On Top EMS-Vermarktungssimulation

Profile und Batterie

Produktion Mo–Fr 06–22 Uhr; Anlauf ab 05:30 Uhr und reduzierte Last bei Pausen. Grundlast rund 65 kW, Produktionslast meist 280–360 kW, Maschinen-Spitzen bis etwa 500 kW. Samstagvormittag Wartung. PV-Tagesgang 05–21 Uhr mit Leistungsfaktor 0,88 und Wettervariation; ohne Standortbezug.

Start-SOC einstellbar (Standard 50 %), innerhalb der gewählten SOC-Grenzen. Die Eigenverbrauchsreserve im kombinierten Betrieb ist 40 %, ebenfalls auf den SOC-Bereich begrenzt. Gesamtwirkungsgrad einstellbar (Standard 85 %); Lade- und Entladewirkungsgrad sind jeweils dessen Quadratwurzel (im Standard etwa 92,2 %); keine Alterung oder Selbstentladung. SOC-Werte gelten am Intervallende. Quelle für den Wirkungsgrad: NREL ATB 2024.

Shadow Battery

Die Referenzbatterie wird zuerst ohne Handel berechnet. Reale Speicherenergie = Shadow-Energie + gespeicherte Marktenergie. Spot-Optimierung erlaubt Netzladung im EMS-Betrieb. Die Markttranche erlaubt zusätzliche Netzladung und entnimmt keine Referenzenergie. Ihr freier Laderaum ist das Minimum aus eingestelltem Marktspeicher-Limit und Energie am SOC-Maximum minus Shadow-Energie minus 5 % der Nennkapazität als Sicherheitsabstand. Der tatsächliche Spielraum verändert sich mit dem EMS-Betrieb.

Belegter PV-Laderaum kann zusätzliche Abregelung verursachen. Marktverluste = reale Verluste minus Shadow-Verluste; durch vermiedene Wandlung können sie negativ sein.

Netz und Lieferung

Netzleistung = Verbrauch − PV-Erzeugung + Ladung − Entladung. Marktladungen bleiben unter dem kleineren Wert aus Netzbezugsziel und ursprünglicher Referenz-Wochenspitze. Das schützt keine bereits vorhandene Überschreitung im EMS-Betrieb. Bei Nulleinspeisung gilt 0 kW als Untergrenze, sonst die konfigurierte Markt-Einspeisegrenze.

Physischer Marktanteil = realer NAP minus Shadow-NAP. Lokale Lieferabweichung = physischer Marktanteil minus gehandelte Leistung. Marktbereinigter NAP = realer NAP minus gehandelte Leistung minus Lieferabweichung. Die Gleichheit zur Referenz je Viertelstunde ist eine Buchungsidentität einschließlich Abweichungen, kein Nachweis vollständiger Vertragserfüllung.

Leistungen gelten je Viertelstunde konstant. Sekundenregelung, Rampen und Messverzögerungen werden nicht simuliert. Reale Nulleinspeisung benötigt geeignete Wechselrichterregelung und NAP-Messung: SMA.

Abrechnung

Lieferabweichungen werden zum synthetischen Intervallpreis ausgeglichen; die zusätzliche Abweichungsgebühr fällt auf ihren absoluten Energiebetrag an. Beispiel: 100 kW Vertrag gegenüber 85 kW Lieferung über 15 Minuten = 3,75 kWh Mindererfüllung. Energieausgleich kann negativ sein; die Gebühr bleibt nichtnegativ. Ausgleichsenergie: positiv = zusätzlicher Bezug, negativ = zusätzliche Abgabe.

Handels- und Ausführungskosten gelten für beide Richtungen, Netzkosten für den tatsächlichen positiven Marktanteil und Verschleiß für zusätzliche DC-Speicherentnahme. Aggregatoranteil auf positive variable Wochenmarge; Verteilung proportional auf positive Tagesmargen. Fixkosten fallen bei aktiver Marktteilnahme auch ohne Handel an.

Das Ergebnis ist eine Cash-Bilanz nach den aufgeführten Modellkosten, vor Steuern und Kapitalkosten. Unterschiedliche Endbestände beeinflussen den Strategievergleich. EMS-Einsparungen werden nicht monetarisiert; Summen entstehen aus ungerundeten Werten.

Handelsannahmen und Quellen

Spot-Daten: oekostrom · EPEX SPOT AT, 5.–11. Oktober 2026, abgerufen am 14. Oktober 2026. 672 Viertelstundenpreise in ct/kWh; Zeitstempel Europe/Vienna. Laut Quellseite Börsenpreise exkl. Abwicklungsgebühr und USt.; Lieferantenaufschlag und variable Bezugskosten werden separat konfiguriert. Diese historischen Spotpreise bilden den Standorttarif. Intraday-Handelspreise sind ein getrenntes synthetisches Szenario.

Intraday-Preise: Das synthetische Wochenprofil ist an die EPEX SPOT AT · Continuous · ID3 · 12. Oktober 2026 und 13. Oktober 2026 angelehnt. Grundlage sind je 96 ID3-Preise für 15-Minuten-Produkte in €/MWh aus den bereitgestellten PDF-Auszügen. ID3 ist der volumengewichtete Durchschnitt der letzten drei Handelsstunden eines Produkts. Die beiden Tagesverläufe und ihre Mischungen bilden die sieben Simulationstage; es sind keine historischen Intraday-Preise der angezeigten Woche 5.–11. Oktober. „Mittel“ verwendet die beobachteten Schwankungen, „Gering“ halbiert und „Hoch“ verstärkt sie um 50 %, jeweils um den Tagesmittelwert. Ohne Wochenenddaten wird kein zusätzlicher Wochenendabschlag angenommen. ID3 dient als Preisnäherung; ausführbare T−1-Quotes und Bid-/Ask-Spreads sind damit nicht nachgewiesen.

Die primitiven Regeln nutzen aktuelle synthetische Quotes. Die rollierende Prognoseoptimierung erhält davon getrennte synthetische Preis-, Last- und PV-Prognosen aus Tagesprofilen und bisherigen Beobachtungen; zukünftige Istwerte werden dabei nicht gelesen. Handelsfristen folgen dem österreichischen lokalen Szenario der EPEX Trading Brochure · Februar 2026. Auftragsbuch, Live-Orders und grenzüberschreitender Handel werden nicht modelliert.

Weitere Quellen: EPEX-Handelsprodukte und APCS-Clearingentgelte. Die Modellkosten ersetzen keine realen Tarife.