Ein virtuelles Kraftwerk (Virtual Power Plant, VPP) ist eine Gruppe verteilter Energieressourcen an mehreren Standorten, die ein Aggregator als eine Einheit steuert. Diese Einheit bietet er einem Übertragungsnetzbetreiber oder Markt an; sie verhält sich dann wie ein Kraftwerk. Dazu gehören Batterien, Ersatzgeneratoren, flexible Lasten wie Kühlung und Gebäudetechnik, Wärmepumpen und Ladepunkte für Elektrofahrzeuge.
Jeder Dienst legt eine Mindestgröße der Einheit fest. Für Dynamic Containment in Großbritannien sind mindestens 1 MW je Response Unit nötig; die zusammengefassten Anlagen müssen zur selben GSP Group gehören. Zehn Standorte mit je einer 100-kW-Batterie bilden eine Einheit von 1 MW. Netzbetreiber oder Markt bezahlt den Aggregator, dieser vergütet die Standorte nach Vertrag.
In den USA schätzte das Energieministerium in seinem Liftoff-Bericht 2023 die VPP-Kapazität auf 30 bis 60 GW, überwiegend in Lastflexibilitätsprogrammen. In der EU definiert die Richtlinie (EU) 2019/944 in Artikel 2(18) die Aggregierung. Artikel 13 erlaubt Kunden, unabhängig vom Stromlieferanten einen Vertrag mit einem Aggregator zu schließen. Artikel 17 verlangt, dass Mitgliedstaaten Lastflexibilität durch Aggregierung ermöglichen.
So arbeitet ein VPP
Ein VPP hat vier Ebenen. Jede gibt bestimmte Daten an die nächste weiter.
Die Anlage ändert ihre Leistung: Ein Batterie-Wechselrichter folgt einem Sollwert, ein Relais trennt eine Last, ein Generator startet und synchronisiert sich. Die Anlage meldet ihren Zustand, etwa Ladezustand, Betriebsstatus oder Prozesstemperatur.
Das Standortsystem misst Anlage und Netzanschlusspunkt und wahrt lokale Grenzen. Es meldet gemessene Leistung, verfügbare Flexibilität und Anlagenzustand an den Aggregator. Von dort empfängt es Abrufe, Verfügbarkeitsabfragen sowie Befehle zum Scharf- oder Unscharfschalten.
Die Plattform des Aggregators prognostiziert die Leistungsfähigkeit des Portfolios, gibt Gebote ab, steuert die Standorte und fasst ihre Messungen zu einem Signal für den Netzbetreiber zusammen.
Übertragungsnetzbetreiber oder Markt kauft den Dienst, erteilt Anweisungen und bewertet anhand der Messdaten die Lieferung.
Bei einem Frequenzereignis durchläuft die Reaktion diese Kette nicht. Jeder Standort misst die Netzfrequenz selbst und reagiert innerhalb der Frist des Dienstes. Ein Dienst mit voller Lieferung binnen 1 s kann nicht auf eine Hin- und Rückübertragung über eine Cloud-Plattform warten. Die Verbindung zum Aggregator dient dem Scharfschalten, den Antwortparametern, Verfügbarkeitserklärungen und Nachweisen nach dem Ereignis.
VPP, DERMS und Microgrid
Die Grenzen zwischen den Begriffen sind in der Praxis nicht immer scharf. Die Tabelle zeigt typische Fälle.
| VPP | DERMS | Microgrid | |
|---|---|---|---|
| Typischer Betreiber | Aggregator oder Lieferant | Netzbetreiber oder Versorger mit eigenem Programm | Standort- oder Campusbetreiber, Versorger oder Dritter |
| Zweck | Flexibilität an Märkte und Dienste verkaufen | Thermische und Spannungsgrenzen des Netzes einhalten | Eine lokale Anlage zuverlässig versorgen und, wenn dafür ausgelegt, vom Netz trennen |
| Ressourcen | Viele Standorte im Netz | Anlagen im Netz des Betreibers | Innerhalb einer elektrischen Grenze |
| Hauptmesspunkt | Netzanschlusspunkt jedes Standorts, zu einer Einheit summiert | Leitungsabgänge, Umspannwerke und Anschlusspunkte | Gemeinsamer Netzanschlusspunkt |
Ein Microgrid kann eine Ressource innerhalb eines VPP sein. Ein über viele Standorte verteiltes VPP ist selbst kein Microgrid. Der Microgrid-Leitfaden erläutert die lokale Architektur.
Welche Dienste ein VPP anbietet
| Dienst | Was die Standorte leisten | Zeitbeispiel |
|---|---|---|
| Frequenzregelung | Leistung bei lokaler Frequenzänderung automatisch anpassen | GB Dynamic Containment und Moderation: volle Lieferung binnen 1 s; Dynamic Regulation: binnen 10 s; Irland DS3 FFR: binnen 2 s nach Auslöser, gehalten bis T+10 s |
| Betriebsreserve | Leistungsänderung nach Frequenzereignis oder Anweisung halten | Irland DS3: POR T+5 bis 15 s, SOR T+15 bis 90 s, TOR1 T+90 s bis 5 min, TOR2 T+5 bis 20 min |
| Lastflexibilität | Verbrauch in vertraglich vereinbartem Fenster senken oder verschieben | GB Demand Flexibility Service: halbstündliche Abrechnungsintervalle, Einheiten ab 0,1 MW |
| Spitzenlast- und Kapazitätsdienste | Nachfrage zur System- oder Netzspitze senken | Geplante Zeitfenster |
| Energiehandel | Verbrauch in günstigere Zeiträume verschieben | Day-Ahead bis Intraday |
Der Demand Flexibility Service läuft seit 27. November 2024 ganzjährig als In-Merit-Instrument. In Irland planen EirGrid und SONI, DS3-Reservedienste im Rahmen der Future Arrangements for System Services in eine Day-Ahead-Auktion zu überführen. Prüfen Sie die aktuellen Teilnahmebedingungen, bevor Sie eine Zahl aus dieser Tabelle für eine Auslegung verwenden.
Der Leitfaden zur dynamischen Frequenzreaktion und der FCAS-Leitfaden behandeln Frequenzdienste in Großbritannien, Irland und Australien. Der Leitfaden zu Elektrofahrzeugen als Netzressourcen und der OCPP-Leitfaden zeigen die Rolle von Ladepunkten. Deren regelbarer Bereich hängt von Zahl und Ladezustand der angeschlossenen Fahrzeuge ab.
Was ein Standort für die Teilnahme braucht
Messung
Die erforderliche Datenrate hängt stark vom Dienst ab:
| Dienst | Vom Betreiber genutzte Daten |
|---|---|
| GB Dynamic Containment und Moderation | Leistungsnachweise mit 20 Hz je Response Unit |
| GB Dynamic Regulation | Leistungsnachweise mit 20 Hz oder 2 Hz |
| Irland DS3 FFR | Geräteaufzeichnung mit mindestens 20 ms Auflösung |
| Irland DS3 POR, SOR und TOR1 bei aggregierten Standorten | Aggregierte Nachfrage mit mindestens 1 Hz, Zeitstempel und gemeinsamer Zeitsynchronisierung; Daten jedes Standorts binnen eines Arbeitstags nach dem Ereignis |
| GB Demand Flexibility Service | Halbstündliche Zählerdaten je Einheit sowie alle Eingaben für die Baseline |
Synchronisieren Sie auch die Uhren. Bei 20 Hz verschiebt ein Uhrenfehler von 50 ms die gesamte Kurve um einen Messpunkt. Die Bewertung vergleicht dann die falschen Punkte.
Legen Sie vor der Inbetriebnahme die Messgrenze fest. Misst der Dienst am Netzanschlusspunkt, beeinflussen alle anderen Lasten am Standort das Ergebnis. Eine Abschaltung von 300 kW während des Starts eines 200-kW-Kompressors erscheint als Senkung um 100 kW. Messen Sie Anlage und Netzanschluss getrennt, um die Differenz erklären zu können. Der Baseline-Leitfaden beschreibt die Berechnung der Lieferung gegenüber einer Referenz.
Steuerung mit eindeutiger Zuständigkeit
Ein Abruf des Aggregators muss die Anlage erreichen. Sie muss zugleich innerhalb ihrer eigenen Grenzen bleiben: Batterieladezustand, Produktionsfristen, Komfortbereiche und Mindestlaufzeiten. Bestimmen Sie für jeden Sollwert ein führendes System. Halten Sie fest, was die Anlage bei Ausfall der Aggregatorverbindung tut und nach welcher Zeit.
Das DS3-Protokoll verlangt von Aggregatoren ausdrücklich, Dienste an jedem einzelnen Standort aus der Ferne aktivieren und deaktivieren zu können. Nach einem Ereignis müssen sie die Wiederzuschaltung von Lasten staffeln, damit Einschaltspitzen die Nachfrage nicht über den Wert vor dem Ereignis treiben. Der Leitfaden zu lokaler Steuerung und Verriegelung strukturiert solche Fehlerfälle.
Verfügbare Flexibilität
Eine Batterie mit 500 kW ist nicht immer eine Ressource mit 500 kW. Verfügbare Leistung hängt von Ladezustand, Temperatur und anderen Verpflichtungen ab. Ein Kühlprozess kann 20 Minuten lang reduziert werden, aber nicht zwei Stunden. Melden Sie die Leistung, die über das gesamte Dienstfenster gehalten werden kann, und aktualisieren Sie sie bei Änderung.
Nachweis der Lieferung
Erfassen Sie vier Stufen getrennt: Anfrage, Annahme, Rückmeldung der Anlage und gemessene Leistungsänderung. Angenommen, der Aggregator fordert 400 kW Batterieentladung an. Der Batterieregler bestätigt und meldet 400 kW. Der Zähler zeigt 250 kW, weil die Batterie nach sechs Minuten ihre untere Ladezustandsgrenze erreicht. Die ersten drei Einträge wirken wie ein Erfolg; nur die vierte Stufe zeigt Fehlbetrag und Beginn. Der Leitfaden zur Prüfung von BESS-Befehlen behandelt diese Unterscheidung.
Rechenbeispiel: Verfügbarkeit einer Einheit aus drei Standorten
Ein Aggregator muss für ein 60-minütiges Fenster zur Verbrauchssenkung Verfügbarkeit erklären. Drei Standorte haben zusammen 1,7 MW installierte Flexibilität.
| Standort | Nennleistung | Grenze in diesem Fenster | Erklärt |
|---|---|---|---|
| Batterie, 500 kW / 1.000 kWh, 70 % Ladezustand, Untergrenze 10 % | 500 kW | 600 kWh nutzbar halten 500 kW für 72 Minuten | 500 kW |
| Kompressoren eines Kühlhauses | 400 kW | Produkttemperatur erlaubt Abschaltung für 20 Minuten | 0 kW |
| Ersatzgenerator, 800 kW, ohne Einspeiseerlaubnis | 800 kW | Netzbezug des Standorts ist 600 kW; Senkung höchstens 600 kW | 600 kW |
| Einheit | 1.700 kW | 1.100 kW |
Bei einem 90-Minuten-Fenster könnte die Batterie nur 600 kWh ÷ 1,5 h = 400 kW halten. Die Einheit fiele auf 1.000 kW. Das Kühlhaus ist dennoch nützlich: 20 Minuten Abschaltung passen etwa zu DS3 TOR2, das von T+5 bis T+20 Minuten bewertet wird. Die Generatorgrenze ändert sich mit der Standortlast. Fällt der Netzbezug während des Fensters auf 450 kW, muss auch die erklärte Generatorleistung entsprechend sinken.
Wo die Lieferung scheitert
Jeder dieser Fehler wird in den Daten sichtbar, wenn der Standort ihn aufzeichnet.
| Fehler | Folge | Nachweis |
|---|---|---|
| Energie erschöpft | Batterie oder Wärmespeicher erreicht vor Fensterende seine Grenze | Ladezustand oder Temperatur der Anlage, noch bevor der Zähler die Wirkung zeigt |
| Rückprall | Lasten starten nach dem Ereignis gleichzeitig und erhöhen die Nachfrage über die Baseline. DS3 FFR scheitert, wenn die von T+10 bis T+20 s verlorene Energie die bis T+10 s gelieferte übersteigt. | Netzbezug am Standort mit Datenrate des Dienstes für mindestens 20 s nach dem Ereignis |
| Daten- oder Verfügbarkeitslücke | Bei dynamischen Diensten in GB setzt jede Nichtverfügbarkeit in einem halbstündlichen Abrechnungsintervall dessen Verfügbarkeitsfaktor auf null, auch wenn die Anlage reagiert hat. | Vollständigkeit von Telemetrie- und Verfügbarkeitsdaten je Intervall |
| Verspätete Erklärung | Eine DS3-Einheit darf während eines Frequenzereignisses ihre Verfügbarkeit nicht in Echtzeit herabsetzen; bewertet wird die zuvor erklärte Verfügbarkeit. | Erklärung gegenüber gemessener Fähigkeit vor jedem Ereignis |
| Außerhalb der Toleranz | DS3 FFR akzeptiert einen Messpunkt innerhalb des größeren Werts aus 10 % der erwarteten Reaktion oder 1 MW; bei kleinen Einheiten begrenzt auf 50 % der erwarteten Reaktion. | Punktweiser Vergleich von erwarteter und erreichter Reaktion |
Die Toleranz fängt Messfehler ab. Bemessen Sie die Erklärung so, dass die erwartete Antwort an jedem Messpunkt besteht, ohne die Toleranz als planmäßige Reserve aufzubrauchen.
Mit einem Standort beginnen
- Erfassen Sie jede flexible Anlage mit Schnittstelle (Relaiskontakt oder Modbus-Registerkarte), Leistungsbereich in beide Richtungen und möglicher Haltedauer.
- Messen Sie Standortanschluss und jede Anlage mit der Auflösung des Zieldienstes. Erfassen Sie vor dem ersten Ereignis mehrere Wochen Daten für die Baseline.
- Vereinbaren Sie mit Anlagenbetreiber und Aggregator, welches System jeden Sollwert vorgibt und was bei Verbindungsverlust geschieht.
- Führen Sie Testereignisse mit der Datenrate des Dienstes aus. Vergleichen Sie an jedem Messpunkt die gemessene Antwort mit Abruf und Toleranz.
- Prüfen Sie auch Rückprall und Vollständigkeit der Daten. Nehmen Sie erst weitere Standorte auf, wenn der erste den Test des Dienstes bestanden hat.
Flexibilität mit EpiSensor
Der ZDR-Lastflexibilitätsregler misst eine dreiphasige Versorgung in Klasse 0,5S, erfasst die Frequenz mindestens alle 100 ms bei 0,01 Hz Auflösung und reagiert auf Unterfrequenz binnen 100 ms. Relaisvarianten trennen Lasten oder starten Generatoren. Die Variante zur Batteriesteuerung folgt der Frequenz und sendet einen veränderlichen Sollwert über Modbus an Batterie oder USV. Zwei Varianten zeichnen jedes Ereignis mit GPS-Zeit in 20-ms-Auflösung auf, wie sie die DS3-FFR-Bewertung nutzt. Prüfen Sie das Aufzeichnungsgerät gegen den Gerätestandard des zuständigen Übertragungsnetzbetreibers. Bei einem Projekt 2018 am Flughafen Dublin brachte EpiSensors Frequenzmessung und -steuerung die Ersatzstromerzeugung des Flughafens in DS3 (3 MW) und I-SEM (8 MW). Das sind Zahlen für verschiedene Programme, keine zusammengezählte Schnellreaktionsleistung.
Ein ZEM-Strommonitor misst die übrigen Stromkreise getrennt, damit die Reaktion der Anlage von anderen Lasten unterscheidbar bleibt. Ein Gateway mit Edge hält Daten und Automation vor Ort und exportiert Messwerte über MQTT oder HTTPS an die Plattform des Aggregators. Vereinbaren Sie getrennt, wie Abrufbefehle des Aggregators den Standort erreichen. Die Lösung für Lastflexibilität zeigt das Gesamtsystem.
Häufige Fragen
Wie groß muss ein Standort für ein virtuelles Kraftwerk sein?
Der einzelne Standort kann klein sein. Die Mindestgröße gilt für die aggregierte Einheit. Dynamic Containment, Moderation und Regulation in Großbritannien verlangen mindestens 1 MW je Response Unit; der Demand Flexibility Service akzeptiert seit 9. April 2026 Einheiten ab 0,1 MW. Zehn Standorte mit je einer 100-kW-Batterie können eine Einheit von 1 MW bilden.
Wie verdient ein virtuelles Kraftwerk Geld?
Netzbetreiber oder Markt vergütet den Aggregator; dieser teilt die Einnahmen nach Vertrag mit den Standortbetreibern. Manche Dienste zahlen nur für Verfügbarkeit: Dynamische Frequenzdienste in Großbritannien vergüten vereinbarte Verfügbarkeit je MW und Stunde. Andere, etwa der Demand Flexibility Service, zahlen für gemessene Lieferung gegenüber einer Baseline.
Was unterscheidet VPP und Microgrid?
Ein Microgrid verbindet Lasten und Ressourcen innerhalb einer elektrischen Grenze, kann als Einheit arbeiten und ist häufig zur Trennung vom Netz ausgelegt. Ein VPP koordiniert Ressourcen an mehreren Standorten, die am Netz bleiben und keine gemeinsame elektrische Grenze brauchen. Ein Microgrid kann eine Ressource in einem VPP sein.
Was ist DERMS?
Ein Distributed Energy Resource Management System überwacht und steuert verteilte Energieressourcen in einem Netz. Netzbetreiber nutzen es, um Leitungsabgänge und Umspannwerke innerhalb ihrer Grenzen zu halten. Manche Versorger betreiben damit eigene VPP-Programme. Der Unterschied zum VPP liegt meist in Betreiber und Zweck, nicht in der Software.