Neben der wissenschaftlichen und politischen Diskussion rund um Flexibilitätsmärkte wird derzeit die Weiterentwicklung von § 14a EnWG diskutiert. Wie bereits im Gesetz verankert, besteht eine Verordnungsermächtigung zur Konkretisierung von § 14a EnWG. Diese umfasst insbesondere den Rahmen für die Reduzierung von Netzentgelten, die vertragliche Ausgestaltung und mögliche Steuerungshandlungen.

Statt einer uneingeschränkten freien Preisbildung für alle Flexibilitäten setzt die von der Forschungsstelle für Energiewirtschaft in C/sells entwickelte Flex-Plattform (Details siehe www.ffe.de/alf) auf eine differenzierte Betrachtung für Anlagen mit und ohne aktive Vermarktung. Letztere umfassen die bereits genannten Anlagen nach § 14a EnWG. Der vorgestellte Ansatz (vgl. Abbildung) ermöglicht die spannungsebenenübergreifende Nutzung aller Flexibilitätsoptionen und vermeidet Parallelsysteme beim Abruf von Flexibilität zur Behebung von Netzengpässen. So können (unter Einhaltung vertraglicher Randbedingungen) auch vorgelagerte Netzbetreiber ohne zusätzliche Abstimmung Verteilnetzflexibilität (aus vormals § 14a EnWG Anlagen) nutzen.

 

Integration von kleinteiligen Flexibilitätsoptionen

Abbildung: Integration von kleinteiligen Flexibilitätsoptionen auf eine Flex-Plattform

Heutige § 14a EnWG-Anlagen müssen sich bei dem vorgeschlagenen System nur einmal auf der Flex-Plattform ALF registrieren und ggf. den daraus resultierenden vertraglichen Bedingungen (bspw. Abrufzeit, Vergütungshöhe) zustimmen. Ist dies erfolgt, wird die Anlage langzeitkontrahiert. Weiterer Aufwand (z. B. Preisbildung oder regelmäßige Angebotsabgabe) entfallen somit gänzlich – Aggregation und Vermarktung übernimmt die Plattform.

 

Fazit und Ausblick

  • Verfügbare Flexibilität wird optimal eingesetzt und kann auch durch vorgelagerte Netzbetreiber genutzt werden. Die Abstimmung erfolgt über die Plattform.
  • Vorhandene und nutzbare Flexibilität wird im Rahmen vertraglich geregelter Randbedingungen (u. a. Abrufdauer, -häufigkeit) bestmöglich genutzt.
  • Abstimmungsprozesse zwischen den Parallelsystemen (Flex-Markt und § 14a EnWG) entfallen vollständig.
  • Daten und Informationen zu Flex-Optionen, Abrufen und Netzengpässen werden zentral gehalten und können automatisiert ausgewertet werden. Regulatorische Meldepflichten können durch die Plattform erbracht werden.
  • Kleinanlagen fungieren im Falle eines marktbasierten Abrufes als „Puffer“, da sie ohne reale Kosten in die Optimierung eingehen.

Zur Vergütung der Teilnahme an einer Flex-Plattform ist eine auf den Kosten basierende Prämie möglich. Die Teilnahme am System ist für den Endkunden einfach (einmalige Anmeldung ausreichend) und verständlich. Die Prämie bietet im Gegensatz zur „bedingten Bestellleistung“ zudem einen freiwilligen Anreiz zur Teilnahme und deckt die Kosten für eine Flexibilisierung.

In der aktuellen wissenschaftlichen und politischen Diskussion wird aufgrund der fehlenden Liquidität in den unteren Spannungsebenen ein rein marktbasiertes System häufig kritisiert. Parallel dazu sind Bestrebungen im Gange, § 14a EnWG weiterzuentwickeln und davon getrennt auszugestalten.

Die vorgeschlagene Plattform-Lösung sieht vor, die beiden Bestrebungen (Flexibilitätsmarkt und § 14a EnWG) technisch integriert zu betrachten, um Synergien u. a. zwischen den Netzbetreibern und deren Abruf zu heben, vorhandene Flexibilität bestmöglich und wirtschaftlich optimal einzusetzen, Abstimmungen zu erleichtern und die Transparenz zu erhöhen. Die so im System vorhandene Flexibilität kann auf einer Flex-Plattform auch durch vorgelagerte Netzbetreiber genutzt werden und wird so optimal eingesetzt.

Losgelöst von dieser integrierten Flexibilitätsnutzung können steuerbare Verbraucher in der Niederspannung mit einer auf den Kosten für die Flexibilisierung basierenden Prämie belohnt werden, wenn sie auf der Plattform langfristig Leistung anbieten. Nach einer einmaligen Registrierung entfällt so weiterer Aufwand für Endkunden.

Das vorgeschlagene System ist als Diskussionsgrundlage für den anstehenden Gesetzgebungsprozess zu verstehen. Weitere Informationen sind dem Beitrag in der ET zu entnehmen.

 

 
 

Verteilt über die drei Bundesländer Hessen, Baden-Württemberg und Bayern werden im SINTEG-Projekt C/sells in 38 Demonstrationsvorhaben Musterlösungen für zelluläre und intelligente Energiesysteme erprobt. Die Zellenkampagne „AcCELLerator“ führte vom 23. – 25. Juli zu den Projekten vor Ort. Dieser Artikel fasst die Hintergründe und Ergebnisse der bayerisch-schwäbischen Tour zusammen.

Das Schaufenster für ein zelluläres, partizipatives und vielfältiges Energiesystem

Im Rahmen des Förderprogramms „SINTEG“ werden Musterlösungen für ein zukunftsfähiges Energiesystem konzipiert und erprobt, das bei hohen Anteilen fluktuierender erneuerbarer Stromerzeugung sicher, wirtschaftlich, umweltverträglich und akzeptiert sein soll. C/sells als Schaufenster im „Solarbogen Süddeutschlands“ setzt auf ein zelluläres Energiesystem mit intelligenter Vernetzung und dezentral verteilter Verantwortung.

„Zellulär“ in C/sells steht für ein neues Organisationsprinzip, um dezentrale Energieressourcen effizient zu nutzen und die dadurch entstehende Komplexität beherrschen zu können. Zellen repräsentieren z. B. Regelzonen, Verteilnetze, Quartiere oder Liegenschaften. Sie sind digital vernetzt, integrieren dezentrale Anlagen und Prozesse in das bestehende Energiesystem, treffen autonome Entscheidungen und übernehmen Systemverantwortung /VDE‑01 19/. Die zelluläre Organisation wird im Projekt selbst gelebt: Vernetzung und Moderation dienen der Koordination zwischen individuellen und gemeinsamen Zielen.

 

Erkenntnisse für die Praxis der Energiewende

Abbildung: Erkenntnisse für die Praxis der Energiewende

 

 

 

 
 CSells Logo

Logo C/sells Großflächiges Schaufenster im Solarbogen Süddeutschlands

Von 14. – 18. Oktober fand in Dublin die Konferenz „Grid Integration Week“ statt. Die FfE beteiligte sich daran mit fünf Beiträgen aus dem Verbundprojekt C/sells und BDL. Die Paper und Poster stellen wir Ihnen auf dieser Seite zum Download bereit.

  • Thomas Estermann berichtete in seinem Vortrag über den Feldversuch der FfE in Altdorf, welcher zur Demonstration einer Smart Market Plattform (ALF) via Smart Meter Infrastruktur dient. Ein weiteres Ziel des Feldversuchs ist es, kommende Herausforderungen im Verteilnetz zu lösen, die sich durch zusätzliche Komponenten und deren Betriebsweisen im Erzeugungs- und Verbrauchssektor ergeben.

  • Mathias Müller zeigte, wie ein reales Mittelspannungsnetz mit unterlagerten Niederspannungsnetzen modelliert werden kann, ohne alle Netze im Detail zu betrachten. Fokus des Beitrags war die Methodik zur dynamischen Erzeugung von Lastprofilen für Elektrofahrzeuge für Niederspannungsnetze unter Berücksichtigung unterschiedlicher Ladestrategien.

    In seinem zweiten Kurzvortrag berichtete er, wie durch Aggregation das Flexibilitätspotenzial dezentral steuerbarer Lasten (Fokus Wärmepumpen) für Flexibilitätsmärkte (ALF) erschlossen werden kann. Dies ist erforderlich, da aufgrund der vermehrten dezentralen und volatilen Energieerzeugung, z. B. aus PV-Anlagen, verstärkt lokale Engpässe im Verteilnetz auftreten können. Die Aggregation des Flexibilitätspotenzials ist hierbei ein entscheidender Ansatz zur Lösung des Problems.

  • Michael Hinterstocker zeigte in seinem ersten Vortrag, wie Flexibilität in ein Energiesystem mit einem hohen Anteil von PV-Energie integriert werden kann.

    Außerdem stellte er das neu gestartete Forschungsprojekt Bidirektionales Lademanagement (BDL) vor. Im Rahmen dieses Projekts soll das bidirektioanle Laden von Elektrofahrzeugen ganzheitlich betrachtet werden und im Rahmen eines Feldtests mit 50 Fahrzeugen erprobt werden. 

 

Weitere Informationen:

 

 

Die mit der Verkehrswende zunehmende Elektrifizierung des Verkehrssektors wird die Belastung der Verteilnetze in naher Zukunft insbesondere in urbanen Regionen deutlich verändern. Zur großflächigen Integration von Ladeinfrastruktur besteht die Notwendigkeit der Beurteilung von Charakteristik und Grad der Belastung in den Verteilnetzgebieten. Als Grundlage zur Beurteilung des Status quo der Netzbelastung, können aus der Analyse energetischer, soziodemographischer und infrastruktureller Metadaten Rückschlüsse auf die Netzbelastungsart gezogen werden.

Die Stadt München als Vorreiter im Ladeinfrastruktur-Ausbau

Die Stadt München präsentiert sich bezüglich des Klimaschutzes seit Jahren als ambitionierte Kommune. Im Verkehrssektor besteht dabei jedoch ein akuter Handlungsbedarf, so wird an den Münchner Hauptverkehrsstraßen der Immissionsgrenzwert für Stickstoffdioxid z. T. deutlich überschritten [1]. Zur Verminderung dieser Emissionen wird im Projekt „München elektrisiert“ der großflächige Ausbau von Ladeinfrastruktur gefördert, um den Umstieg auf Elektromobilität im privaten und gewerblichen Sektor zu beschleunigen. Diese Integration einer großen Anzahl an Ladepunkten in die bestehende Verteilnetzinfrastruktur, stellt die Verteilnetzbetreiber vor neue Herausforderungen hinsichtlich der daraus resultierenden Netzbelastung. Im Wesentlichen ist diese von der Art und Auslastung der Ladeinfrastruktur (Leistungsbedarf, Ladeleistung, Ladegleichzeitigkeit, etc.) sowie der lokal bestehenden, individuellen Netzbelastungssituation abhängig [2].

Mit dem übergeordneten Ziel die Auswirkungen des Ausbaus an Ladeinfrastruktur im Stadtgebiet Münchens simulativ zu beurteilen, wird im Projekt zunächst der Status quo der Netzbelastung erfasst. Im Rahmen dieses Vorhabens wurde ein Clusterverfahren angewandt, um Aussagen zur jeweiligen Charakteristik der Netzbelastung in Teilen des Münchner Versorgungsgebietes zu treffen.

Statistische Clusterung zur Identifikation charakteristischer Netzbelastungsgebiete

Grundlegend unterscheidet sich die Netzbelastung in städtischen Gebieten durch verschiedene Kriterien, wobei insbesondere die Flächennutzung z. B. durch Wohnraum oder Gewerbeflächen als eines der ausschlaggebenden Unterscheidungskriterien angesehen werden kann. Zur Selektion besonders relevanter Charakteristiken der Netzbelastungen wurde in vier primären Prozessschritten (vgl. Abbildung 1) das Stadtgebiet Münchens in räumlich geeignet große Gebiete untergliedert und durch die statistische Analyse von Metadaten in Netzbelastungsgebiete geclustert.

 Schaubild der Prozessschritte im Clusterverfahren

Abbildung 1: Schaubild der Prozessschritte im Clusterverfahren

In einem ersten Prozessschritt wurden verschiedene energetische, soziodemographische und infrastrukturelle Parameter selektiert und ihre Relevanz für die Netzbelastung beurteilt. Der vorwiegende Anteil der Metadaten stammt dabei aus dem FfE regionalisiertes Energiesystemmodell „FREM“, wobei die Parameterauswahl insbesondere durch die Verfügbarkeit der Daten in geeigneter räumlicher Auflösung begrenzt wurde. Da das selektierte Verfahren zur statistischen Clusterung im Wesentlichen darauf abzielt, in jedem Gebiet in der selektierten, räumlichen Auflösung zwei Ausprägungen zu identifizieren, welche die Charakteristik der Zelle aus Netzbelastungssicht besonders gut beschreiben, wurde die Anzahl der Eingangsdatensätze auf eine definierte Anzahl an Repräsentanten reduziert.

Aus den verbleibenden, repräsentativen Parametersätzen wurden jedem Gebiet durch eine statistische Clusterung zwei besonders ausgeprägte Merkmale zugewiesen, welche diese charakterisieren. Die in diesem Prozessschritt resultierenden Parameterkombinationen (Cluster) wurden abschließend iterativ auf eine erneut repräsentative Anzahl reduziert und in 1 km² großen Raster-Zellen im Stadtgebiet Münchens verortet (vgl. Abbildung 2). Es zeigt sich, dass die verorteten Netzbelastungsgebiete die realen, infrastrukturellen Gegebenheiten Münchens präzise abbilden. Beispielsweise werden die Raster-Zellen der Altstadt Münchens oder die durch das Automobilgewerbe geprägten Gebiete zusammenhängend durch jeweils geeignete Cluster charakterisiert.

 

Netzbelastungsgebiete in Muenchen

Abbildung 2: Netzbelastungsgebiete in München

Nächste Schritte im Projekt „München elektrisiert“

Als nächster Schritt erfolgt im Projekt „München elektrisiert“ für die identifizierten und als relevant eingestuften Netzbelastungsgebiete die Simulation und Evaluation des Status quo der Netzbelastung mit dem Simulationsmodell GridSim. Mit der daraus resultierenden Grundbelastung werden im Anschluss die Belastung durch die geplante Ladeinfrastruktur und in verschiedenen Szenarien die Möglichkeiten verschiedenartiger Lade-Management Strategien simuliert.

 

[1] Messergebnisse Stickstoffdioxid (NO2) 2018 - Ergänzende Stickstoffdioxidmessungen: https://www.muenchen.de/rathaus/Stadtverwaltung/Referat-fuer-Gesundheit-und-Umwelt/Luft_und_Strahlung/Stickstoffdioxidmessungen.html#messergebnisse-2018_5; München: Landeshauptstadt München Referat für Gesundheit und Umwelt, 2019. 
[2] Vennegeerts, Hendrik et al.: Metastudie Forschungsüberblick Netzintegration Elektromobilität. Mannheim: Forschungsgemeinschaft für elektrische Anlagen und Stromwirtschaft, 2018.

In Szenarien mit hohen Anteilen wärmegeführter, elektrischer Heizsysteme nimmt die Volatilität der elektrischen Last zu. Darüber hinaus steigt mit zunehmenden Anteilen erneuerbarer Energien die negative Residuallast und bei fehlender Flexibilität die abgeregelte Energiemenge. Der flexible Einsatz elektrischer Heizsysteme, welcher durch eine Optimierung bestimmt wird, erhöht den Systemnutzen. Diese setzt sich aus der Integration erneuerbarer Energien, der Reduktion der maximalen Residuallast sowie deren Glättung zusammen.

Motivation und Ziel

In Klimaschutzszenarien werden für die Zukunft oftmals eine flächendeckende Elektrifizierung und hohe Anteile erneuerbarer Energien (EE) an der Stromerzeugung angenommen. Erfolgt diese Elektrifizierung weiterhin ungesteuert, ergeben sich zwei systemische Herausforderungen. Zum einen steigt die maximale Residuallast, welche durch regelbare und witterungs­unabhängige Erzeugungskapazitäten bereitgestellt werden muss. Zum anderen muss die Stromerzeugung von EE-Anlagen in zunehmendem Maße abgeregelt werden, sobald diese die Last übersteigt.

Um diese Abregelung zu reduzieren, steht eine Vielzahl an Optionen zur Verfügung. Eine ist die flexible Steuerung elektrischer Lasten, wie die von Heizsystemen (auch Demand Side Management genannt). Die Funktionsweise der Lastverschiebung ist in Abb. 1 dargestellt. Dabei wird die Stromerzeugung durch positive Werte und die Last durch negative Werte abgebildet.

 

Visualisierung der flexiblen Last

Abbildung: Visualisierung der flexiblen Last und der Mehrintegration von erneuerbaren Energien am Beispiel eines sonnenreichen Tages im Jahr 2030

 

 

Die dekarbonisierte und dezentrale Energiewelt von morgen wird vom Kunden getrieben und digital organisiert sein. Sie bedeutet deshalb vor allem auch einen Paradigmenwechsel für die beteiligten Akteure. Dieser Transformationsprozess braucht neue Begrifflichkeiten: Der Flexumer steht als aktiver Teilnehmer des Energiesystems dabei im Fokus der Entwicklung.  (siehe Abbildung 1).

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Abbildung 1:        Übersicht zu Consumer, Prosumer und Flexumer

Im letzten Jahrhundert wurden die Stromkunden als reine Verbraucher von Energieversorgungsunternehmen durch meist fossile Großkraftwerke beliefert. Durch die Liberalisierung des Energiesektors 1996 wandelte sich der Abnehmer zum Verbraucher, der immerhin schon – theoretisch – seinen Anbieter wechseln konnte. Abnehmer und Verbraucher waren aber nach wie vor reine „Consumer“. Mit steigender dezentraler Erzeugung stieg parallel die Anzahl der „Prosumer“. Das heißt, immer mehr private Haushalte, aber auch Gewerbetreibende oder Industriebetriebe erzeugen zumindest einen Teil ihres verbrauchten Stroms selbst (Producer und Consumer).

Im Rahmen der Energiewende, die von Dekarbonisierung, Dezentralisierung, Digitalisierung und Demokratisierung geprägt ist, kommt dem Kunden eine ganz neue Rolle zu. Aus dem Prosumer wird der Flexumer. Durch die Integration in das digitale Energiesystem kann der Flexumer aktiv daran teilnehmen und seine Flexibilitätsoptionen hochautomatisiert vermarkten und für netz- und systemdienliche Zwecke anbieten. Dadurch wir die Sektorenkopplung im Sinne einer zunehmenden Elektrifizierung des Verkehrs- und Wärmebereichs vorangetrieben. Erst mit dem Flexumer wird die Stromwende zur Energiewende.

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