Die Flexibilität, die EVU längst besitzen – gezielt eingesetzt.
Wasserkraft, schaltbare Lasten, regelbare Erzeugung: EVU und Netzbetreiber halten Flexibilität längst. Orvio zeigt die Viertelstunden, in denen sich ihr Einsatz lohnt – und die Lastposition, aus der heraus er erfolgt.
Schweizer EVU und Netzbetreiber besitzen mehr Flexibilität, als sie monetarisieren: Speicherkraftwerke, steuerbare Lasten, abregelbare Erzeugung. Im Einpreis-Regime hat diese Flexibilität jede Viertelstunde einen Markt – wer sie jedoch blind einsetzt, riskiert, gegen das System zu arbeiten. Zwei Dinge machen den Unterschied: wissen, wohin das System läuft, und die eigene Position kennen, wenn es dort ankommt.
Wie Orvio hilft
Die Systemprognose liefert Richtung und AEP je Viertelstunde, alle 15 Minuten aktualisiert. Die Lastprognose liefert die eigene Position dazu: trainiert auf den Messdaten des Portfolios, täglich nachtrainiert und entlang der eigenen Struktur aggregiert – von der Zählergruppe bis zur Bilanzgruppe.
Das Portfoliomanagement führt beides zusammen: die erwartete Unausgeglichenheit je Viertelstunde samt Kosten, die konkrete Massnahme, die sie verbessert, und ein Backtest, der die Nettowirkung an realisierten Daten belegt, bevor im Live-Betrieb darauf vertraut wird.
82 % Trefferquote bei der Richtung, wenn Orvio das System mit mindestens 100 MW short oder long prognostiziert.
- 68 %
- Jedes Signal
- 76 %
- Prognose ≥ 50 MW
- 82 %
- Prognose ≥ 100 MW
- 90 %
- Prognose ≥ 200 MW
T-15-Prognose der Systemunausgeglichenheit gegenüber realisierten Swissgrid-Daten, letzte 90 Tage (rund 2'240 Viertelstunden an der 100-MW-Schwelle), gegen eine naive Basisrate von 54 %. Je stärker das Prognosesignal, desto verlässlicher die Richtung.
Was die Genauigkeit wert ist
Modelliert auf den letzten 90 Tagen realisierter Schweizer Preise war es im Durchschnitt rund 116 EUR pro abgeregelter MWh wert, die Einspeisung abzuregeln, wenn das System long ist – die ertragsstärkste Seite des Marktes –, während zweiseitige Flexibilität wie Wasserkraft auf beiden Seiten verdient. Dieser Durchschnitt ist konzentriert: Die stark negativ bepreisten Viertelstunden trugen im Messfenster rund neun Zehntel des Abregelungswerts – genau deshalb lohnt es sich, diese Fenster zu prognostizieren, statt nach Fahrplan abzuregeln. Jeder zusätzliche Punkt T-15-Trefferquote ist in der Grössenordnung von 2'500–6'000 EUR pro MW und Jahr wert, je nachdem, ob die Anlage in eine oder beide Richtungen bewegt.
Es sind illustrative Bruttowerte – modelliert aus Orvios Prognose gegen realisierte Preise, keine ausgeführten Trades. Sie gelten für die Viertelstunden mit klarem Signal – wenn das System mindestens 100 MW short oder long läuft, rund ein Viertel aller Viertelstunden – nicht rund um die Uhr. Sie verstehen sich vor Anlagen- und Opportunitätskosten und unterstellen eine Price-Taker-Position, sodass der Wert pro MW mit wachsender Position sinkt – was bei Versorger-Grössen am stärksten wirkt. Das 90-Tage-Fenster schwankt saisonal. Orvio liefert das Signal und die gemessene Wirkung; Disposition und Risiko bleiben beim Betreiber.
Was sich in der Praxis ändert
Für Bilanzgruppen- und Dispositionsteams verschiebt sich die Arbeit vom nachträglichen Abrechnen der Abweichungen zum vorausschauenden Positionieren: eine bekannte Lastposition je Viertelstunde, ein validiertes Systemsignal und die Fenster, in denen die eigene Flexibilität verdient statt kostet.
Was Flexibilität verdienen kann.
Eine Demo zeigt das Signal auf Live-Daten – angewendet auf reale Anlagen.
Der Preis richtet sich nach dem Portfolio. Für ein Angebot: Demo buchen.
FAQ
Welche Daten braucht Orvio von uns?
Die gemessene Verbrauchshistorie des Portfolios, direkt in Orvio hochgeladen (CSV, Excel, Parquet oder ZIP). Das Wetter wird automatisch bezogen; die erste Lastprognose steht nach wenigen Tagen.
Passt das in unsere Systeme?
Ja. Plattform für die Teams, REST-API für die Integration – beide liefern dieselben zeitgestempelten, bewerteten Werte.
Wie greifen die Teile ineinander?
Das Systemsignal ist der Kern: Richtung und Preis der Schweizer Unausgeglichenheit. Die Lastprognose ergänzt die eigene Position der Gruppe, und das Portfoliomanagement macht aus beidem den Schritt, der sich lohnt. Jedes steht für sich oder läuft als eine Plattform.
Wie genau ist die Systemprognose?
82 % Trefferquote bei der Richtung über die letzten 90 Tage, wenn das Signal eine klare Lage von mindestens 100 MW meldete – gemessen an realisierten Swissgrid-Daten.