseinheiten oder Speicher zu errichten ODER nur vom Netz zu kaufen.

Fall 3: Keine Nachfrage, alles wird exportiert

Eine typische Situation für viele Anlagen ist, dass es keine Nachfrage gibt und der gesamte erzeugte Strom exportiert wird.

In dieser Situation können Speicher relevant sein wenn es eine Begrenzung technischer oder vertraglicher Natur dafür gibt, wann oder wie viel exportiert werden kann. Die Speicherstrategie besteht dann darin, die Speicher zu laden, wenn die Exportkapazität nicht ausreicht, und in das externe Netz zu exportieren, wenn die Produktion unter der Exportkapazität des Netzes liegt. Der Export erfolgt nur, wenn der Strompreis über einem benutzerdefinierten Schwellenwert liegt, andernfalls wird der Export aufgeschoben.

Mit der OPTI-Storage-Funktionalität kann ein Aufschub der Einspeisung auch ohne feste Exportgrenzen, alleine auf Basis zukünftiger besserer Preise (Arbitrage) erfolgen und so der finanzielle Ertrag maximiert werden.

Datengrundlage

Vor dem Start des HYBRID-Moduls muss ggf. eine Datengrundlage geschaffen werden.

Diese besteht zu einem großen Teil aus Zeitreihen, die für einen überlappenden Zeitraum von mindestens einem Jahr vorliegen müssen. Die Mindest- und Standardauflösung ist 1 Stunde, Zeitreihen bis zu 1 Minute können verarbeitet werden:

• Mindestens eine Produktionszeitreihe:
  • windPRO PARK–Zeitreihen-Berechnung für einen Windpark
  • windPRO SOLAR PV-Berechnung (immer Zeitreihen-basiert)
  • Windparkberechnung als Zeitreihe aus anderen (nicht windPRO-) Berechnungen → Import in ein METEO-Objekt
  • PV-Anlagenberechnung als Zeitreihe aus anderen (nicht windPRO-) Berechnungen → Import in ein METEO-Objekt
  • Andere grüne Produktion als Zeitreihe → Import in ein METEO-Objekt
  • Schwarze Produktion als Zeitreihe → Import in ein METEO-Objekt
• Andere Zeitreihen:
  • Preiszeitreihe, normalerweise stündliche Auflösung → Import in ein METEO-Objekt
  • (optional) Nachfragezeitreihe → Import in ein METEO-Objekt

Zu einer HYBRID-Simulation können mehrere Zeitreihen jedes Typs hinzugefügt werden, mit Ausnahme der Preiszeitreihen.

Es kann von Vorteil sein, längere Zeitreihen als nur das eine erforderliche gleichzeitige Jahr zu erstellen. Dann kann die Sensitivität getestet werden, indem verschiedene Startdaten für die Energiebilanzsimulation (und den Preis) gewählt werden.

Bei der Simulation eines Strommarktes mit hohem Anteil an erneuerbaren Energien ist es sehr wichtig, dass die Preiszeitreihen und die meteorologischen Daten übereinstimmen, insbesondere wenn die Preise durch die stündliche Wind- oder Solarproduktion beeinflusst werden können. Problematischer ist es, wenn die Durchdringung während des Zeitraums der Finanzsimulation zu stark ansteigt und die Preisdynamik erheblich beeinflusst. Dies kann nur durch die Erstellung einer künstlichen Preiszeitreihe, die die erwartete Dynamik aufweist, bewältigt werden, was keine triviale Aufgabe ist.

In HYBRID stehen zwei alternative Optionen für automatisch generierte Zeitreihen zur Verfügung:

• Festpreis, bei dem eine Zeitreihe mit demselben Preis für alle Zeitstempel automatisch generiert wird
• Reserveerzeugung, bei der die Nachfrage mit anderer grüner oder schwarzer Produktion aufgefüllt wird, wenn die Nachfrage nicht durch das System gedeckt werden kann. Dies könnte z. B. aufgrund eines Inselbetriebs sein.

Beispieldaten

Im Ordner windPRO Data\Standards finden Sie Beispiele für Preis- und Nachfragezeitreihen:

Die Nachfragezeitreihe folgt der Variation für Westdänemark, skaliert auf 500 MWh/y.

Die Preiszeitreihe deckt 3 Jahre des Westdänischen Spotmarkts ab.

Importfilter im METEO-Objekt für die Spotpreis-Zeitreihe:

Importfilter für Verbrauchs-Zeitreihe:

Das METEO-Objekt benötigt eine Höhenangabe, diese ist jedoch für die Berechnung irrelevant. Es kann ein beliebiger Wert angegeben werden.

Die Daten in einem METEO-Objekt zu haben, erleichtert Auswertung und die Suche und Deaktivierung fehlerhafter Daten.

Wenn das HYBRID-Modul auf deaktivierte oder fehlende Daten stößt, wird es in der Regel linear interpolieren. Eine Ausnahme bilden die Preisdaten, bei denen der Preis der vorangegangenen Stunde fortgeschrieben wird. Es ist ein allgemeiner Grundsatz, dass die Preise stündlich sind, und wenn die Simulation in höheren Auflösungen als einer Stunde erfolgt, werden die Preise nicht interpoliert. Die Nachfragedaten können skaliert verwendet werden, wenn sich das Beispiel auf eine kleinere oder größere Nachfrage bezieht.

Bereits in METEO-Objekte geladene Beispieldaten finden Sie im Beispielprojekt „Hybrid Quick Guide“, das Sie hier herunterladen können: Menü Einstellungen & Hilfe → Beispielprojekte   (3.6 und früher: Menü Datenbanken → windPRO-Beispielprojekte ).

Berechnungsüberblick

Wenn mindestens eine Produktionszeitreihe vorliegt, kann eine Simulation erstellt werden. Im folgenden Beispiel wird eine PARK-Berechnung für 7 x 75kW-WEA eingeladen, die eine Zeitreihe von 1.1.2000 bis 1.3.2021 auf Basis von stündlichen ERA5T-Daten umfasst.

Die Zeitreihen werden zusammen mit den Nachfrage- und Preiszeitreihen aus den Beispieldaten geladen.

Beachten Sie, dass die drei Zeitreihen unterschiedliche Perioden abdecken. Nur die drei Jahre vom 1.1.2018 bis zum 1.1.2021 sind in allen drei Zeitreihen enthalten.

Für die Nachfragezeitreihe wurde ein Faktor 2 eingegeben (siehe Hervorhebung), um eine Nachfrage in derselben Dimension wie die Parkproduktion zu simulieren. Die skalierte Nachfrage beträgt etwa 1000 MWh/a. Die Produktion der Windzeitreihe – inklusive des Verlusts von 10%, der in der PARK-Berechnung definiert war – etwa 860 MWh/a. Dieser Verlust kann in der Spalte Reduktion aber bearbeitet werden. Vor der Simulation sollte noch ein Kostenmodell für den Windpark eingerichtet werden. Wechseln Sie hierzu auf das Register Kosten und Lebensdauer:

Wählen Sie aus dem roten Dropdown-Menü Kostenmodelle bearbeiten und im folgenden Fenster dann Template:Fundort '''Neu'''(es Kostenmodell) → Wind Onshore → Wind Onshore (Mittlere Kosten). Das Kostenmodell muss überprüft werden und wurde für dieses Beispiel stark angepasst, weshalb im Folgenden zum Teil andere Wert auftreten als wenn Sie es mit den Standardeinstellungen nachvollziehen. Zum Anpassen von Kostenmodellen siehe Kostenmodelle.

Nach Klick auf die Schaltfläche Template:Simulieren werden folgende Angaben angezeigt:

Der Gegenwert der Windproduktion mit dieser Preiszeitreihe wäre 32.148,20 €/a, oder 37,24 €/MWh. Der Gegenwert der (gesamten) Nachfrage wäre dagegen 44,78 €/MWh, was illustriert, dass der Preis sinkt, wenn die Windproduktion hoch ist – hier um mehr als 10%.

Es wird außerdem angegeben, dass die Windproduktion 86,4 % der (skalierten) Nachfrage entspricht.

Und schließlich ist ersichtlich, dass der benötigte Energieimport (da die Windproduktion nicht immer zur selben Zeit auftritt wie die Nachfrage) 49,93 €/MWh kosten wird, 10% mehr als wenn die gesamte Nachfrage importiert würde.

Diese Werte vermitteln ein erstes Bild davon, wie Produktion und Nachfrage als Zeitreihen, gewichtet mit Preiszeitreihen, auf der Grundlage der Daten für 2018 in Geld umgerechnet werden. Wenn Sie unter Zeitreihe Anfang 2020 einstellen, werden Produktion, Nachfrage und Preise für 2020 verwendet:

Die Windproduktion ist hier höher als im Jahr 2020. Der größte Unterschied ist der Preis – Der Wert der Windproduktion ist mehr als halbiert, die Kosten der Nachfrage sind um ein Drittel geringer. Dies verdeutlicht, dass es bei der Analyse der finanziellen Machbarkeit des HYBRID-Systems äußerst wichtig ist, eine gute Vorstellung davon zu haben, welches Preisjahr für die Zukunft als am realistischsten angesehen wird und deshalb verwendet werden sollte.

Das Jahr wird auf 2018 zurückgesetzt, und Simulieren gedrückt. Wir betrachten nun die finanzielle Machbarkeit des Windparks in einem System aus einer rein marktpreisbasierten Sichtweise.

Die Titel der Spalten erscheinen vollständig, wenn Sie mit der Maus darüber fahren. Die rot markierten Spalten zeigen (v.l.n.r):

1. DevEx + Capex – Zuschüsse: Entwicklungskosten (DevEx) + Investitionsausgaben (CapEx) - Zuschüsse
2. OpEx + AbEx: Betriebskosten (OpEx) + Rückbaukosten (AbEx)
3. Zinsen / Gebühren (keine Darlehen in dieser Simulation)
4. Kauf / Import (kein Kauf von externen Anlagen in dieser Simulation, der Windpark liegt INNERHALB des MicroGrid (dies kann auf dem „Zeitreihen“-Register gewählt werden)
5. Export / Begrenzungen
6. Förderung (in dieser Simulation nicht definiert)
7. Steuern / Abgaben (in dieser Simulation nicht definiert)
8. Gesamtkosten, Summe der obigen Spalten

In der untersten Zeile wird "Alles importiert" angezeigt, die Kosten für einen vollständigen Import des Bedarfs aus dem Netz, was die Referenz ist. Wird sich die Investition in eine Windkraftanlage auszahlen und die Energiekosten billiger machen?

In diesem Fall ist die Antwort "vielleicht".

Die Kosten für die "Alles importiert"-Variante belaufen sich auf 894 T€ über die Projektlaufzeit.

Die Kosten für den Windpark minus Exportwert belaufen sich auf 373 T€ und die Kosten für den zusätzlich benötigten Import aus dem Netz sind 469 T€, insgesamt 841 T€, also 53 T€ weniger als die "Alles importiert"-Variante unter der Annahme der Nachfrage, der Produktion und der Zeitreihe von 2018.

Der Nettobarwert (NPV) ist allerdings negativ, bei -51 T€. Die Einsparung wäre also akzeptabel, aber wenn mit einem Satz von 2,5% abgezinst wird (Standard), sind die Einkünfte in den späteren Jahren gering im Vergleich mit denen der frühen Jahre.

Nun können weitere Analysen durchgeführt werden, um die finanziellen Auswirkungen der getroffenen Entscheidungen besser zu verstehen. Es gibt viele mögliche Fragen, auf die das HYBRID-Modul die Antworten liefern kann. Möglicherweise müssen wir uns mit der Finanzierung der Anlage(n) befassen. Möglicherweise müssen wir Abgaben und Steuern einbeziehen; möglicherweise müssen wir die erwartete künftige Preisentwicklung berücksichtigen usw. Variationen in einem oder allen diesen Bereichen werden die Ergebnisse der Machbarkeitsprüfung verändern. Diese werden in den folgenden Abschnitten systematisch dargestellt und erläutert.

Register Start

Starten von HYBRID:

Ein Klick auf den grünen Pfeil neben HYBRID öffnet das Berechnungsfenster:

Von hier aus werden die Hauptfunktionen gesteuert und die Simulationsergebnisse werden zur Auswertung angezeigt.

Auf dem Register Start können zwei verschiedene Prinzipien für den Betrieb des Moduls ausgewählt werden:

• Standardberechnung: Hierbei wird davon ausgegangen, dass alle Anlagen und Speicher den Betrieb im selben Monat aufnehmen und im selben Monat beenden. Dies ist die typische Annahme für die Untersuchung der wirtschaftlichsten MicroGrid-Konfiguration.
• Flexible Betriebsdauern: Wenn ein spezifischeres Projekt bewertet wird, haben die verschiedenen Anlagen in der Regel unterschiedliche Startzeiten und einige sind möglicherweise nicht bis zum letzten Simulationsjahr in Betrieb.

Register Berechnung - Grundeinstellungen

Simulationszeitraum und -auflösung

Dieser Bereich befindet sich auf dem Berechnung-Register zwischen der Ergebnistabelle im oberen Bereich des Fensters und den Unterregistern im unteren Bereich:

Zeitreihe Anfang bezieht sich auf die Energiebilanzdaten, und es muss EIN volles Jahr innerhalb des gleichzeitigen Teils der Zeitreihen (Produktion, Preis, [Nachfrage]) gewählt werden. Es wird empfohlen, die Zeitreihen so zu erstellen, dass mindestens zwei volle Jahre zur Verfügung stehen, damit die Sensitivität gegenüber der Auswahl des einen oder anderen Jahres getestet werden kann. Die Dynamik zwischen Preis und Produktion in einem spezifischen Jahr kann für die Energiebilanz und damit für die finanzielle Leistungsfähigkeit des Systems von Bedeutung sein. Es könnte sogar notwendig sein, eine "zukünftige" Preis-Produktions-Dynamik für die Simulation zu ermitteln. Wenn beispielsweise davon ausgegangen wird, dass in den kommenden Jahren viel Photovoltaik-Strom in das Netz eingespeist wird, kann sich das negativ auf die Preise in sonnenreichen Stunden auswirken.

Der Zeitschritt kann zwischen 1 und 60 Minuten eingestellt werden. Zeitreihen werden ggf. interpoliert, wenn eine höhere Auflösung gewählt ist. Ausnahme hiervon ist die Preiszeitreihe, die immer als stündlich behandelt wird. Derzeit ist es nur möglich, hochaufgelöste Zeitreihen zu liefern, wenn hochaufgelöste Daten für die Berechnung zur Verfügung stehen. Auch die Daten von METEO-Objekten können eine hohe Zeitauflösung haben.

Betrieb Anfang kann ein beliebiges Jahr sein, üblicherweise aber nicht zwingend in der Zukunft.

Betriebsjahre ist die Anzahl Jahre, über die das MicroGrid simuliert wird.

Die Berechnung der Energiebilanz für jedes Betriebsjahr wird auf Basis des mit Zeitreihe Anfang ausgewählten Jahres wiederholt. Effekte wie Degradation und Preisentwicklungen werden für jedes Jahr individuell berücksichtigt.

Berechnung - Grundeinstellungen

Handhabung der Zeitreihe

Hier wird angegeben, wann DEVEX und CAPEX in der Finanzsimulation platziert werden. Die Vorgabe ist, dass DEVEX im Jahr -1 platziert wird, was bedeutet, dass die DEVEX-Kosten 12 Monate vor Betriebsbeginn fällig werden.

CAPEX wird in HYBRID standardmäßig im Jahr 0 platziert, also im ersten Betriebsmonat, da Zinsen standardmäßig zum ersten Mal in dem Jahr gezahlt werden, in dem CAPEX platziert wird. Würde CAPEX im Jahr -1 platziert (was häufig der Realität entspricht), fielen im Jahr vor Betriebsbeginn bereits Zinsen und Abtrag an, was in der Realität durch eine tilgungsfreie Zeit für die Darlehenszahlung gelöst wird. Zwar könnte auch das in HYBRID modelliert werden, es ist aber aufwändiger als einfach CAPEX ins Jahr 0 zu verlegen.

Eine Indexanpassung des Preisniveaus im Simulationsjahr ist optional. In der Standardeinstellung wird davon ausgegangen, dass die Preiszeitreihe im ersten Betriebsjahr dieselbe ist wie die Eingabedaten. Wird die zweite Option gewählt, werden die Preise des Simulationsjahres auf den Betriebsbeginn Indexangepasst; ist also z.B. das Simulationsjahr 2018 und der Betriebsbeginn 2022, so werden alle Preise, für die ein Index angegeben ist, um vier Jahre Indexangepasst.

Abschreibung

Die buchhalterische Abschreibung wird für die Aufstellung des Haushaltsplans nach den üblichen Buchführungsgrundsätzen verwendet, wobei die Wertminderung der Anlage und nicht die Ratenkosten zugrunde gelegt werden.

Die Abschreibung wird nur für CAPEX verwendet. Im wirklichen Leben kann ein Teil von DEVEX einen Wert haben, der abgeschrieben werden sollte - und umgekehrt kann ein Teil von CAPEX einen Wert haben, der nicht Teil der Abschreibung sein sollte. Um dies zu kompensieren, kann der Benutzer Kosten zwischen DEVEX und CAPEX verschieben, um eine realistischere Darstellung zu erhalten.

Die Abschreibungszeit ist standardmäßig die Simulationszeit, kann aber manuell eingestellt werden. Wenn eine Anlage für eine Lebensdauer von 20 Jahren ausgelegt ist und der Wunsch besteht, 25 Betriebsjahre auszuweisen, da die Anlage möglicherweise 25 Jahre lang läuft, kann es sinnvoll sein, die 20-jährige Abschreibungszeit anstelle der Simulationszeit zu verwenden.

Wenn die Wiederbeschaffungszeit eines bestimmten Anlagenteils, z.B. des Wechselrichters einer PV-Anlage, auf z.B. 10 Jahre festgelegt sind, wird diese Zahl immer als Abschreibungszeit für dieses Teil verwendet. Es wäre nicht sinnvoll, eine längere Abschreibungszeit für Teile zu verwenden, von denen angenommen wird, dass sie vor dem Ende des Simulationszeitraums ersetzt werden. Dies bedeutet auch, dass bei einer Simulation über 25 Jahre und dem Kauf eines neuen Wechselrichters in den Jahren 10 und 20 der endgültige Wechselrichter nur zur Hälfte abgeschrieben sein wird. In der Berichterstattung wird ein Schrottwert angenommen. Werden Ergebnisse via „Ergebnis in Datei“ exportiert, wird der Zeitraum um die zusätzliche Abschreibungsdauer erweitert, damit der Umgang mit der Situation frei entschieden werden kann.

Hier ein Simulationszeitraum von 12 Jahren, wobei der Wechselrichter nach 5 Jahren ausgetauscht werden muss:

In den ersten 12 Jahren werden Wechselrichter und PV-Anlage linear abgeschrieben, basierend auf den Kosten für die PV-Anlage (6.242 € pro Jahr über 12 Jahre) + Kosten für den Wechselrichter (2707 €/Jahr über jeweils 5 Jahre) insgesamt 8.949 €. Dies sind die Abschreibungskosten für den Simulationszeitraum 2021-2032. Nach 2032 verbleiben drei Jahre Lebensdauer für den Wechselrichter, und die Ausgabezeilen werden um diese Jahre erweitert, wobei die Abschreibung des Wechselrichters in den drei verbleibenden Jahren nach Ende des Simulationszeitraums berücksichtigt wird. Bei der manuellen Nachbearbeitung der Daten kann entschieden werden, ob die drei Jahre in das letzte Simulationsjahr integriert werden sollen oder ob sie als Schrottwert berücksichtigt werden sollen.

In den Bilanzberichten des HYBRID-Moduls werden die letzten drei Jahre nicht berücksichtigt, und es wird indirekt angenommen, dass ein Schrottwert vorhanden ist.

Zuschüsse werden vom CAPEX abgezogen, bevor die Abschreibung berechnet wird. Wenn eine Anlage Zuschüsse benötigt, liegt das im Grunde daran, dass die Kosten der Anlage höher sind als ihr Wert. Daher ist der korrekte Wert in der Buchhaltungsbilanz der um Zuschüsse reduzierte CAPEX.

Niedrigpreisabschaltung und Lastabwurf

Nicht exportieren bei Energiepreis kleiner: Wenn der Energiepreis negativ ist, werden die Anlagen standardmäßig abgeschaltet - Der Schwellenwert für die Abschaltung liegt bei 0,00 €. Eine zusätzliche mögliche Kompensation für die Abschaltung (wegen Netzunterstützung) kann unter Energiepreis angegeben werden. Da in der Regel nur wenige Stunden im Jahr negative Preise auftreten, ist die Bedeutung der Genauigkeit nicht so groß.

Lastabwurf Kosten / Index: Lastabwurf ist das zwangsweise Abschalten von Verbrauchern, weil ihr Bedarf nicht befriedigt werden kann. Grundsätzlich möchte man dies vermeiden. Lastabwürfe können auftreten, wenn aufgrund von Netzeinschränkungen nicht ausreichend Leistung aus dem Netz bezogen werden kann, oder bei einem Inselbetrieb, wenn die Produktion im Verhältnis zur Nachfrage zu gering ist.

Um Lastabwürfe zu vermeiden, kann z.B. eine Energiespeicherung oder eine Vergrößerung des Solar- oder Windparks geplant werden. Um zu messen, ob sich so eine Maßnahme lohnen würde, müssen dem Lastabwurf Kosten zugeordnet werden, also z.B. entgangene Gewinne, weil ein Produktionsbetrieb nicht produzieren kann, oder auch nur ein ideeller Gegenwert für entgangene Bequemlichkeit, weil der Strom ausfällt. Die Kosten des Lastabwurfs können dann z.B. gegen die Kosten eines geplanten Speichers gegengerechnet werden. Lastabwurfkosten können an einen Index gebunden sein.

PV Standard AC/DC-Verhältnis: Für die Kostenfunktionen für Photovoltaik wird die Gleichstromleistung benötigt. Wenn die Erzeugungsdaten aus einem METEO-Objekt stammen (und nicht von einer SOLAR PV-Berechnung) und nur die AC-Produktion verfügbar ist, wird ein Standard-AC/DC-Verhältnis verwendet, um die Gleichstromleistung aus der Wechselstromleistung rückzurechnen.

Inflation

Für jedes Projekt gibt es einen Projekt-Standardindex. Dieser kann im Menüband Definitionen unter Indizes geändert werden:

Wurde er nicht geändert, so ist der Projektstandard „Keine Zu-/Abnahme“.

Der Projekt-Standardindex wird normalerweise auch in HYBRID als Standardindex verwendet. Wird in HYBRID unter Grundeinstellungen / Inflation ein alternativer Index für eine HYBRID-Berechnung gewählt, so wird dieser für alle Index-Auswahlen in der Berechnung verwendet, in denen „—Standardindex—“ ausgewählt ist.

Der Standardindex ist nur in Index-Auswahlen wählbar, die sich auf Geld beziehen. Für Produktionsbezogene Indizes gibt es keinen Standardindex.

Indizes spielen auch innerhalb von Kostenmodellen eine Rolle. Wurden die Indexeinstellungen in einem Kostenmodell nicht manuell angepasst, so übernimmt das Kostenmodell automatisch auch den Standardindex. Das bedeutet, dass die OPEX-Entwicklung standardmäßig z. B. durch den Standardindex gesteuert wird.

Einheiten

Je nach Projektgröße können die passenden Einheiten gewählt werden.

Währung wählen: Siehe Währungsauswahl bei Kostenmodellen

Externes Netz / Importkosten

Die Netzkapazität ist oft der Engpass für neue Anlagen. Hier können Import-/Exportbeschränkungen festgelegt werden, zum einen für das MicroGrid, was einen Ausbau der Netzkapazität beinhalten kann, und zum anderen für die Referenzsituation, in der der gesamte Strom aus dem externen Netz importiert wird. Auch hier kann ein Ausbau erforderlich sein, wenn ein neuer Bedarf in die Simulation einfließt, der nicht durch das bestehende Netz gedeckt werden kann. Für die beiden Situationen können Netzausbaukosten einbezogen werden. Diese Kosten werden im Falle einer veränderten Systemgröße NICHT skaliert, sondern es wird davon ausgegangen, dass die Kosten für die geplante Kapazitätserweiterung fest sind.

Als Kosten für importierte Energie wird standardmäßig die geladene Preiszeitreihe mit einem Faktor von 1,0 und einem Offset von 0,0 verwendet. Ist ein Festpreis vereinbart, wird der Faktor auf 0,0 geändert und der Offset entspricht dann dem Festpreis. Zusätzlich können Werte für die Energiesteuer und für Abgaben (z.B. Netzabgaben) eingegeben werden. Die mögliche Einsparung dieser Kosten durch Eigenproduktion ist oft ausschlaggebend dafür, ob das MicroGrid sich lohnt.

Abgaben können entweder konstant oder zeitabhängig definiert werden. Die zeitabhängige Variante wird hier näher erläutert.

Für jedes der Eingabefelder kann ein Kostenentwicklungsindex angegeben werden.

Zeitreihen

Produktionszeitreihen von PARK und SOLAR PV

Zeitreihen sind die zentrale Eingabe für HYBRID. Für Windparks und Solar PV-Anlagen können windPRO-Berechnungen geladen werden. Einige wichtige Informationen zu den beiden Arten von Berechnungen:

Für Windparkberechnungen mit PARK muss es sich um Zeitreihen-basierte Berechnungen handeln. Hier gibt es zwei Varianten, mit Mesoskalen-Daten oder mit Messdaten. Die für die Berechnung verwendeten Daten entscheiden über die mögliche zeitliche Auflösung.

Die relevanten Einstellungen befinden sich vorwiegend im Abschnitt Ausgabe für PERFORMANCE CHECK[...] auf dem Optionen-Register. Die WEA, die hier ausgewählt werden, werden in eine HYBRID-Berechnung übernommen – evtl. sollten also Bestands- oder Fremd-WEA abgewählt werden. Hier abgewählte Anlagen verursachen dennoch Wakes an den ausgewählten Anlagen.

Im Dropdown-Menü Aggregierung der Zeitreihe sollte für HYBRID-Berechnungen Keine oder 1 Stunde gewählt werden. Standardeinstellung ist Monat, diese Aggregation kann für HYBRID nicht verwendet werden.

Schließlich wird der Pauschale Abschlag, der oben mit 10 % angegeben ist, standardmäßig in HYBRID übertragen. In einer PARK-Berechnung gibt es Verlustreduzierungen nur für Wake- und Curtailmentverluste, daher ist es oft sinnvoll, hier einen zusätzlichen Abschlag zu definieren (z.B. für Netzverluste, Verfügbarkeit).

Für Solar-PV-Berechnungen ist eine vollständige Verlustangabe im Berechnungsmodul möglich:

Wenn ein Verlust korrekt angegeben wird, wird dieser Verlust in den an das HYBRID-Modul übertragenen Daten abgezogen. Dies betrifft aber nicht Degradationsverluste. Diese müssen manuell durch einen Index hinzugefügt werden (vgl. folgender Abschnitt)

Zeitreihen hinzufügen

Zeitreihen aus beliebigen Produktionsberechnungen oder Nachfrage- bzw. Preiszeitreihen können in METEO-Objekte importiert werden. Details zum Datenimport finden Sie hier.

Wird in HYBRID auf dem Zeitreihen-Register eine der folgenden Schaltflächen mit METEO-Objekt-Symbol gewählt, sucht windPRO nach passenden METEO-Objekten und bietet diese zum Import an.

Neben Solar- und Windproduktion können auf Erzeugerseite geladen werden:

• [sonstige] Grüne Produktion, z.B. Wasserkraft, Geothermie, Biomasse-basierte Produktion etc.
• Schwarze Produktion, z.B. Diesel-Generatoren oder andere fossile Erzeugung.

Grüne und Schwarze Produktionen können als Reserveerzeuger (siehe nächster Abschnitt) oder als Zeitreihen hinzugefügt werden (z.B. als konstante oder Wassermengen-abhängige Wasserkraft-Produktion, basierend auf externen Simulationen oder Messungen). Eine Zeitreihe muss in ein METEO-Objekt importiert werden, in dem mindestens ein Jahr Daten vorliegen muss, parallel zu den simulierten Wind- und/oder PV-Simulationen mit einer Zeitauflösung von 1 Stunde bis 1 Minute.

Wasserkraft mit Speichermöglichkeit wird derzeit nicht intelligent gehandhabt. Es muss eine Produktionszeitreihe mit stundenweiser Produktion erzeugt werden.

Ein Pumpspeicherkraftwerk kann als Speicherkomponente behandelt werden.

Fester Energiepreis und Reserveerzeuger

Es gibt zwei spezielle Zeitreihen, die automatisch vom Modul generiert werden.

Feste Energiepreise können z.B. für den Inselbetrieb verwendet werden, wenn es keinen Markt gibt, gegen den man handeln kann. Der Festpreis kann mit einem Index versehen werden:

Reserveerzeuger produzieren, wenn die Summe aus produzierenden Einheiten, Speicherentladung und Import (begrenzt durch die Netzkapazität) den Bedarf nicht decken kann. Es wird angenommen, dass Reserveerzeuger auf Abruf produzieren können, es wird lediglich eine maximale Leistung angegeben.

Ein Reserveerzeuger kann als Grün oder Schwarz klassifiziert werden. Ob er Grün oder Schwarz ist, hat Einfluss auf die Berichte und Grafiken. Für den Reserveerzeuger kann auf dem Register Finanzierung eine Kostenfunktion festgelegt werden, so dass die Investitions- und Betriebskosten (z. B. Brennstoffkosten) in der Simulation berücksichtigt werden. Auch der Preis, zu dem die Produktion verkauft wird, einschließlich Steuern, Zöllen und Subventionen, kann individuell pro Anlage festgelegt werden (Register Energiepreis), wobei der Energiepreis z.B. mit einem Faktor und einem Offset an die Preiszeitreihe gekoppelt werden kann. Die Voreinstellung ist, dass er der Preiszeitreihe folgt (Faktor = 1 und Offset = 0).

Zeitreihen-Spezifikationen: Innerhalb / Außerhalb, Skalierung etc.

Der Datentyp kann Energiepreis, Nachfrage und Produktion sein, wobei Produktionen aus PARK- oder Solar-PV-Berechnungen oder aus METEO-Objekten stammen können.

Der Name wird automatisch aus der Quelle generiert, kann aber bearbeitet werden.

Hinzugefügt gibt an, wann die angegebene Zeitreihe zur Simulation hinzugefügt wurde.

Die Anfangs- und Enddaten für die geladenen Zeitreihen sind relevant, da es mindestens 1 gleichzeitiges Jahr für alle in der Simulation verwendeten Zeitreihen geben muss.

Die Nennleistung für die Anlage wird entweder in den Berechnungsspezifikationen gefunden oder, wenn sie aus METEO-Objekten geladen wurde, durch Identifikation der höchsten Leistung in der Zeitreihe.

Reduktion [%] gibt die Möglichkeit, eine allgemeine Reduktion jedes Zeitstempels in der Zeitreihe vorzunehmen. Bestimmte Verluste von Windparks können nicht über Curtailments definiert werden, wie z.B. Verfügbarkeit oder Netzverluste. Diese können hiermit abgebildet werden. Bei PARK-Berechnungen wird die Reduktion aus den Berechnungseinstellungen übernommen, kann aber in HYBRID manuell angepasst werden.

Das Zeitintervall in Minuten dient nur zur Information und gibt an, welche zeitliche Auflösung die geladenen Zeitreihen haben.

Die Zeitreihen können mit einem Index versehen werden. Dies deckt Situationen ab, in denen z.B. ein Anstieg der Nachfrage während des Simulationszeitraums zu erwarten ist oder die Produktion einer PV-Anlage während des Simulationszeitraums abnimmt.

In der Spalte Skalieren kann entschieden werden, ob Zeitreihen für Produktion und Nachfrage für Skalierungen zur Verfügung stehen (Spalte Faktor in der Tabelle darüber).

Skalierung in der Simulation dient dazu, auf einfache Weise Antworten auf Fragen zu finden wie „Kann ich meinen Bedarf besser decken, wenn ich den Solarpark 1,5-mal so groß mache“, oder „Kann ich die Wirtschaftlichkeit des Systems verbessern, indem ich einen größeren Speicher baue“. Die Nachfrage kann durch Skalierung angepasst werden, um z.B. eine größere Bevölkerung zu repräsentieren.

Skalierbare Elemente können in die automatische Optimierung einbezogen werden.

Nicht für jedes Element ergibt es Sinn, wenn es skaliert wird – z.B. hat ein Bestandswindpark eine unveränderliche Nennleistung. Hier würde man das Häkchen in der Skalieren-Spalte nicht setzen.

Microgrid: Zeitreihen können innerhalb oder außerhalb des Microgrid angesiedelt werden.

• Liegen Produktionseinheiten INNERHALB, inverstieren die Besitzer des Microgrid in die Einheiten.
• Liegen Produktionseinheiten AUSSERHALB, kauft das Microgrid Strom von diesen Einheiten.

Es können mehrere Produktionseinheiten hinzugefügt werden. Jede Einheit kann entweder inner- oder außerhalb liegen.

Nachfrage kann ebenfalls durch mehrere Zeitreihen abgebildet werden, diese müssen jedoch entweder alle innerhalb oder alle außerhalb liegen. Diese Einschränkung besteht, damit es möglich ist, mit einer Referenz zu vergleichen.

Alle aktualisieren lädt alle Zeitreihen neu, für den Fall dass Veränderungen in den METEO-Objekten oder Berechnungen vorgenommen wurden.

Speicher

Speicherung ist eine zentrale Komponente in einer HYBRID-Simulation. Aufgrund der zeitlich schwankenden Produktion sowohl von Wind als auch von PV kann eine Speicherung das System verbessern. Grundsätzlich können alle Arten von Speichern verwendet werden, der Schwerpunkt liegt hier aber auf Batterien.

Speicher werden definiert durch:

• Kapazität
• Verlust (%) (Standby-Verlust)
• Ladeleistung
• Ladeverlust (%)
• Entladeleistung
• Entladeverlust (%)
• Max. Entladetiefe (%)

Die Größe des Speichers wird in der Regel auf der Grundlage der Ausführung des Optimierers bestimmt, siehe Optimierer.

Als Ausgangspunkt kann die Speichergröße z. B. auf der Grundlage einer 4-Stunden-Produktion mit Nennleistung festgelegt werden. Bei 1 MW Wind- und/oder PV-Produktionseinheiten könnte ein Speichervolumen von 4 MWh sinnvoll sein.

Nach Durchführung einer Simulation kann der Speicherbedarfsanalysator verwendet werden, der für die Auswahl der Lade- und der Entladekapazität hilfreich ist:

Die Abbilung zeigt, wie viel Lade-/Entladekapazität für verschiedene Reichweitenschwellen als Ergebnis einer Simulation erforderlich sein wird.

Bei einer gewählten Lade- und Entladeleistung von 150 kW können oben nicht alle Anforderungen gedeckt werden, was durch einen grau schattierten Bereich dargestellt wird.

Eine Berücksichtigung der Kosten (siehe nächster Abschnitt) kann einen Eindruck davon vermitteln, ob die Speicherung eine gute Idee ist.

Kosten und Lebensdauer

Die Simulationen werden aussagekräftiger, wenn die Kosten anhand von Kostenmodellen einbezogen werden. Im Folgenden wird beschrieben, wie Kostenmodelle in HYBRID eingerichtet und hinzugefügt werden.

Wenn eine neue Technologie zum ersten Mal zu einer Simulation hinzugefügt wird, stehen nur die Optionen Kein Kostenmodell und Kostenmodell bearbeiten zur Verfügung:

Wenn Sie Kostenmodell bearbeiten wählen, erscheint das folgende Fenster:

Es werden nur relevante Technologieoptionen angezeigt. Bisher existiert kein Speicherkostenmodell; mit Neu → Speicher → Batterie  kann eines erstellt werden.

Das Kostenmodell-Fenster zeigt die spezifischen Kosten für die verschiedenen Kostenkomponenten der Technologie. Diese werden mit der gewählten Anlagengröße multipliziert und es werden vorläufige Beispielanlagenkosten angezeigt.

Die Tabelle auf der rechten Seite fasst die Speicherkosten COS (Cost of Storage) sowie LCOS (Levelized Cost of Storage) zusammen und wird auf der Grundlage der Kostenfunktion und einiger Schlüsselwerte berechnet, die bearbeitet werden können.

Mit Ok wird das Kostenmodell in die HYBRID-Simulation übernommen. Mit einem Kostenmodell ändern sich die Kosten automatisch, wenn die Größe der Anlage geändert wird, was eine Voraussetzung für eine automatisierte Optimierung der Größe ist.

Finanzierung

Die meisten Energieanlagen werden finanziert. Im Dropdown-Menü Darlehen hinzufügen wird für jede Anlage in der Simulation eine Zeile angezeigt. Die Darlehen müssen anlagenspezifisch sein, nur so ist eine Optimierung nach Technologie möglich.

Nach Hinzufügen eines Darlehens:

Finanzierungstypen: Nominaldarlehen, Auslandsanleihe, Indexanleihe, Zuschuss.

Amortisation: Ratendarlehen, Annuitäten, Benutzerdefiniert

Laufzeit, Jährlicher Zins, Tilgungsfreie Zeit und Zahlungen pro Jahr.

Wenn bei Auszahlung oder bei Rückzahlung Gebühren anfallen, können diese ebenfalls angegeben werden.

Wann das Darlehen aus- und zurückgezahlt wird, wird durch die Simulation gesteuert. Dies ist mit den CAPEX verknüpft, daher ändern sich die Daten automatisch, wenn der Simulationszeitraum geändert wird. Wenn ein Projekt in der Simulation um zwei Jahre nach hinten verschoben wird, müssen die Daten für das Darlehen nicht erneut eingegeben werden.

Wenn der Darlehenszeitraum länger ist als der Simulationszeitraum, wird das Darlehen weiterhin rückgezahlt, und die Kosten werden nach Betriebsende auf der Grundlage des Simulationszeitraums angezeigt. Bei der Ergebnis-in-Datei Ausgabe wird die Anzahl der Jahre in der Ausgabedatei entsprechend erweitert, so dass frei entschieden werden kann, ob die letzte Zahlung des Darlehens in das letzte Simulationsjahr gelegt werden soll oder nicht. In den Berichten wird das Darlehen im Jahr nach dem letzten Simulationsjahr rückgezahlt und erscheint als Kosten zusammen mit den ABEX, falls enthalten.

Mit Ok wird die Darlehenseingabe abgeschlossen. In der Tabelle auf dem Register Finanzierung können einige der Eigenschaften noch angepasst werden:

• % der Investition (folgt automatisch der Investition durch Skalierung/Optimierung)
• Laufzeit, Jahre
• Zinssatz in %

Die anderen Darlehensspezifikationen können über Bearbeiten editiert werden.

Finanzierung bei Reinvestitionen innerhalb der Kostenfunktionen

Die Finanzierung wird automatisch angepasst, wenn z.B. die Anlagengröße manuell oder durch den Optimierer mit Hilfe der Skalierungsfaktoren geändert wird. Bezüglich Reinvestitionen müssen allerdings einige Entscheidungen getroffen werden.

Im Moment werden Reinvestitionen NICHT finanziert, sondern erscheinen als Kosten, die dem Bargeldbestand des Eigentümers entnommen werden. Siehe auch Handhabung der Abschreibung

Energiepreis

Auf diesem Register können für verschiedene Energieströme Preise und Preiskomponenten definiert werden. Die erste Zeile definiert den Standardumgang, in den weiteren Zeilen können spezifische Einstellungen für individuelle Anlagen getroffen werden, wenn z.B. bestimmte Förderungen nur für bestimmte Technologien verfügbar sind.

Die folgenden Einstellungen stehen in jeder Zeile zur Verfügung:

Export: Der Preis der Energie, die exportiert wird, kann hier wie im Abschnitt zum Register Externes Netz / Importkosten beschrieben definiert werden. Basis für Faktor und Offset ist die Preiszeitreihe. Bei Festpreisen wird Faktor auf 0 und Offset auf den Festpreis gesetzt. Darüber hinaus können die Preise für Förderung, Abgaben und Energiesteuern pro MWh angegeben werden.

In Microgrid verwendet / Verkauf an Nachfrage: Für die Produktion, die im MicroGrid verwendet wird (oder an die Nachfrage verkauft wird, wenn die Nachfrage außerhalb des MicroGrid liegt), können ebenfalls Förderung, Abgaben und Steuern festgelegt werden.

Netzbegrenzung / Niedrigpreisabschaltung: Der aufgrund von Netz- oder Preisbeschränkungen unterbrochenen Produktion kann ein Preis zugewiesen werden, wenn z.B. eine Entschädigung gezahlt wird.

Alle Werte können pro Anlage angegeben werden, und jedem Preis können Preisindizes zugeordnet werden:

Verkauf an Nachfrage

Liegt die Nachfrage außerhalb des MicroGrid, kann ein vereinbarter Preis angegeben werden. Dieser kann an die Preiszeitreihe gekoppelt sein. Soll es ein Festpreis sein, wird der Faktor auf 0 gesetzt und der Festpreis als Offset angegeben.

Ergebnisse im Berechnungsfenster

Zeitreihe Grafik

Die Zeitreihe Skalierte Eingangsdaten zeigt die rohen Produktionswerte nach Skalierung und den Energiepreis. Dies ist eine reine Datendarstellung, ohne Simulationen:

Die Zeitreihe Skalierte berechnete Daten enthält die Simulationsergebnisse:

Die Grafik zeigt die Produktion der verschiedenen Technologien, zusammen mit der Nachfrage und der Speicherbefüllung. Die violette Linie zeigt, wie die Speicherung den Zeitraum verlängert, in dem die Nachfrage durch die lokale Produktion gedeckt wird.

Diagramme

Die Schaltfläche Diagramme öffnet ein Fenster mit grafischen Darstellungen verschiedener Aspekte des Systems.

Bilanz

Dieses Register zeigt links, wie die Nachfrage gedeckt wird, aufgeschlüsselt nach Quellen. Die Speicherung deckt hier 17,6 % des Bedarfs, 10,7 % werden aus dem externen Netz importiert. Wenn es keine Nachfrage gibt, zeigt dieses Diagramm stattdessen den Export.

Auf der rechten Seite wird die Produktion dargestellt, aufgeteilt in direkt vom Bedarf verbrauchte, in den Speicher geladene, exportierte und gedrosselte Produktion. Beachten Sie, dass der geladene Anteil niedriger sein kann als der entladene, wenn die Produktion höher ist als die Nachfrage.

Durch Klicken auf die "Excel-Schaltfläche" können die Daten als Lebensdauerwerte in Wh extrahiert werden. Hinweis zum linken Diagramm: Die angezeigte Produktion ist die genutzte Produktion nach Bedarf (oder exportiert, wenn kein Bedarf besteht), nicht die Gesamtproduktion. Die ersten beiden Spalten sind der Export der linken Grafik. Die beiden zusätzlichen Spalten wurden in Excel ergänzt:

	Lebensdauer Wh	MWh	MWh/a
Text	Series1
Wind: 41,1%	8210681039	8210,7	410,5
Solar: 30,6%	6120472496	6120,5	306,0
Grün, sonstige: 0,0%	0	0,0	0,0
Schwarz: 0,0%	0	0,0	0,0
Import: 10,7%	2137494302	2137,5	106,9
Batterieentladung: 17,6%	3514353144	3514,4	175,7
Lastabwurf: 0,0%	0	0,0	0,0

Speicher

Die Grafik auf dem nächsten Register zeigt an, ob der Speicher gut dimensioniert und für den Fall geeignet erscheint:

Ist die Befüllung fast immer leer oder voll, deutet dies darauf hin, dass der Speicher für das System falsch dimensioniert ist.

Jahresgang/Tagesgang

Dieses Register zeigt, wie der Produktionsmix mit der Nachfrage übereinstimmt sowie wie eine optionale Speicherung die Bilanz verbessert und die Produktion näher an die Nachfrage bringt:

Verwendung Produktion

Diese Grafik zeigt, wie sich die verschiedenen Technologien auf die direkte Nutzung, die Speicherung, den Export und die Begrenzungen durch Netz- und Preislimits verteilen:

Beachten Sie die Priorisierung, die dabei angewandt wird:

1. Schwarz
2. Sonstiges Grün
3. PV
4. Wind

Die Priorisierung ist nicht veränderlich und basiert auf Folgendem:

Schwarze Produktion wird nur berücksichtigt, wenn sie laufen muss, z.B. ein Kohlekraftwerk mit Grundlast.

Bei anderen grünen Kraftwerken wird davon ausgegangen, dass sie nicht abgeregelt werden können, z. B. Wasserkraftwerke.

PV kann abgeregelt werden, obwohl dies nicht oft vorkommt.

Windkraft ist am ehesten abregelbar und wird häufig zur Anpassung an Marktgrenzen eingesetzt.

Ein Beispiel: Wind und PV produzieren jeweils 50 kW, und die Nachfrage kann nur 80 kW aufnehmen. Die 50 kW PV werden als Verbrauch betrachtet, während für Windkraft 30 kW Verbrauch und 20 kW Export berücksichtigt wird.

Wenn es einen Speicher gibt und dieser nicht voll ist, wird dieser nur aus der Produktion geladen, wenn es die Kapazitäten erlauben. Dabei gibt es eine zweite Priorität:

1. Verbrauch
2. Batterieladung
3. Export
4. Begrenzung

Anhand dieser beiden Prioritätengruppen wird die Zuteilung jeder Wh aus jeder Produktionstechnologie entschieden und in der Energiebilanzsimulation aggregiert.

Bedarfsdeckung

Hier wird angezeigt, wo das MicroGrid den Bedarf nicht decken kann, und zwar als monatlicher als auch als tagesstundenweiser Jahresdurchschnittsprozentsatz.

Werte oberhalb der Nulllinie sind die ungedeckte Nachfrage, ggf. aufgeteilt auf erforderliche Importe und Lastabwürfe. Export sowie Netz- und Preisbegrenzungen als negative Werte dargestellt.

Daraus lässt sich ableiten, welche Technologien für den Ausbau in Frage kommen. In dem oben gezeigten Beispiel werden in den Wintermonaten die meisten Importe benötigt, was zeigt, dass mehr Windkraft, die im Winter (in Nordeuropa) die höchste Produktion hat, ein besseres Gleichgewicht schaffen könnte. Das Tagesmuster deutet darauf hin, dass eine größere Speicherung ebenfalls hilfreich sein könnte.

Ergebnis in Datei

Debug-Ordner öffnen: Öffnet einen Ordner mit den Simulationsergebnissen als Textdateien:

Energiebilanz, det. Zeitreihe:

Die Daten können gespeichert oder in die Zwischenablage kopiert werden, von wo aus sie z.B. in Tabellenprogramme eingefügt werden können.

Beachten Sie, dass es sich bei den Energiebilanzdaten um sehr große Datenmengen handelt - mindestens stündliche Daten für typischerweise 20 Jahre mit 53 Datenspalten:

1	Date time			28	LoadShedding	[W]
2	WindProduction	[W]		29	WindDirectUsed	[W]
3	SolarProduction	[W]		30	WindCharge	[W]
4	OtherGreenProduction	[W]		31	WindCurtailPrice	[W]
5	OtherBlackProduction	[W]		32	WindExport	[W]
6	Demand	[W]		33	WindCurtailLimit	[W]
7	EnergyPrice	[EUR/Wh]		34	SolarDirectUsed	[W]
8	ScaledOtherGreenProduction	[W]		35	SolarCharge	[W]
9	ScaledOtherBlackProduction	[W]		36	SolarCurtailPrice	[W]
10	ScaledDemand	[W]		37	SolarExport	[W]
11	ScaledWindProduction	[W]		38	SolarCurtailLimit	[W]
12	ScaledSolarProduction	[W]		39	GreenDirectUsed	[W]
13	DirectUsed	[W]		40	GreenCharge	[W]
14	Balance	[W]		41	GreenCurtailPrice	[W]
15	AkkBalance	[Wh]		42	GreenExport	[W]
16	RawCharging	[W]		43	GreenCurtailLimit	[W]
17	RealCharging	[W]		44	BlackDirectUsed	[W]
18	AbsorbedCharging	[W]		45	BlackCharge	[W]
19	RawDischarging	[W]		46	BlackCurtailPrice	[W]
20	RealDischarging	[W]		47	BlackExport	[W]
21	StorageContentPrimo	[Wh]		48	BlackCurtailLimit	[W]
22	StorageContentUltimo	[Wh]		49	LoadSheddingAllImport	[W]
23	StorageStandByLoss	[Wh]		50	Filler	[W]
24	Imported	[W]		51	ExportFromStorage	[W]
25	Exported	[W]		52	ImportToStorage	[W]
26	CurtailedProductionLimit	[W]		53	ImportTariffPrice	[EUR/Wh]
27	CurtailedProductionPrice	[W]

Die extrahierten Daten enthalten für jede Technologie, wieviel produziert und wo verwendet wird: Nutzung durch die Nachfrage, Export, Preisbegrenzung, Netzbegrenzung oder Speicherladung. Weiterhin: Import, Lastabwurf, Speicherfüllung und -verluste, etc.

Finanzen, monatlich, pro Anlage, dyn. Format: Monatliche Daten pro Anlage. „dynamisches Format“ bezieht sich darauf, dass es je nach Anzahl Anlagen mehr oder weniger Spalten sein können. Dies ist relevant für automatisierte Auswertungen.

Finanzen, monatlich, pro Technologie, festes Format: Monatliche Daten. Anlagen derselben Technologie werden hier aggregiert dargestellt. Die Spaltenaufteilung bleibt bei diesem Exporttyp immer gleich.

Die Spaltenaufteilung finden Sie auf einer separaten Seite: HYBRID: Spaltenformat für Finanzen-Export

Im Export gibt es zwei parallele Ergebnisse, eines für das MicroGrid (System), eines für die Referenz (alles importiert). Für letztere gibt es relativ wenige Spalten.

Ein besonderes Problem, das erläuterungsbedürftig ist:

Der Verbrauch baut, wenn alle Energie importiert wird, Jahr für Jahr einen negativen Kassenbestand auf. Wenn ein negativer Kassenbestand verzinst wird, können bei der Variante "alles importiert" sehr hohe Zinskosten für den Kassenbestand entstehen.

In der Realität wäre dies nicht der Fall. Hier würde der Verbrauch seine Stromrechnung Jahr für Jahr bezahlen. Um aber die Referenz mit den MicroGrid-Zinskosten auf den Kassenbestand zu vergleichen, sollte auch für die Referenz ein kumulierter negativer Kassenbestand berechnet werden, um ihn mit dem MicroGrid 1:1 zu vergleichen. Der negative Saldo wird für die Referenz nicht kumuliert und erhält daher auch keine Zinskosten (Abgesehen von eventuellen Kosten für die Finanzierung eines Netzverstärkungskredits für die Referenz).

In ähnlicher Weise reduzieren wir die Zinskosten für den MicroGrid-Saldo um die nicht berücksichtigten Zinskosten für die Referenz, so dass wir einen 1:1-Vergleich erhalten.

Die Zahlen, die die Differenz der Cash-Balance und damit die Basis für die Cash-Balance-Zinskosten angeben, heißen "Difference_xxx" und befinden sich in den Spalten 28-32.

Werkzeuge

Optimierer

HYBRID enthält einen einfachen Optimierer. Dieser sucht nach den minimalen Lebensdauerkosten durch Anpassung der Anlagen- und/oder Speichergrößen. Eine wichtige Rolle dabei spielt die Verwendung von Kostenmodellen für die Anlagen/Speicher und die direkte Verknüpfung von Krediten mit Anlagen und deren Skalierbarkeit mit den Investitionen. Das optimale System wird als das System mit den niedrigsten Lebensdauerkosten definiert. Dies kann zu unerwarteten Ergebnissen führen, z.B. dass eine Investition extrem erhöht wird, nur um einen geringfügigen Betrag einzusparen. Daher sollte der Optimierer als ein Werkzeug gesehen werden, das dabei hilft, die Richtungen zu bestimmen, die man in Betracht ziehen sollte, z.B.

• PV erhöhen oder Windkraft verringern
• Speichervolumen erhöhen oder Lademodul reduzieren
• ...

In einem Optimierungslauf können auch manuelle Skalierungsänderungen getestet werden, wodurch ein gewisser gesunder Menschenverstand in das Design einbezogen werden kann. Bedenken Sie auch, dass der Optimierer Kosten und Produktion linear mit der Anlagengröße skaliert. Dies ist nicht realistisch, wenn z. B. nur eine begrenzte Fläche für einen Windpark zur Verfügung steht. Das Hinzufügen zusätzlicher WEA wird auch die Nachlaufverluste erhöhen, so dass ein linearer Anstieg der Produktion mit der Anlagengröße nicht zu erwarten ist.

Oben produziert die PV-Anlage 535 MWh/Jahr und die Nachfrage beträgt 500 MWh/Jahr. Diese "Basisvariante" ist nicht realisierbar. Der Kapitalwert (NPV) ist negativ und die Lebensdauerkosten sind mit der PV-Anlage 11,4 % höher als bei "Alles importiert". Eine Herausforderung für den Optimierer wäre: Wie muss die PV-Anlage dimensioniert werden, damit das Projekt machbar ist.

Durch den Einsatz des Optimierers wird die PV-Anlage von 510 kW auf 173 kW reduziert. Die Lebensdauerkosten werden von 1261 T€ auf 1027 T€ reduziert. Wenn Sie auf OK klicken, wird die skalierte PV-Anlagengröße im Hauptfenster angezeigt und die Simulation durchgeführt:

Die simulierten Gesamtkosten für das MicroGrid sind 9,3% geringer als bei "Alles importiert". Der Kapitalwert (NPV) beträgt 68.560 € und der Interne Zinsfuß (Internal Rate of Return, IRR) 6,58%, was eine akzeptable Investition wäre.

Wird eine Speicherung die Rendite verbessern?

Ein Speicher von 50 kW mit einem Lade-/Entlademodul von 50 kW wird mit einer Standardkostenfunktion hinzugefügt. Keine Finanzierung, d. h. der Eigentümer finanziert den Speicher bar.

Jetzt werden sowohl die Größe der PV-Anlage als auch die Speicherung optimiert. Dies dauert einige Zeit und ist etwas komplexer. Das Ergebnis ist, dass der Optimierer den Speicher für zu teuer hält und mit einer optimierten Größe von 0 endet. Und die optimierte PV-Anlagengröße ist nahezu die gleiche wie zuvor:

Nun wird ein Zuschuss eingeführt. Es wird angenommen, dass 75 % der Speicherkosten als Zuschuss fließen. Dann wird der Optimierer erneut ausgeführt:

Jetzt wird der Speicher nicht mehr „wegoptimiert“. Er wird vom Optimierer minimal vergrößert (um 5%), das Lade- und Entlademodul werden stark reduziert und der PV-Park wird ebenfalls geringfügig vergrößert.

Die Kosten für das MicroGrid sowie der Kapitalwert sind nun fast die gleichen wie bei der optimierten PV-Anlage, mit 4.000 EUR geringeren Lebensdauerkosten. Es ist nicht klar, ob diese Option unter reinen Investitionsgesichtspunkten gewählt werden würde, aber sie könnte gewählt werden, da sie eine höhere Systemflexibilität und potenzielle zusätzliche Gewinne durch die Speicherung mit sich bringt - obwohl dies auch mit höheren Risiken verbunden ist. Es ist jetzt sehr schnell möglich, Änderungen zu testen, z. B. die Speichergröße zu halbieren, indem der Faktor 2 durch das Speichervolumen auf 1 geändert wird, und die Simulation erneut zu starten:

Wie man sieht, ändert dies die Kennzahlen nur geringfügig. Denken Sie daran, dass der Optimierer nur hilft, die richtige Richtung vorzugeben, nicht aber, Entscheidungen zu treffen.

Für das Beispiel zeigt die Abbildung oben, dass der Speicher zu 70 % der Zeit leer ist. Dies weist darauf hin, dass es besser wäre, einen kleineren Speicher zu verwenden. Bei der Unterstützung einer PV-Anlage in einem nordeuropäischen Land wird der Speicher aufgrund der langen Winterperiode mit sehr wenig Sonne viele Stunden leer sein.

Nur 1,9 % der Nachfrage wird aus dem Speicher bedient, 5,2 % der Produktion fließen in den Speicher.

OPTI-Storage

Das OPTI-Storage-Tool kann einen optimierten Betrieb des Speichers simulieren. Dies bedeutet:

1. Kauf von Strom, wenn er billig ist, und Verkauf, wenn er teuer ist (Arbitrage)
2. Vorbereitung des Speichers zur Minimierung der Verluste durch Netzbegrenzung, indem sichergestellt wird, dass der Speicher leer ist, bevor eine Periode mit hoher erneuerbarer Erzeugung zu einer Netzbegrenzung führt.

Grundsätzlich betreibt OPTI-Storage den Speicher zur Maximierung der finanziellen Erträge. Wenn es einen Konflikt zwischen Arbitrage und reduzierter Netzbeschränkung gibt, wählt der Optimierer die Lösung, die die Erträge maximiert. Die Engine hinter OPTI-Storage ist ein MILP-Solver.

Um den Speicher in der Realität ähnlich betreiben zu können, müssen gute Prognosen über die Produktion und die Preise verfügbar sein. Dies ist allerdings mit den heute auf dem Markt befindlichen Prognosetools kein großes Problem.

Mit OPTI-Storage wird ein neuer "Ergebnisgraph" erstellt:

Er zeigt, woher die geladene Energie kommt und wohin sie geht, links in MWh, rechts in €. In der linken Grafik gibt es aufgrund von Verlusten mehr geladene MWh als entladene. In der rechten Grafik ist der Wert der Entladungen höher als der Wert der Ladungen. Das liegt vor allem daran, dass die Aufladung erfolgt, wenn die Preise niedrig sind, und die Entladung, wenn die Preise hoch sind.

Einschränkungen in der aktuellen Version von OPTI-Storage

Niedrigpreisabschaltung wird in OPTI-Storage immer auf der Grundlage negativer Preise berechnet. Die Einstellung eines anderen Wertes im obigen Feld würde aufgrund des vordefinierten Schwellenwerts innerhalb des Optimierers nicht vollständig beachtet werden. Daher muss die Preisschwelle vor der Ausführung von OPTI-Storage auf Null gesetzt werden.

Reserveerzeuger können mit OPTI-Storage nicht verwendet werden.

Berichte

Schließen Sie das HYBRID-Fenster mit Ok, um die Berichtserstellung zu starten:

Zum Anzeigen und Modifizieren von Berichten siehe Berechnungen - Grundlagen.

Die folgenden Unterberichte sind verfügbar:

Hauptergebnis: Annahmen und Hauptergebnissen

Energiebilanz: Diagramme und Tabellen zu aggregierten Simulationsergebnissen bezüglich der Energieflüsse

Netz-/Speicher-Interaktionen (nur mit OPTI-Storage): Herkunft und Verwendung von Batterieladung und -entladung, energetisch und finanziell.

Cashflow nach Technologie: Für jede Technologie (Wind, PV, sonstige grüne Energie, Schwarze Energie, Speicherung und Netzverstärkung) wird der Cashflow Jahr für Jahr dargestellt. Alle Ein- und Auszahlungen werden für jede Technologie aggregiert, einschließlich Exporteinkünfte, Einkünfte Niedrigpreisabschaltung (falls vorhanden), Förderung, Steuern, Abgaben in Bezug auf den Ort der Energienutzung, DEVEX, CAPEX, OPEX, ABEX und Darlehensrückzahlungen, Raten, Zinsen und Gebühren. Zuschüsse werden abgezogen. Auch der Kauf von Energie von externen Anlagen ist, falls vorhanden, enthalten.

Buchhaltungsbilanz: Im Gegensatz zum Cashflow enthält die Buchhaltungsbilanz die Abschreibung von CAPEX anstelle von CAPEX-Rückzahlungen und Kreditraten. Mit anderen Worten, der CAPEX wird durch die Wertminderung pro Jahr anstelle der tatsächlichen Zahlungen im Zusammenhang mit dem CAPEX ausgedrückt und drückt dann aus, wie die Buchhaltung aussehen würde (als Budget).

Plankosten Anlagen: Für jede Anlage oder jeden Speicher zeigt eine Seite, wie die Kosten auf der Grundlage des Kostenmodells ermittelt werden.

Indizes: Die in den Berechnungen verwendeten Indizes.

Energiekosten-Überblick: Zeigt die oft komplexe Matrix von Energiepreisen, Förderung, Abgaben und Steuern, die sowohl von der Technologie als auch vom Ort der Energienutzung abhängen können. Anlagenübersicht: Zeigt die Anlagenkonfiguration mit Kennzahlen für jede Technologie.

Hier eine Berechnung mit einer Solaranlage, die über 10 Jahre finanziert wird, sowie eine Batterie, die zu 75% gefördert wird und zu 25% über 5 Jahre finanziert. Die Kosten für das MicroGrid (braune Linie) sind in den ersten 10 Jahren, in denen die Kredite zurückgezahlt werden, entsprechend höher als bei der Referenz "Alles importiert" (rote Linie), danach werden sie niedriger. Die Mehrkosten betragen in den ersten 5 Jahren rund 13.000 EUR pro Jahr, bis zum Jahr 10 knapp 4.000€, danach gibt es dann Mehrerlöse.