Anlagendaten · PV und Verbraucherlast
Unabhängige Eingangsdaten · Sekundenauflösung
Verbraucherlast ist der Bedarf der Maschinen und sonstigen Verbraucher. PV-Potenzial ist die verfügbare Erzeugung vor EMS-Abregelung. Diese gemeinsame Quelle wird durch Batterie, Regelungsvariante und Vermarktung nicht verändert.
Anlagendaten · Einstellungen
Diese Einstellungen bestimmen die simulierten PV- und Verbrauchszeitreihen. EMS und Vermarktung verwenden die daraus entstehenden Anlagendaten.
Gesamte Woche · Montag bis Sonntag
Übersicht: Mittelwerte mit Min/Max-Bändern aus den Sekundenwerten. Alle Berechnungen verwenden die vollständigen Zeitreihen.
Gewähltes Viertelstundenintervall · 900 Sekundenwerte
EMS-Telemetrie · Sekundenwerte
Simulierte AC-Messungen → Minutenberichte → Viertelstundenberichte
Diese Auswahl steuert Batterie- und NAP-Telemetrie, Zähler, Minutenbericht sowie SOC- und Shadow-Fehleranalyse. Die Anlagendaten darüber sind für beide Varianten gleich. Auch die Hauptdiagramme, Kennzahlen, Stromkosten und Handelsabrechnung darunter zeigen diese Anlage. NAP- und Wochenvergleich zeigen immer beide Varianten.
Gewähltes Viertelstundenintervall
Batterie und NAP entstehen aus dem EMS-Betrieb auf Basis der Anlagendaten. Gemessene PV nach Abregelung bleibt in Zählern und Minutenberichten enthalten.
Letzter abgeschlossener Minutenbericht
Reale Batterie · SOC aus Minutenberichten
Vergleich beider Verfahren am selben Messverlauf der Detailansicht, geprüft an jedem Minutenende über die ganze Woche. Mit getrennten AC-Zählern gilt ΔE = ηL · ELadung − EEntladung / ηE. Ideale Zähler und bekannte konstante Wirkungsgrade sind vorausgesetzt. Diese Fehler sind von den Shadow-Fehlern unten zu unterscheiden.
| Minuten-Datengrundlage | Max. SOC-Fehler · pp | Max. Energiefehler · kWh |
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Shadow Battery · Datenauflösung
Gleicher Messverlauf der ausgewählten Anlage, unabhängige Zustände. Fehler gegenüber der separat sekündlich simulierten Anlage ohne Markt. Minuten- und Viertelstundenbeobachter führen die EMS-Regel mit Mittelwerten aus; der Vergleich bewertet dieses Rekonstruktionsverfahren. Getrennte Energiezähler erhalten reale Lade-/Entlademengen, aber nicht deren zeitliche Reihenfolge für den hypothetischen Betrieb ohne Markt.
| Datengrundlage | Max. SOC-Fehler · pp | Max. Energiefehler · kWh | Max. Blockfehler NAP · kWh | Datenqualität |
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NAP-Leistung · Sekundenvergleich
Tatsächlicher Netzfluss beider Regelungen im selben Viertelstundenblock, auch ohne Intraday mit Markt-Offset 0. Die Grenzen gelten, soweit Batterie und Rampe sie physisch einhalten können.
| Gewählter Block | NAP-Energie · kWh | Max. Bezug · kW | Max. Einspeisung · kW | Zielabweichung · kWh |
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Cloud-Vorgaben · Marktoffset und NAP-Sollwert
A erhält einen relativen Marktoffset je Viertelstunde und berechnet daraus mit seinem lokalen Shadow und Blockausgleich den NAP-Sollwert. B erhält jede Minute einen absoluten NAP-Sollwert aus der Cloud. Beide Vorgaben sind in kW angegeben, haben aber unterschiedliche Bezugspunkte. Ohne Intraday bleibt der Marktoffset 0; beide Regelungen laufen weiter.
Steuerungsvergleich · gesamte Woche
| Variante | Netto-Handelsergebnis | Kauf / Verkauf · kWh | Absoluter Blockfehler · kWh | Begrenzung · Minuten | Δ Speicherenergie · kWh DC | Marktverschleiß · € |
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Zielabweichung = reale NAP-Energie − unabhängige NAP-Referenzenergie − vereinbarte Marktenergie. Ohne Intraday ist die Marktenergie 0; der Vergleich zeigt den Einfluss beider Regelungen auf den EMS-Grundbetrieb. Ausgleichsbuchungen zählen separat und beseitigen diesen Fehler nicht. Negative Speicherenergiedifferenzen zeigen eine Beanspruchung von Standortenergie. Die Markt-Einspeisegrenze begrenzt zusätzliche Batterieeinspeisung; bestehende PV-Einspeisung kann darüber hinausgehen.
Simulation und Vergleich · Einstellungen
Die Cloud berechnet den realen SOC aus dem bekannten Startwert und den gewählten Messdaten. Getrennte Energiezähler erfassen auch Lade- und Entladeverluste innerhalb derselben Minute. Diese SOC-Schätzung bestimmt den Marktbestand bei eigenen Online-Aufträgen von B. Bei gleichen Aufträgen bleibt der Handelsplan gleich. Die hypothetische Shadow Battery wird separat fortgeführt: bei A lokal aus Sekundenwerten, bei B in der Cloud aus Last- und PV-Mittelwerten.
Steuerung und Messdaten
A: Die Cloud übergibt am Blockanfang einen konstanten Marktleistungs-Offset; das EMS führt seine eigene Shadow Battery sekündlich fort und korrigiert aufgelaufene Blockenergieabweichungen lokal. B: Die Cloud erhält abgeschlossene Minutenberichte, führt ihre Shadow Battery fort und aktualisiert jede Minute einen absoluten NAP-Sollwert. Beide Anlagen regeln lokal jede Sekunde und beachten physische SOC-, Leistungs-, Rampen- und Anschlussgrenzen.
Minutenberichte enthalten mittlere AC-Leistungen, realen End-SOC zur Kontrolle und getrennte kumulative Zähler für PV-Erzeugung, Batterie-Ladung/Entladung und NAP-Bezug/Einspeisung. Der reale End-SOC wird nicht zur Korrektur der Cloud-Schätzung oder der Shadow Battery verwendet. Verbraucherlast = PV + NAP + Batterie. Verfügbares PV-Potenzial ist bei Abregelung eine optionale Zusatzschätzung. Ohne sie bleiben betroffene Shadow-Zustände eingeschränkt bestimmbar.
Bei getrennt berechneten Aufträgen wird nur am Viertelstundenanfang gehandelt: A meldet den lokalen Shadow und freien Spielraum im Minutenbericht, B nutzt den Cloud-Shadow. Beide erhalten denselben aktuellen Preis. Oracle-Strategien verwenden ausschließlich den gemeinsamen theoretischen Fahrplan. Initial gelten bekannter Start-SOC und 65 kW Grundlast bei 0 kW PV als Startschätzung. Messung und Übertragung sind ideal, ohne Rauschen oder zusätzliche Verzögerung.
Leistung und Ladezustand · aus Telemetrie aggregiert
Gesamte Woche · Montag bis Sonntag
Zusatzinformation
Aus Telemetrie berechnet
Berechnete Werte
Spot-Preis · oekostrom · 5.–11.10.2026
Intraday-Preis · Eingabe · synthetisch nach ID3
Netzleistung: positiv = Bezug · negativ = EinspeisungPV-Erzeugung = nach Abregelung
Kennzahlen der gesamten Woche
Anlagentopologie
Leistung im gewählten Viertelstundenintervall · SOC am Intervallende
Z1–Z3: simulierte AC-Zählpunkte · NAP: + Bezug / − Einspeisung · Batterie: + Entladen / − Laden
Virtuelle Aufteilung
| Größe | Simulierte Referenz | Aus Rekonstruktion |
|---|---|---|
| Marktanteil NAP · Z1 | ||
| Marktanteil Batterie · Z3 |
Marktanteil = reale Leistung − Leistung ohne Marktteilnahme, jeweils AC-seitig. Rek.-Fehler = Rekonstruktion − simulierte Referenz ohne Markt; NAP-Fehler als Energie je Viertelstunde.
Prüfung der Shadow-Rekonstruktion
- Max. SOC-Abweichung (pp)
- …
- Max. Speicherenergie-Abweichung
- …
- Max. NAP-Abweichung je Viertelstunde
- …
Messwerte und Prüfverfahren
Die simulierte Anlage mit Marktteilnahme liefert zeitgleiche AC-Werte für PV-Erzeugung, NAP und Batterie sowie den PV-Abregelstatus. Daraus folgt: Verbrauch = PV + NAP + Batterie; Netzbezug und Batterieentladung sind positiv. Die Rekonstruktion führt die gewählte lokale EMS-Regel mit eigenem Ladezustand fort. Start-SOC, Batteriegrenzen und Wirkungsgrade gelten als bekannt.
„Verfügbare PV bekannt“ ergänzt das synthetische PV-Potenzial vor Abregelung als ideale Zusatzinformation. „Nur PV-Erzeugung gemessen“ verwendet die tatsächlich erzeugte Leistung. Der gemeldete Abregelstatus zeigt, wann zusätzliches PV-Potenzial fehlt; betroffene und folgende Zustände bleiben als eingeschränkt bestimmbar markiert. Der Status verrät nicht die Höhe der abgeregelten Leistung.
SOC-Abweichungen werden in Prozentpunkten (pp) angegeben. Verglichen werden sämtliche 672 Intervalle der Woche mit der unabhängigen Referenz ohne Markt. Die Rekonstruktion liest weder Referenzzustände noch künftige Werte. Die Eingangsleistungen sind Mittelwerte der Sekundenanlage. Die Gegenüberstellung von Sekunden-, Minuten- und Viertelstundenbeobachtern zeigt den Aggregationsfehler.
Stromkosten der Woche
- Strombezug
- …
- Einspeiseerlöse
- …
- Stromkosten
- …
- Batterieverschleiß · Standortanteil
- …
- Intraday On Top · Nettoergebnis
- …
- Gesamtkosten
- …
Intraday-Bilanz
ID3-basiertes Preisszenario · Cash-Ergebnis vor Steuern
- Wochen-Ergebnis
- …
- Marktkauf / Verkauf
- …
- Abweichungsgebühren
- …
- Lokale Lieferabweichung (absolut)
- …
| Tag | Kauf kWh | Verkauf kWh | Restenergie kWh | Tagesabschluss | Verkaufserlös | Kaufkosten | Handel | Netzladung | Verschleiß | Ausführung | Ausgleich kWh | Energieausgleich | Abweichungsgebühr | Aggregator | Fixkosten | Ergebnis |
|---|
Energiebilanz der Woche
- Batterieladung aus PV (AC)
- …
- Batterieladung aus Netz (AC)
- …
- Ladeenergie gesamt (AC)
- …
- Entladeenergie (AC)
- …
- Speicherverluste
- …
- PV-Abregelung
- …
- SOC Anfang / Ende
- …
Modellannahmen
Wochenmodell eines mittelgroßen Sägewerks mit synthetischer Verbraucherlast und Sommer-PV, historischen Spotpreisen und synthetischen Intraday-Preisen.
Berechnungsregeln und Quellen
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. Schutz der Standortenergie ist ein Regelungsziel; in der Sekundenanlage werden Verletzungen durch die Speicherenergiedifferenz gegenüber der Referenz sichtbar. 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.
Anlagenregelung und Leistungsrampen werden sekündlich simuliert. Handelsprodukte bleiben viertelstündlich; Messung und Übertragung erfolgen ideal ohne zusätzliche Verzögerungen. 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. Standortkosten werden in der Stromkostenübersicht berücksichtigt; 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 Quotes am Blockanfang 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.