Anlagen für erneuerbare Energien erzielen einen höheren Wert, wenn sie als ein koordiniertes Gesamtsystem betrieben werden. Im Hybridpark von EVN Naturkraft in Trumau und Tattendorf verbindet die Flexibilitätsmanagement-Plattform CyberNoc von CyberGrid Windkraft, Photovoltaik und Batteriespeicher. Das Ergebnis ist ein intelligentes, automatisiertes Energiesystem, das die Abregelung erneuerbarer Energien reduziert, die vorhandene Netzkapazität effizienter nutzt, die Netzstabilität unterstützt und zusätzliche Einnahmequellen erschließt.
Im Rahmen von „Enlit on the Road“, einem Podcast zur Vorstellung von Energieinnovationen in ganz Europa, reiste das Enlit-Team nach Trumau, um zu untersuchen, wie CyberGrid und EVN neu definieren, was kombinierte Anlagen für erneuerbare Energien leisten können. Intelligente Flexibilität ist die automatisierte Koordination von Energieerzeugung, Speicherung und Marktteilnahme. Sie nutzt Prognosen, Echtzeitmessungen und Optimierungsalgorithmen, um zu bestimmen, wann Anlagen Strom erzeugen, speichern, laden, entladen oder Regelleistungen erbringen sollen.
Warum reicht erneuerbare Erzeugung allein nicht mehr aus?
Wind- und Solarenergie hängen von den Wetterbedingungen ab und nicht vom Strombedarf. Wenn die Produktion aus erneuerbaren Energien hoch, der Verbrauch jedoch niedrig ist, können die Großhandelspreise für Strom erheblich sinken oder sogar negativ werden. In solchen Phasen müssen Anlagen für erneuerbare Energien ihre Leistung unter Umständen drosseln. Dieser Prozess, bekannt als Abregelung, führt dazu, dass technisch verfügbarer sauberer Strom weder produziert noch ins Netz eingespeist wird. Diese Herausforderung war einer der Hauptgründe für das Projekt in Trumau. EVN stellte fest, dass ihre Photovoltaik- und Windkraftanlagen aufgrund negativer Strompreise viele Stunden lang abgeregelt werden mussten. Die Ergänzung durch einen Batteriespeicher schuf die Möglichkeit, mehr erneuerbaren Strom zu speichern, anstatt die Erzeugung sofort zu reduzieren. Die Vermeidung von Abregelungen allein reichte jedoch nicht aus, um ein überzeugendes Geschäftsmodell für den Batteriespeicher zu etablieren. Um die Wirtschaftlichkeit des Projekts zu verbessern, musste der Speicher auch Zugang zu Regelleistungsmärkten, zum Großhandel und zu weiteren Flexibilitätsmärkten erhalten.
Was macht den Hybridpark Trumau so einzigartig?
Das Hybridsystem vereint drei Energieanlagen: den Windpark Tattendorf mit 16 MW, die Photovoltaikanlage Trumau mit 10 MW und ein Batteriespeichersystem mit 3,4 MW / 6,8 MWh. Während die Wind- und Solaranlagen erneuerbaren Strom erzeugen, bietet die Batterie Speicherkapazität, Regelleistungen und Marktoptimierung, wodurch die Anlagen als ein koordiniertes und flexibles Energiesystem betrieben werden können.
Der Windpark Tattendorf umfasst acht Windkraftanlagen, während die PV-Anlage Trumau Solarstrom für rund 3.000 Haushalte liefert. Zusammen liefern die Anlagen grünen Strom, der dem Bedarf von etwa 13.000 Haushalten entspricht. Die Wind- und Solaranlagen teilen sich die Netzinfrastruktur, wodurch EVN die vorhandene Anschlusskapazität effizienter nutzen kann. Die Batterie fügt eine weitere Flexibilitätsebene hinzu, indem sie überschüssigen Strom aufnimmt, gespeicherte Energie bei Bedarf abgibt und auf Markt- und Netzsignale reagiert.
Das Batteriespeichersystem ist seit 2025 voll in Betrieb. Seine Integration verwandelte den Standort in das, was EVN als „Super-Hybridpark“ bezeichnet – ein System, in dem erneuerbare Erzeugung, Speicherung und digitale Optimierung zusammenarbeiten, anstatt unabhängig voneinander betrieben zu werden.
Vom Speicher zur Multi-Markt-Flexibilitätsressource
Eine Batterie kann auf verschiedene Weise Wert schaffen. Sie kann überschüssigen erneuerbaren Strom speichern, Energie zwischen Zeiten mit niedrigeren und höheren Preisen verschieben und schnell reagieren, wenn das Stromnetz Unterstützung benötigt. In Trumau geht es nicht darum, nur eine dieser Anwendungen auszuwählen. CyberNoc ermöglicht es der Batterie und den Erzeugungsanlagen, an verschiedenen Märkten teilzunehmen, je nachdem, wo sich die wertvollste Gelegenheit bietet. Dazu gehören:
- Frequenzhaltungsreserve (FCR),
- Automatische Frequenzwiederherstellungsreserve (aFRR),
- Manuelle Frequenzwiederherstellungsreserve (mFRR),
- Day-Ahead-Stromhandel,
- Intraday-Stromhandel,
- kurzfristige Gebote für Ausgleichsenergie.
FCR, aFRR und mFRR tragen dazu bei, das Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -verbrauch bei unterschiedlichen Reaktionsgeschwindigkeiten aufrechtzuerhalten. In Österreich werden diese Reserveprodukte über Regelenergiemärkte bereitgestellt und unterstützen die APG dabei, die Stabilität der Regelzone zu gewährleisten. Die Teilnahme an mehreren Märkten wird häufig als Multi-Markt-Optimierung oder Revenue Stacking bezeichnet. Anstatt die Batterie dauerhaft für eine Anwendung zu reservieren, bewertet der Optimierungsprozess die verfügbaren Märkte, die erwarteten Preise, die Anlagenbeschränkungen und die Systembedingungen, bevor die am besten geeignete Betriebsstrategie festgelegt wird. Dieser diversifizierte Ansatz kann das Geschäftsmodell für Batteriespeicher stärken, indem er mehrere potenzielle Einnahmequellen schafft und gleichzeitig die Integration erneuerbarer Energien unterstützt.
Wie optimiert CyberNoc die Batterie?
Der Optimierungsprozess beginnt, bevor der Strom physisch geliefert wird. CyberNoc kombiniert verschiedene Funktionen, darunter:
- Prognosen der Strompreise in den relevanten Märkten,
- Prognosen der Wind- und Solareinspeisung,
- aktueller und erwarteter Ladezustand der Batterie,
- Echtzeitmessungen der Energieanlagen,
- verfügbare Netzanschlusskapazität,
- technische Beschränkungen und Betriebsparameter,
- bestehende Marktverpflichtungen und akzeptierte Gebote.
Auf Basis dieser Eingangsdaten erstellt die Plattform Marktgebote und Betriebspläne für den Folgetag. Da sich Prognosen, Preise und Anlagenzustände ändern, kann die Strategie über den Intraday- und Regelenergiemarkt angepasst werden. Während des physischen Betriebs werden Echtzeitmessungen mit Prognosen und Marktverpflichtungen abgeglichen. Die Optimierung entscheidet dann, ob die Batterie geladen oder entladen werden, Kapazität für Regelleistungen vorhalten oder auf eine potenziell wertvollere Gelegenheit warten soll. So kann das System beispielsweise entscheiden, nicht sofort Strom aus erneuerbaren Quellen zu speichern, wenn das Freihalten von Batteriekapazität für eine Regelleistung einen höheren Mehrwert verspricht. Alternativ kann überschüssige Energie aufgenommen werden, wenn die Erzeugung hoch ist und die Marktbedingungen eine Speicherung der direkten Einspeisung vorziehen. Dieser Prozess läuft kontinuierlich, auch nachts und an Wochenenden. CyberNoc bietet automatisierte Überwachung, Optimierung, Steuerung und marktübergreifenden Flexibilitätshandel, anstatt sich darauf zu verlassen, dass Betreiber jede Dispatch-Entscheidung manuell treffen.
Niedrige oder gar negative Stromgroßhandelspreise machen den Wert einer Batterie nicht zunichte. Während kurzer Phasen extrem niedriger Spotmarktpreise sind Arbitragemöglichkeiten im Großhandel zwar begrenzt, die Batterie kann jedoch weiterhin Erlöse durch die Bereitstellung von Regelleistungen erzielen. Dies ermöglicht es dem Betreiber zudem, einen wertvollen Netzanschluss auch dann produktiv zu nutzen, wenn eine direkte Einspeisung erneuerbarer Energien weniger attraktiv ist. Über längere Zeiträume hinweg ist für die Arbitrage nicht allein entscheidend, ob die Strompreise generell hoch oder niedrig sind. Ausschlaggebend ist die Spanne zwischen den günstigeren und teureren Zeiträumen. Eine Batterie kann immer dann einen Mehrwert schaffen, wenn die Differenz zwischen Lade- und Entladepreisen ausreicht, um Effizienzverluste, Marktkosten, Batteriedegradation und andere betriebliche Einschränkungen zu decken. Das zentrale Ziel in Trumau ist die Optimierung der kombinierten Leistung des gesamten Hybridparks.
Ein Modell für zukünftige hybride Energieprojekte
Trumau soll kein isoliertes Demonstrationsprojekt bleiben. EVN betrachtet das Projekt als potenzielles Modell für weitere hybride Energiestandorte, auch in Südosteuropa. Die übergeordnete Bedeutung liegt im Betriebsmodell: die Kombination komplementärer erneuerbarer Erzeugung mit Speichern, die Vernetzung der Anlagen über eine sichere digitale Infrastruktur und die Optimierung des gesamten Portfolios über mehrere Märkte hinweg. Der Erfolg künftiger Projekte hängt nicht nur von der Batteriekapazität oder dem Volumen der erneuerbaren Erzeugung ab. Er hängt auch davon ab, ob komplexe Marktregeln, technische Beschränkungen, Prognosen und operative Entscheidungen in ein System überführt werden können, das Händler und Anlagenbetreiber effizient nutzen können. Hier wird Automatisierung entscheidend. Mit der zunehmenden Anzahl dezentraler Energieressourcen und verfügbarer Flexibilitätsmärkte wird die manuelle Koordination jeder Marktposition und physischen Dispatch-Anweisung unpraktikabel. Ein skalierbares Virtuelles Kraftwerk muss diese Komplexität vereinfachen und dabei die individuellen Beschränkungen jeder angeschlossenen Anlage berücksichtigen.
Der Hybridpark Trumau verdeutlicht, wie erneuerbare Erzeugung, Batteriespeicher und Energiemärkte als ein integriertes System koordiniert werden können. Die Batterie speichert nicht nur Solar- oder Windstrom. Sie verleiht dem Standort die Flexibilität, auf negative Preise zu reagieren, an Regelleistungsmärkten teilzunehmen, Großhandelspositionen zu optimieren und die vorhandene Netzinfrastruktur besser zu nutzen.
CyberNoc bildet die digitale Ebene, die diese Möglichkeiten miteinander verbindet. Durch Prognosen, Echtzeitüberwachung, automatisierte Optimierung und marktübergreifende Teilhabe hilft CyberGrid dabei, physische Flexibilität in messbaren operativen und kommerziellen Wert zu verwandeln.
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