MobiGrid - Integration von Elektromobilität in die Verteilnetze durch Nutzung dezentraler Flexibilität

Zukünftig wird auch der Energiebedarf für Mobilität und Wärme aus erneuerbaren Quellen wie Wind und Sonne gedeckt werden müssen. Neben der reinen Versorgungsfrage stellt sich auch die Frage, wie die damit einhergehenden Verbrauchsprofile die Stromnetze belasten werden.

Elektrofahrzeuge spielen hierbei eine besondere Rolle. Mit zunehmender Nutzung batterieelektrischer Fahrzeuge wird es zu einer starken Verbreitung von Ladesäulen im privaten Bereich mit mittlerer Ladeleistung kommen. Parallel dazu werden im öffentlichen Bereich Ladeeinrichtungen mit immer höherer Leistung installiert werden, um dem Wunsch nach möglichst geringen Ladezeiten bei gleichzeitig steigenden Batteriekapazitäten Rechnung zu tragen.

Eine starke zeitliche und örtliche Konzentration des Bedarfs an Ladeleistung kann zu hohen Lastspitzen führen. Als Folge können einerseits Überlastungen der Betriebsmittel als auch unzulässig hohe oder niedrige Netzspannungen auftreten. Mögliche Lösungen hängen stark von der Netztopologie des Stromnetzes und dem zu erwartenden Ladeverhalten ab. Elektrofahrzeuge können hierbei auch Bestandteil möglicher Lösungen werden, indem die Batteriespeicher der Fahrzeuge als Flexibilitätspotenzial genutzt werden.

Eine große Herausforderung besteht einerseits in der prädiktiven Analyse und Bewertung des zu erwartenden Netzzustands vor dem Hintergrund vorhandener Netzschutzkonzepte. Sowohl das Ladeverhalten der Elektrofahrzeuge als auch der Einsatz von Flexibilitätspotentialen darf im Normalbetrieb in keinem Fall zu einer unzulässigen Anregung oder gar zu unzulässigen Auslösungen von Schutzorganen führen, um ungewollte Versorgungsunterbrechungen zu vermeiden. Eine weitere Herausforderung in der Nutzung von Flexibilitätspotenzialen besteht in der dafür erforderlichen Akzeptanz der Betreiber entsprechender Anlagen bzw. Fahrzeuge.

Im Projekt MobiGrid wird untersucht, wie der normkonforme Einsatz dezentraler Flexibilitätspotentiale die Integration von Elektromobilität unterstützen kann. Vorhandene Planungs‐ und Betriebsgrundsätze können bei Bedarf angepasst werden. Erkenntnisse zu möglichen negativen, aber auch positiven Auswirkungen auf die Betriebsmittelauslastung, die Spannungsqualität und die Netzschutztechnik werden an die zuständigen Verbände und Normungsgremien kommuniziert. 

Ein weiterer Forschungsschwerpunkt liegt auf der Konzeption einer performanten und gegen äußere und innere Störungen resilienten Systemarchitektur der IKT-Systeme, die der zunehmenden Komplexität miteinander vernetzter Anlagen und Daten in der Überwachung und zur Steuerung von Verteilnetzen Rechnung tragen. Unter der Überschrift „Industrie 4.0“ werden in der produzierenden Industrie bereits neue Konzepte zur Vernetzung von Anlagen und Betriebsmitteln erprobt. Ein Aspekt des Vorhabens ist es, zu prüfen, inwieweit ähnliche Ansätze auch in der Energiewirtschaft zum Einsatz kommen können.

Das Projekt wird aus Mitteln des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie gefördert.

Designetz – Eine Blaupause für die Stromversorgung der Zukunft

Das Projekt DESIGNETZ gehört zu den fünf sog. „Schaufensterprojekten Intelligente Energie“ (SINTEG), die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie gefördert werden. Aufgabe der SINTEG-Projekte ist es, Lösungen zu entwickeln und zu demonstrieren, mit denen ein Energiesystem der Zukunft auf Basis erneuerbarer Energien sicher, zuverlässig und zu vertretbaren Kosten gestaltet werden kann. Mit einer Mischung aus ländlichen und städtischen Gebieten, Metropolen und großen Industriezentren ist DESIGNETZ typisch für ganz Deutschland. StoREgio hat sich seit der SINTEG-Ausschreibung Ende 2013 in der Antragstellung engagiert und wesentlich zum Erfolg von DESIGNETZ beigetragen.

In DESIGNETZ finden sich alle Arbeitsgebiete von StoREgio wieder.

Ausgehend von der Vision eines zunehmend dezentralisiert und vernetzt aufgebauten Energiesystems verfolgt DESIGNETZ den Ansatz einer zellulären Systemarchitektur. Ungleichgewichte zwischen Erzeugung und Bedarf sollen darin möglichst lokal und regional ausgeglichen werden. Ein verbleibender Flexibilitätsbedarf soll über verschiedene Aggregationsstufen zwischen den „Zellen“ abgedeckt werden. Die hierzu notwendigen Prozesse sollen dabei streng marktorientiert gestaltet werden. StoREgio hat das Projekt Flex4Energy als „Hebelprojekt“ in DESIGNETZ eingebracht. Damit können die Erfahrungen aus Flex4Energy in der Gestaltung eines regionalen Flexibilitätshandels genutzt werden.

Für StoREgio besonders interessant und der Arbeitsschwerpunkt sind die Akzeptanz-Untersuchungen zur Nutzbarkeit von Flexibilitätspotentialen bei unterschiedlichen Akteuren von Industrie über Landwirtschaft bis zu Haushalten. In einem eigenen Arbeitspaket unter Leitung des Instituts für ökologische Wirtschaftsforschung (IÖW), Berlin, und StoREgio wird anhand ausgewählter Teilprojekte untersucht, unter welchen Bedingungen die Akteure bereit wären, vorhandene Flexibilitätspotentiale im Energiesystem zur Verfügung zu stellen. Bisherige Untersuchungen hierzu haben sich meist auf technische Aspekte konzentriert und neigen dazu, die real nutzbaren Flexibilitätspotentiale zu überschätzen.

Für StoREgio schließt sich der Kreis dadurch, dass die Ergebnisse der Akzeptanz-Untersuchungen wiederum zur Entwicklung innovativer Geschäftsmodelle genutzt werden können, in denen die Interessen beider Partner berücksichtigt werden. Mit GreenPowerGrid hat StoREgio ein weiteres „Hebelprojekt“ in DESIGNETZ eingebracht, in dem beispielhaft das Akzeptanzverhalten von Haushaltskunden untersucht werden wird.

Flex4Energy – ein regionaler Marktplatz für Flexibilitätsprodukte

In Zukunft wird immer mehr Strom aus Photovoltaik- und Windkraftanlagen dezentral in die Netze eingespeist. Gleichzeitig kommen durch Wärme und Mobilität neue Verbraucher mit hohen lokalen Lastspitzen hinzu. Eine Netzverstärkung ist in solchen Fällen häufig nicht sinnvoll, da Überlastungen zu selten auftreten, um eine Investition zu rechtfertigen. Günstiger ist hier die Option, die Verteilnetze bei Bedarf an den jeweils kritischen Stellen temporär zu stabilisieren, indem gezielt regionale und lokale Flexibilitätspotentiale aktiviert werden. Die bestehenden Energie- und Regelleistungsmärkte sind hierfür nicht ausgelegt. Mit Flex4Energy wurde der erste Marktplatz für regionale Flexibilitätsprodukte zusammen mit den erforderlichen Prozessen und Handelsmechanismen entwickelt und getestet.

Flex4Energy bietet Vorteile für beide Seiten – Nachfrager und Anbieter von Flexibilität. Netzbetreibern als Nachfragern z. B. bietet der Marktplatz eine ergänzende Option zum Netzausbau, um Spannungsprobleme oder Netzengpässe zu vermeiden. Betreiber kleinerer und mittlerer Anlagen (Speicher, steuerbare Lasten oder Erzeuger), die an den bestehenden Märkten nicht teilnehmen können, können die Flexibilitätspotentiale ihrer Anlagen vermarkten und damit zusätzliche Deckungsbeiträge generieren. Für den Handel fallen keine Grundgebühren, sondern lediglich eine umsatzabhängige Transaktionsprovision an. Der Anlagenbetreiber behält dabei jederzeit die Steuerungshoheit über seine Anlagen und muss keine Betriebsdaten offenbaren.

Auf der Handelsplattform von Flex4Energy können standardisierte Flexibilitätsprodukte automatisiert gehandelt werden. Herzstück des Projekts waren die Entwicklung der dazu erforderlichen Transaktionsprozesse, die kommunikative Anbindung von Energiemanagementsystemen der Nutzer sowie die Entwicklung eines Sicherheitskonzepts zum Schutz gegen Missbrauch.

StoREgio hat bei Flex4Energy die Projektleitung als Konsortialführer übernommen und den gesamten Prozess der Beantragung von Fördermitteln koordiniert. Die Hochschule Darmstadt hat die Entwicklung der Handelsplattform vorgenommen, die von ENTEGA als Pilotanwender genutzt wurde. Das Sicherheitskonzept hierfür wurde von Fraunhofer IESE entwickelt. Als Flexibilitäten wurde ein virtuelles Kraftwerk der ENTEGA und ein Speichersystem von ads-tec eingesetzt. Degradationsanalysen von Fraunhofer ISE wurden zur Kostenabschätzung der Speichernutzung verwendet.

Die Handelsplattform wurde im Projekt erfolgreich als Prototyp entwickelt und getestet. Für einen praktischen Einsatz im realen Betrieb ergaben sich allerdings eine Reihe von Herausforderungen. Aktuell besteht für Netzbetreiber kein Anreiz, auf Flexibilitätsangebote zurückzugreifen, da sich Investitionen für ihn wirtschaftlich besser rentieren. Eine vorausschauende Ermittlung möglicher lokaler Netzprobleme ist insbesondere im Niederspannungsnetz für die meisten Netzbetreiber noch nicht möglich. Eine vollautomatisierte Prozesskette von einer dynamischen Netzprognose über die Handelsplattform zu den Energiemanagementsystemen der Flexibilitätsanbieter ist sehr aufwändig und erfordert ein hohes Maß an Sicherheit. Die Transaktionskosten des Plattformbetriebs lassen sich perspektivisch nur dann auf ein wirtschaftlich verträgliches Maß reduzieren, wenn das Handelsvolumen sehr groß ist. Ein Marktplatz für Flexibilitätsprodukte sollte daher zwar lokale Produkte handeln, selbst aber überregional agieren können.

Strombank – Speicher neu gedacht

Sinkende Kosten für Photovoltaik-Anlagen und Batteriespeicher machen es für Haushalte und Gewerbebetriebe zunehmend interessant, einen Teil ihrer benötigten Energie selbst zu erzeugen. Leider sind die Speicher im Sommer immer zu klein, im Winter hingegen zu groß - und zur Unterstützung des Energiesystems nicht sehr effizient. Als innovative Lösung wurde die Strombank entwickelt – und dabei der Begriff des Quartierspeichers neu interpretiert.

In der Strombank wird selbst erzeugter Strom, der nicht sofort genutzt wird, gespeichert und dem Konto des Haushaltes gutgeschrieben. Besteht zu einem späteren Zeitpunkt wieder Bedarf an Strom, so kann das Guthaben wieder abgerufen werden. Die Dienstleistung und Aufgabe der Bank besteht also darin, Speicherkapazitäten zur Verfügung zu stellen. Im Rahmen des Forschungsprojektes wurde zunächst das klassische Girokonto angeboten. Für einen späteren Zeitpunkt sind auch weitere Funktionen angedacht, z. B. als „Kreditkonto“ für andere Strombankteilnehmer oder als Investitionskonto, das den Strom gewinnbringend am Strommarkt handelt.

Das vom Land Baden-Württemberg im Programm BWPlus geförderte Forschungsprojekt unter Leitung der MVV Energie AG im Mannheimer Stadtteil Rheinau-Süd hat gezeigt, dass die Einrichtung einer Strombank geeignet ist, die Marktanforderungen zu erfüllen. Im Projekt wurde ein Batteriespeicher von ads-tec mit einer Leistung von 100 kW und einer Kapazität von 100 kWh installiert, an den eine Reihe von Haushalten und Gewerbebetrieben mit eigener Stromerzeugung aus Mikro-KWK und Photovoltaik-Anlagen über das Stromnetz virtuell angeschlossen wurden. In einem einjährigen Praxistest wurde die Funktion der Strombank mit realen Daten getestet.

Bei den Kunden traf die Strombank ins Schwarze. Über die Hälfte der schriftlich angesprochenen Kunden, haben sofort ihre Teilnahme erklärt. Leider ergab sich aber auch, dass durch die regulatorischen Vorgaben Abgaben und Gebühren in einer Höhe entstanden, die den Betrieb gegenüber der Nutzung von Hausspeichern wirtschaftlich unattraktiver machten. Ein „schönes“ Beispiel für politische Fehlsteuerung und eine gute Idee, die darauf wartet, dass ihre Zeit kommt.

GreenPowerGrid – Regionale Grünstrom Community

Das Projekt GreenPowerGrid (GPG) stellt ein weiteres Beispiel von Projekten zur Entwicklung von Geschäftsmodellen dar.

Die Stadt Speyer steht stellvertretend für viele Kommunen, die sich ehrgeizige Klimaschutzziele gesetzt haben. So soll in Speyer der Strombedarf in der Stadt bis zum Jahr 2030 komplett aus regenerativen Quellen gedeckt werden. Einen großen Beitrag sollten hierzu lokale Photovoltaik (PV)-Anlagen leisten, da Speyer eine sehr sonnenreiche Lage hat. Aufgrund der politischen Rahmenbedingungen werden aber neue PV-Anlagen eher kleiner dimensioniert und so das lokale Energieerzeugungspotential bei Weitem nicht ausgeschöpft.

Die Stadtwerke Speyer stehen als kommunales Unternehmen vor der Herausforderung, einerseits Anreize im Markt zu schaffen, verfügbare lokale PV-Potentiale maximal auszuschöpfen, dies aber andererseits auch für das Unternehmen wirtschaftlich tragfähig und für Kunden attraktiv zu gestalten.

Mit GreenPowerGrid wird untersucht, wie unter den gegebenen und absehbaren regulatorischen Rahmenbedingungen ein Geschäftsmodell formuliert werden kann, das diesen Anforderungen genügt. Aufgrund der Gegebenheiten erscheint hierbei eine „Regionale Grünstrom-Community“ als prinzipiell vielversprechender Ansatz. Dabei wird die überschüssige Energieerzeugung aus einzelnen PV-Anlagen zur Versorgung anderer Community-Mitglieder genutzt. Ein Netzwerk von Batteriespeichersystemen in Haushalten soll dabei helfen, einen kurzfristigen Bilanzausgleich zu schaffen. Regionale Windkraftanlagen sollen zum Ausgleich von Versorgungslücken genutzt werden.

GreenPowerGrid leistet an vielen Stellen Grundlagenarbeit. Eine große Herausforderung stellt z.B. die Entwicklung eines Mess- und Kommunikationskonzepts dar, das alle zur Anlagensteuerung und Abrechnung erforderlichen Daten regelkonform erfasst und verarbeitet, dabei aber noch in seiner Komplexität beherrschbar bleibt. In Speyer möchte man hierbei bereits die Anforderungen aus dem anstehenden Smart-Meter Rollout erfüllen. Das Fraunhofer ITWM, Kaiserslautern, entwickelt in dem Projekt eine detaillierte Simulationsumgebung zur hochaufgelösten Berechnung aller Energieströme und deren wirtschaftlichen Bewertung. Zusätzlich unterstützt das Institut die Stadtwerke in der Entwicklung des Messkonzepts und mit der Entwicklung einer Steuerungslogik für den Anlagenpool der Community.

StoREgio unterstützt die Stadtwerke Speyer in der Entwicklung des Geschäftsmodells und in der Durchführung von Marktakzeptanzuntersuchungen bei Kunden vor Ort.