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
Jede Regelstrategie rekonstruiert ihre Shadow Battery aus Messdaten und bekannten Modellparametern. Geschätzte Marktenergie = aus Telemetrie geschätzte reale Speicherenergie minus eigene Shadow-Energie. Die unabhängige Referenz wird erst nach beiden Betriebsdurchläufen zur Fehlerbewertung berechnet. 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. Online-Kaufaufträge werden anhand des Netzbezugsziels und der bis dahin gemeldeten Bezugsspitze begrenzt. Die physische Ausführung berücksichtigt Leistungs-, SOC- und Rampengrenzen. Das schützt keine bereits vorhandene Überschreitung im EMS-Betrieb. Bei Nulleinspeisung ist 0 kW die angestrebte Untergrenze, sonst gilt die konfigurierte Markt-Einspeisegrenze. Abregelung kann nur die verfügbare PV reduzieren. Verhindert die Batterierampe nach einem Lastabfall die sofortige Rücknahme der Entladung, bleibt die kurzzeitige Einspeisung als tatsächlicher Netzfluss bilanziert.
Marktanteil · geschätzt = realer NAP minus Shadow-NAP. Lokale Lieferabweichung = geschätzter Marktanteil minus gehandelte Leistung. Marktbereinigter NAP = realer NAP minus gehandelte Leistung minus Lieferabweichung. Die bereinigte Energie entspricht damit der eigenen Baseline. Ihre Abweichung zur unabhängigen Referenz wird separat geprüft.
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
Nur Lieferabweichungen aktiver Handelsaufträge 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.
Ohne Handelsauftrag bleiben NAP-Abweichungen zur eigenen Shadow-Schätzung normale Betriebsenergie. Sie werden weder zum Intraday-Preis ausgeglichen noch mit einer Abweichungsgebühr belastet. Technische NAP-Fehler bleiben in der EMS-Auswertung sichtbar.
Wandlungsverluste sind physischer Stromverbrauch aus Netz oder PV und werden in der Energiebilanz separat ausgewiesen. Netzbezug dafür ist bereits in den gemessenen Bezugszählern und der Standortrechnung enthalten; PV-Anteile reduzieren die anderweitig nutzbare Erzeugung. Ein verlustbedingter SOC-Unterschied wird nicht als Ausgleichsenergie gebucht. Maßgeblich für Lieferabweichungen ist die vereinbarte AC-Energie am NAP, nicht ein ausgeglichener DC-Speicherstand. Tatsächliche Minderlieferungen aktiver Aufträge bleiben abrechnungsrelevant.
Handels- und Ausführungskosten gelten für beide Richtungen, Netzkosten auf den positiven Unterschied der Bezugsenergie gegenüber der eigenen Baseline; Verschleiß auf die geschätzte zusätzliche DC-Speicherentnahme. Aggregatoranteil auf positive variable Wochenmarge; Verteilung proportional auf positive Tagesmargen.
Das Ergebnis ist eine Cash-Bilanz nach den aufgeführten Modellkosten, vor Steuern und Kapitalkosten. Unterschiedliche Endbestände beeinflussen den Strategievergleich. Die Standortrechnung umfasst die gesamten gemessenen NAP-Bezüge und Einspeisungen. Das getrennte Handelsbuch verwendet eine modellierte Zuordnung (shadow-v1). Eine gemeinsame Endabrechnung setzt eine vertragliche Verrechnung voraus und wird hier nicht ausgewiesen. 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. Die modellierte Entscheidung am Blockanfang ist ein technischer Testzeitpunkt. Reale Vorlaufzeiten und Gate Closure müssen vor dem Betrieb berücksichtigt werden; Hintergrund: 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.
