EASE

Wie lässt sich der wirtschaftliche Wert dezentraler Flexibilitäten wie Speicher oder Home Energy Management Systeme (HEMS) marktbasiert bestimmen, und wie sollten sie optimal eingesetzt werden?
Welches Ladeverhalten ist für E-Autos zu erwarten, je nachdem wie die Stromtarife ausgestaltet sind?
Und wie viel Nachfrageverschiebung ist für industrielle Nutzer optimal, wenn dynamische Netzentgelte eingeführt werden?

Das EWI beantwortet diese Fragen mit EASE (Electricity ASset Evaluation), einem linearen Optimierungsmodell zur Einsatzplanung und Erlösermittlung von Strom-Assets. EASE optimiert den Betrieb von Speichern, Haushalten und Erzeugungsanlagen auf dem Day-Ahead- und Intraday-Markt und berechnet die erzielten Deckungsbeiträge und Lastgänge. Das Modell bildet verschiedene Tarif- und Regulierungsrahmen ab, darunter dynamische Strompreise und Netzentgeltbefreiung von Speichern, und variiert dabei Vermarktungsstrategien flexibel.

Abbildung 1: Schema der Analyse der Vermarktungspotenziale in EASE

EASE für Beratung und Forschung

Das Modell unterstützt Investitions- und Betriebsentscheidungen im liberalisierten Strommarkt. Es bildet unterschiedliche Asset-Typen ab und eignet sich sowohl für projektbezogene Wirtschaftlichkeitsanalysen als auch für regulatorische und wissenschaftliche Fragestellungen.

EASE im Einsatz:

Erlösermittlung: Deckungsbeiträge von Speichern, Erzeugungs- und Nachfrageanlagen auf Day-Ahead- und Intraday-Märkten berechnen
Einsatzplanung: marktoptimierte Fahrweise von Assets in viertelstündlicher Auflösung bestimmen
Gebotsstrategien: Vermarktungsoptionen und Opportunitäten zwischen verschiedenen Märkten analysieren und vergleichen
Flexibilisierungsoptionen: Erlöspotenziale von Demand-Response, Speichern und Power-to-Heat auf Erzeugungs- und Nachfrageseite bewerten
Tarifanalyse: Auswirkungen von Festpreisen, Time-of-Use- und Echtzeittarifen auf Ladeverhalten und Kosten von Haushalten und Elektrofahrzeugen untersuchen
Regulatorische Szenarien: Rahmenbedingungen wie § 14a EnWG (Energiewirtschaftsgesetz) oder dynamische Netzentgelte in der Optimierung abbilden

EASE im Detail

EASE ist ein lineares Optimierungsmodell, das den Einsatz dezentraler Anlagen gewinnmaximierend plant. Als Preisnehmer-Modell unterstellt es, dass das Verhalten der modellierten Anlagen keinen Einfluss auf das Strommarktergebnis hat. Die Zielfunktion maximiert den Deckungsbeitrag, also die Differenz aus erzielten Erlösen und entstehenden Bezugskosten.

Auf dieser Basis beantwortet EASE konkrete Geschäftsfragen: Welche Vermarktungsstrategie maximiert die Erlöse eines Speichers? Lohnt sich die Flexibilisierung einer industriellen Last? Wie wirken sich unterschiedliche Tarife auf die Stromkosten eines Haushalts mit Elektrofahrzeug aus?

Das Modell deckt eine breite Palette von Anlagentypen ab: konventionelle Erzeugungsanlagen, erneuerbare Energieanlagen (Photovoltaik (PV), Wind, Biomasse/Biogas), Speichertechnologien (Batterie-, Pump- und Wasserspeicher) sowie Nachfrage- und Umwandlungstechnologien (Power-to-Heat inklusive Wärmepumpen, Wärmespeicher, industrielle Produktionsanlagen, Elektrofahrzeuge), auch im Zusammenspiel, etwa innerhalb eines Haushalts. EASE bildet sowohl die Beschaffung von Strom über Retailtarife als auch die Vermarktung von Kapazitäten am Day-Ahead- und Intraday-Markt ab, einschließlich Portfoliobetrachtungen, bei denen sich Anlagen gegenseitig besichern. Preiszeitreihen für zukünftige Marktsituationen lassen sich direkt aus den Strommarktmodellen des EWI einspeisen.

Schematische Darstellung des Modells

Abbildung 2: Schematische Darstellung der Modellstruktur von EASE

Die Optimierung erfolgt mit viertelstündlicher zeitlicher Auflösung über den gesamten Betrachtungszeitraum, typischerweise ein Jahr für frei wählbare Stichjahre. Ergebnisse stehen sowohl als aggregierte Jahreswerte als auch als detaillierte Zeitreihen zur Verfügung. Räumlich lässt sich das Modell auf einzelne Anlagen, Haushalte und Verteilnetze anwenden. In der Erweiterung auf Basis von Beispielverteilnetzen bildet EASE zudem Engpasssituationen im Verteilnetz und Eingriffe des Verteilnetzbetreibers (DSO, Distribution System Operator) ab, etwa gemäß § 14a EnWG.