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(Foto: Bayernwerk AG)


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Intelligenztest für das Stromnetz der Zukunft

Netzbetreiber und Unternehmen der Energiebranche haben erfolgreich das intelligente Stromnetz der Zukunft getestet: Bundesweit zum ersten Mal haben sie über die Verbindung zweier Online-Plattformen die gezielte Steuerung dezentraler Stromverbraucher, -speicher und -erzeuger unter Realbedingungen getestet, um zukünftig im Bedarfsfall gemeinsam Transportengpässe zu vermeiden und das Stromnetz zu stabilisieren.

Dabei haben erstmals zwei SINTEG-Projekte zusammengearbeitet: C/sells mit dem Fokus auf Süddeutschland und Solarenergie und enera mit dem Fokus auf Norddeutschland und Windenergie. Beide Projekte suchen Lösungen, wie zukünftig dezentrale Anlagen statt konventionellen Kraftwerken das Stromnetz stabilisieren können und haben dafür Online-Plattformen entwickelt, auf denen dezentrale Anlagen ihre Flexibilität für das Stromnetz zur Verfügung stellen können.

Bei dem Testabruf wurde nach Koordination mit den beteiligten Netzbetreibern Avacon Netz GmbH, Bayernwerk Netz GmbH und EWE NETZ GmbH auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers TenneT der Stromverbrauch eines Speichers im windreichen Niedersachsen erhöht, um Strom aus erneuerbaren Energien aufzunehmen. Gleichzeitig haben im Gebiet des Bayernwerks im laststarken Süden auf Abruf des regionalen Energienetzbetreibers Biogas- und KWK-Anlagen mehr Strom eingespeist, um die Stromnachfrage vor Ort zu decken. So wurde die im Stromnetz zu transportierende Strommenge reduziert und so dazu beigetragen, Transportengpässe zu beheben.

„Wir werden in Zukunft Millionen dezentraler Anlagen brauchen, um das Übertragungsnetz zu stabilisieren. Dafür müssen die Netzbetreiber auf allen Ebenen zusammenarbeiten und neue Werkzeuge entwickeln, um das Potenzial von KWK-Anlagen, Wärmepumpen, Biogas-Anlagen, Batteriespeichern, Elektroautos, Power-to-Gas-Anlagen und anderen dezentralen Anlagen für mehr Sicherheit im Stromnetz nutzen zu können. Unser Test hat gezeigt, wie das erfolgreich funktioniert“, sagte TenneT-Geschäftsführer Tim Meyerjürgens.

Die Zukunft der Energieerzeugung ist aus Sicht der beteiligten Verteilnetzbetreiber Avacon Netz GmbH, Bayernwerk Netz GmbH und EWE NETZ GmbH dezentral und findet in den Verteilnetzen statt. Die Unternehmen sind sich einig, dass dadurch auf Verteilnetzbetreiber neue Aufgaben zukommen, auch was die Unterstützung der Übertragungsnetzbetreiber bei der Stabilisierung des Netzes betrifft.

Dezentrale und digitale Organisation

Die Netzbetreiber rechnen für die Zukunft mit einem starken Zubau an Elektromobilität, Wärmepumpen und elektrischen Speichern. Da diese steuerbar Strom aufnehmen und abgeben können, können sie dem Netz flexible Kapazitäten zur Stabilisierung zur Verfügung stellen. Diese Stromnutzer entnehmen Strom aus dem Verteilnetz oder speisen ihn dort auch wieder ein; daher sind sie zunächst für das Verteilnetz netzdienlich. Damit sie zukünftig auch zur Stabilisierung des Höchstspannungsnetzes (Übertragungsnetz) eingesetzt werden können, müssen sich die Netzbetreiber der unterschiedlichen Spannungsebenen abstimmen und koordinieren. „Die vom Kunden getriebene, dekarbonisierte Energiewelt von morgen wird dezentral und digital organisiert sein. Durch die Nutzung von Anlagen im Verteilnetz können auch Engpässe im Übertragungsnetz bewirtschaftet werden. Dazu bedarf es einer intensiven Zusammenarbeit der Netzbetreiber“, betonte Dr. Egon Westphal, Technik-Vorstand beim Bayernwerk.

Um Anbieter und Nachfrager von Flexibilität zusammenzubringen, wurde im Rahmen von C/sells mit der „comax“ eine Flexibilitätsplattform entwickelt: Flexibilitätsanbieter melden vorhandene Potenziale und die Netzbetreiber können diese einsehen und sich untereinander koordinieren, um ihren jeweiligen Bedarf abzurufen. Im Projekt enera wird ein börsengestützter lokaler Flexibilitätsmarkt für das Management von Transportengpässen im Netz erprobt. „Dieser Markt bringt Angebot und Nachfrage für Flexibilitäten zusammen und stellt sie den Netzbetreibern auf effiziente Weise zur Verfügung“, erklärte Philippe Vassilopoulos von der EPEX SPOT.

„Unser Hybridspeicher in Varel eignet sich aufgrund seiner Kombination von Lithium-Ionen- und Natrium-Schwefel-Speichertechnologien sehr gut, schnell das Stromnetz mit mehr als 24 MWh Kapazität zu entlasten und damit die Abschaltungen von Windenergieanlagen zu vermeiden“, sagte Hendrik Brockmeyer, Managing Director von be.storaged GmbH. In der Schaufenster-Region enera im Nordwesten Niedersachsens erhöhten zudem in vorangegangen Abrufen neben der großen Batterie auch Industrieanlagen, wie eine Papier- und Kartonfabrik und ein elektrischer Gastransportverdichter, ihre Last. „In weiteren Flexibilitätsabrufen in der enera-Region, konnten Verbraucher ihr Potenzial zur Netzentlastung durch Verbrauch von elektrischem Strom anstatt Verbrennung von fossilem Gas beweisen“, ergänzte Tammo Filusch, zuständig für das Virtuelle Kraftwerk bei EWE VERTRIEB GmbH. Auch eine Power-to-Gas-Anlage im niedersächsischen Werlte kann ihre Gas-Produktion zeitweise erhöhen. Damit wurde gleichzeitig die Sektorenkopplung vorangetrieben und grünes Gas produziert.

Einspeisung von Biogasanlagen

„Wir haben in der C/sells-Region im Süden Deutschlands gezielt die Einspeisung von mehreren Biogasanlagen aus unserem Pool ins Verteilnetz erhöht, um den Engpässen entgegenzuwirken“, erklärte Tobias Nitze von Next Kraftwerke GmbH. „Es war ein lokaler Mix aus Erzeugern und Verbrauchern, welcher zur Behebung der Engpässe beitrug“, sagte Klaus Nagl von der Consolinno Energy GmbH. Die von Consolinno entwickelte, KI-basierte Software übernahm beim Testabruf die netzdienliche Steuerung kompletter Quartiere und Nahwärmenetze. Ergänzend wurden Biogasanlagen der Erzeugergemeinschaft für Energie in Bayern und des Biogasfachverbandes, welche durch die Stadtwerke München vermarktet werden, ebenfalls in die Steuerung einbezogen.

Heute kommt es u.a. aufgrund der zunehmenden dezentralen Einspeisung aus erneuerbaren Energien immer öfter zu Transportengpässen im Stromnetz von Nord nach Süd. Um sie zu vermeiden, wird in die Erzeugung von konventionellen Kraftwerken und von erneuerbaren Einheiten eingegriffen und dafür gesorgt, dass der Stromtransport im Rahmen der Übertragungskapazität des Netzes liegt. Die Kosten hierfür liegen jährlich deutschlandweit bei deutlich über einer Milliarde Euro und werden über die Netzentgelte letztlich von den Stromverbrauchern getragen.

Für die zukünftige Nutzung von dezentralen Kleinanlagen und insbesondere die Einbindung von Verbrauchern müssen weitere politische Rahmenbedingungen geschaffen sowie notwendige Werkzeuge etabliert werden. Das trägt zum Gelingen der Energiewende bei und ermöglicht eine Begrenzung des künftigen Netzausbaus auf ein volkswirtschaftlich sinnvolles Maß.

06.04.2020 | 19:42

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