HYBRID: Modulumfang und Berechnungsfälle

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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.

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.

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