EMS-Marktsimulator

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 grundsätzlich 50 %, bei engerem SOC-Bereich auf dessen Grenzen begrenzt. Die Eigenverbrauchsreserve im kombinierten Betrieb ist 40 %, ebenfalls auf den SOC-Bereich begrenzt. Lade- und Entladewirkungsgrad je √0,85 ≈ 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. 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.

Bei den beiden Strategien mit Wochenvoraussicht wird der freie Raum über die gesamte Haltedauer geprüft; gegenläufige Batterieflüsse sind ausgeschlossen. Bei primitiven Regeln begrenzt die lokale Ausführung die gemeinsame physische Leistung und Speicherenergie. 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. Verbleibende Marktenergie wird separat unbewertet ausgewiesen. Unterschiedliche Endbestände beeinflussen den Strategievergleich. EMS-Einsparungen werden nicht monetarisiert; Summen entstehen aus ungerundeten Werten.

Handelsannahmen und Quellen

Die primitiven Regeln nutzen aktuelle synthetische Quotes; ein Preisforecast ist nicht implementiert. Das Preisszenario erzeugt niedrige Nacht-/Mittagspreise, Morgen-/Abendspitzen und Viertelstundenschwankungen. 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.