• Hallo zusammen,


    kennt sich jemand im Forum mit Regelenergie (insbesondere Minutenregelenergie) aus?


    Seit dem 12.07 dieses Jahres wurde der Zuschlagmechanismus verändert und ich wollte mal schauen, was man so im Schnitt erhalten kann.


    Wenn ich mir https://www.regelleistung.net/apps/datacenter/tenders/ die Daten ansehe, dann ist der Leistungspreis seitdem eigentlich immer 0. Kann das so stimmen?
    Was ist der Leistungspreis eigentlich genau? Angenommen ich bekomme 2€/MW, bekomme ich dann für die 4 Stunden, wo der Zuschlag gilt 10 € wenn ich 5 MW vorhalte? Das wäre ja mit Verlaub nichts und irgendwie auch sinnfrei?

  • Siehe dazu z.B. http://www.udo-leuschner.de/energie-chronik/180707.htm und evtl. die dort verlinkten Beiträge.


    Für die reine Bereitstellung fallen ja keine nennenswerten Kosten an (die Einmalkosten für Implementation, Qualifizierung etc. muß man halt irgendwie anders bezahlt bekommen), warum sollte man dafür nennenswert was bezahlen? Der Wert gilt pro Stunde und MW in deinem Beispiel also sagenhafte 40€ ;)
    Daß es einige neue Anbieter im Markt gibt, hat ja erst zu den "Kuriositäten" geführt um jeden Preis einen Zuschlag zu bekommen. Die "Alten" haben sich das zwar gut bezahlen lassen, es aber nicht ad absurdum geführt bzw. sie kannten offensichtlich die "Schmerzgrenze", die sie nicht überschritten haben.

    Der VNB ist keine Rechtsberatungsstelle für Betreiber für Fragen zum EEG.

  • Schon heute wäre es möglich ohne großen Aufwand zur Stabilität der Netzfrequenz beizutragen.
    siehe http://www.netzfrequenzmessung.de/


    Man müsste bloss die Ladeleistung der eAutos von 0-100% Ladeleistung so regeln, das bei Abweichung nach unten die Ladeleistung unter 50% bis zu 0% gedrosselt wird und bei Abweichung nach Oben die Ladeleistung die bis 100% hochgeregelt wird. Dumm nur, wenn der Akku zu schnell voll wird.
    Natürlich könnte auch mit einem Offset gearbeitet werden oder nach andere flexible Kriterien gesteuert wird.

    Tesla P85+ seit 8/13 >365.000km gefahren. PV 10 kWp an E3DC Hauskraftwerk mit 13,8kWh und Wallbox. Weitere 18kWp PV an Solaredge. Gesamt PV-Leistung 28,049kWp. Jetzt habe ich ein Jahr Zeit, wie ich weitere 1,95kWp (=6x325W) aufs Dach bekomme.

  • Moinsen,


    das reine Netzfrequenz- basierte laden wird nicht gut funktionieren, da dann die grossen Kraftwerke einfach mehr einspeisen als nötig und so die Speicher ständig im Lademodus halten.


    Das andere Problem wäre die "Netzzeit- Kompensation", ist auch auf der Webseite beschrieben. Diese würde auf Dauer aus dem Takt kommen.


    Jede Anlage müsste ihre eigenen Ladeparameter bekommen, die berechnet werden müssen, um es vernünftig aufzuteilen.
    Käme dann eine 300KW PV oder Biogas- Anlage in meinem Dorf dazu wäre alles wieder auf Anfang.


    Es klingt zwar im ersten Schritt richtig, aber ganz so einfach ist es leider nicht. Dafür sind einfach zu viele Schwankungen drin in den Netzparametern.


    Gruß, Andreas

    Andreas Witt
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    Am Dorfplatz 7, 24214 Neudorf
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    "Die Geschichte lehrt die Menschen, dass die Geschichte die Menschen nichts lehrt." [unbekannt]


    Sämtliche Dienstleistungen rund um Photovoltaik: Wartung, Repowering, Datenlogging, Direktvermarktung etc.

  • Zitat von eba

    Schon heute wäre es möglich ohne großen Aufwand zur Stabilität der Netzfrequenz beizutragen.
    siehe http://www.netzfrequenzmessung.de/


    Man müsste bloss die Ladeleistung der eAutos von 0-100% Ladeleistung so regeln, das bei Abweichung nach unten die Ladeleistung unter 50% bis zu 0% gedrosselt wird und bei Abweichung nach Oben die Ladeleistung die bis 100% hochgeregelt wird. Dumm nur, wenn der Akku zu schnell voll wird.
    Natürlich könnte auch mit einem Offset gearbeitet werden oder nach andere flexible Kriterien gesteuert wird.


    Dat bringt nicht wirklich was. Das wurde auch schon endlos oft durchgekaut.
    Netzfrequenz ist die Gesamtbilanz des Europäisch-Nordafrikanischen Verbundnetzes, und sagt nichts über lokalen Überschuss oder Mangel aus, und auch nicht darüber ob das Netz diese Überschüsse oder Mangelleistungen ausgleichen kann oder nicht.
    Die Batterien brauchen aber eigentlich erst dann laden oder entladen, wenn das Netz den Ausgleich nicht mehr schafft oder nur unwirtschaftlich schafft. (i.d.R kann man Strom leichter durch Europa transportieren als einmal speichern und wieder ausspeichern, sind weniger Verluste)
    Da zudem die Spannung auch noch nachgeregelt wird, ggf. durch lokale regelbare Ortsnetztransformatoren (nützlich um im bestehenden Netz mehr Erzeugung installieren zu können ohne gleich viele neue Kabel zu installieren) gibt es einfach zu wenig Informationen ohne einen zusätzlichen Informationskanal um den Speicher sinnvoll ansteuern zu können.
    Sprich es ist für die Enscheidung mehr Information nötig als Spannung und Frequen an Informationen liefern können. Quasi 2 Gleichungen, aber 10 Unbekannte.

    Ich würde mein Geld auf die Sonne und die Solartechnik setzen. Was für eine Energiequelle! Ich hoffe, wir müssen nicht erst die Erschöpfung von Erdöl und Kohle abwarten, bevor wir das angehen.
    Thomas Alva Edison
    Trockenplatzdach 2,6kW zum Spielen :)

  • Netzfrequenzstabilisierung wird über PRL ausgeschrieben und zwar Länderübergreifend.


    Durch den Eintritt Frankreichs in den Ausschreibungsmarkt ist 2018 im Sommer der Preis kollabiert, was z.B. die Kalkulation von einigen 100MW an Speicherkapazität zerstört.
    Möglicherweise wollte EDF den Markt "testen"?


    Die Anforderungen an PRL sind sehr hoch und die Strafen für Nichterbringung exorbitant. E-PKW kann man sich dann logischerweise nur in einem sehr großen und hoch diversifizierten Pool vorstellen mit vermutlich extrem teurer Besicherung. Die "bittere" Wahrheit dürfte sein, dass das stationäre Speicher einfach viel besser und viel billiger könne als die vermeintlichen "eh da" Speicher in den ePKW.


    Mal davon abgesehen ist der PRL Markt für ganz Deutschland derzeit bei nur 620MW und davon ist schon ein dreistelliger Anteile neue Batteriespeicher und mindestens genauso viele in Planung (zumindest bis vor dem Preissturz)


    Die Minutenreserve ist "tot", das wurde ja schon erwähnt.

    24x Sanyo 205 HIP = 4,92kWp

  • Danke, ein höchst interessante Darstellung.


    Nur 620 MW, da kann mal abschätzen, wie gut große Märkte funktionieren, denn offensichtlich braucht es ja nicht mehr, um Fehler in den Prognosen und andere Unwägbarkeiten abzudecken.

    Wir werden einen Zubau in 2012 von >30 GWp sehen. Tendenz bis 2015 Richtung > 50 GWp. Ab 2020 Werden wir einen Zubau an PV von deutlich über 100 GWp sehen. Bis 2015 wird PV die 5 Cent Hürde knacken. *5% Zins bei nur 12 Jahren Amortisation. *diese Signatur ist aus dem Jahr 2010

  • Zitat von PV-Berlin

    Nur 620 MW, da kann mal abschätzen, wie gut große Märkte funktionieren, denn offensichtlich braucht es ja nicht mehr, um Fehler in den Prognosen und andere Unwägbarkeiten abzudecken.


    Plus noch mehr ans Sekundärregelleistung und Minutenreserve und zusätzlich Intradayhandel bis einige Minuten vor der tatsächlichen Lieferung, um eben Fehler in den Prognosen wirklich ausgleichen zu können.

  • Kannst du der Aussage Zahlen geben?


    Also ich finde dies überaus beeindruckend, wie gut das real funktioniert! Hätte mich die Kids gefragt, ob sie 10% hätten haben können, hätte ich sicher ohne zu zögern zu gesagt! 10% ca. 10 GW


    Aber offensichtlich sind wir alle gut berechenbar! Sonst würde es ja nicht mit < 1% funktionieren.

    Wir werden einen Zubau in 2012 von >30 GWp sehen. Tendenz bis 2015 Richtung > 50 GWp. Ab 2020 Werden wir einen Zubau an PV von deutlich über 100 GWp sehen. Bis 2015 wird PV die 5 Cent Hürde knacken. *5% Zins bei nur 12 Jahren Amortisation. *diese Signatur ist aus dem Jahr 2010