Energiekosten mit Spotpreis optimieren

Für die technische Beschneiung wird Wasser vom Davosersee über zwei leistungsstarke Pumpstationen zum höher gelegenen Totalpsee gefördert. Dieser Speichersee dient als Wasservorrat für die Schneeanlagen während der Beschneiungsperiode.

Nach der Beschneiungsperiode ist der See in der Regel leer und wird im Sommer mit Schmelz- und Regenwasser wieder aufgefüllt. Die natürliche Zuflussmenge reicht jedoch nicht aus, um die volle Speicherkapazität von rund 65'000 m³ Wasser bis zum Beginn der nächsten Saison zu erreichen. Daher ist je nach Wetterbedingungen durchschnittlich eine zusätzliche Pumpzeit von rund drei Wochen nötig. Im November, während des laufenden Beschneiungsbetriebs, muss der See teilweise erneut befüllt werden, da die Speichermenge manchmal nicht ausreicht.

Da die Pumpstationen ausschliesslich für die Seebefüllung genutzt werden, ist die teure Infrastruktur über weite Teile des Jahres ungenutzt.

Vor dem Hintergrund eines auslaufenden Energieliefervertrags, der volatilen Entwicklung der Strompreise und der steuerbaren Verbraucher entschied sich die Davos Klosters Bergbahnen AG im Jahr 2023 für den Abschluss eines spotpreisbasierten Energieliefervertrags, um auf Strompreisschwankungen am Strommarkt flexibel reagieren zu können.

Spotpreis-Optimierung

Spotmarktpreise unterliegen sowohl saisonalen als auch tageszeitlichen Schwankungen. Im Sommer lässt sich der See flexibel füllen. Auch im November kann der Pumpbetrieb für einige Tage verschoben werden, wodurch sich die Energiekosten senken lassen. Vor diesem Hintergrund wurde eine Steuerungslösung entwickelt, die die Pumpen nur bei niedrigen Stundenpreisen aktiviert. Bei hohen Strompreisen wird der Pumpbetrieb kurzzeitig unterbrochen.

Die technische Umsetzung stellte eine erhebliche Herausforderung dar. Zum einen verlangt der Energielieferant eine gute Prognose, damit die 2-MW-Pumpleistung keine hohen Ausgleichsenergiekosten verursacht. Zum anderen muss der Spotpreis für die Folgetage bekannt sein, um ein optimales Fahrprofil zu erstellen.

Systemarchitektur und Betriebsweise

Die Lösung basiert auf einem prognosegestützten Fahrplanverfahren: Der Energielieferant stellt täglich um 9.00 Uhr eine Sieben-Tage-Prognose der Spotpreise zur Verfügung. Basierend auf dieser Prognose legt der zuständige Schneimeister einen maximalen Preis fest, zu dem gepumpt werden darf. Liegt der prognostizierte Preis darunter, wird ein entsprechendes Fahrprofil erstellt und um 9.30 Uhr an den Energielieferanten übermittelt, damit die entsprechende Energiemenge bereitgestellt werden kann. Die Steuerung folgt am Folgetag ab Mitternacht exakt diesem Profil.

Parallel dazu wird der Intraday-Markt mit der Software überwacht. Bei signifikanten Erhöhungen des Strompreises kann der Betrieb dynamisch unterbrochen werden, um Kosten zu minimieren.

Die Auswertungen der letzten Wintersaison zeigen, dass der durchschnittliche Spotpreis im November bei rund 240 CHF/MWh lag. Die maximale Preisgrenze für den Spotpreis wurde auf 180 CHF/MWh festgelegt. Die Kosteneinsparungen lagen bei rund 18’000 CHF. Im Sommer hingegen wird die Grenze auf 0 CHF/MWh gesetzt, d.h. es wird nur bei negativen Preisen gepumpt. Aufgrund des zeitlichen Spielraums im Sommer ist es problemlos möglich, den Speicher bis zum Start der Beschneiungssaison vollständig zu füllen.

Integration in den Regelenergiemarkt

Ab Sommer 2025 ist zudem geplant, beide Pumpstationen am Regelenergiemarkt zu beteiligen. Eine besondere Herausforderung besteht dabei in der Systemarchitektur der Förderkette: Die Pumpstationen arbeiten in Serie. Zunächst muss die erste Station das Wasser fördern und an die zweite weitergeben, die es schliesslich zum Totalpsee pumpt.

Für einen reaktionsschnellen Einsatz im Regelenergiemarkt müssen die Leitungen kontinuierlich gefüllt sein. Zusätzlich wurden Betriebsfreigaben (beispielsweise Bereitschaftssignale oder die Seestandüberwachung) integriert, um einen sicheren und störungsfreien Betrieb gewährleisten zu können.

Einschränkungen und Ausblick

Der Spotpreis-Optimierer hat für den Einsatz in anderen Bereichen gewisse Einschränkungen. Die Leistungsspitzen werden in Davos jährlich verrechnet, was bedeutet, dass die Pumpstation jederzeit aktiviert werden kann und keine Rücksicht auf den aktuellen Tag des Monates gemacht werden muss. Zudem braucht es Verbraucher, die zeitlich flexibel sind. Ansonsten muss auch unter der Woche gepumpt werden, wo die Preise in der Regel höher sind als am Wochenende.

Das Prinzip der zeitlich optimierten Nutzung lässt sich selbstverständlich auch auf andere Anwendungen übertragen. So könnten Elektro-Lkws beispielsweise am Wochenende, wenn die Strompreise niedrig sind, geladen werden, um die Energiekosten zu senken. Solche Ansätze setzen allerdings voraus, dass die Betriebsprozesse ausreichend flexibel sind und entsprechende Steuerungsmechanismen vorhanden sind.

Diese Lösung zeigt eindrücklich, dass eine intelligente Nutzung der Flexibilität der bestehenden Infrastruktur nicht nur die Energiekosten reduziert, sondern auch neue Erlöspotenziale erschliesst und somit zu einem zuverlässigen und stabilen Energiesystem beiträgt – ein Modell, das künftig an Bedeutung zunehmen dürfte.