Systemdienstleistung der Verbraucher: Flexible Lasten zur Reduktion von Abregelung

7. Februar 2017 | Lisa Conrads, Judith Litzenburger

© Uwe Schlick/pixelio.de

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Im Zuge des Umbaus unserer Energieversorgung weg von wenigen zentralen, steuerbaren Großkraftwerken hin zu einem Netz aus vielen dezentralen, wetterabhängigen Erneuerbare Energie-Anlagen, durchläuft das Stromsystem gegenwärtig an unterschiedlichen Stellen steile Lernkurven. Angebot und Nachfrage müssen ständig ausgeglichen sein, um eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten. Während unflexible fossile Großkraftwerke durchgehend Strom erzeugen, steigt der Anteil volatilen Regenerativstroms stetig. Das führt zu Ungleichgewichten in den Stromnetzen. Deren Betreiber sind immer häufiger gefordert, die Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien abzuregeln, um Netzengpässe zu vermeiden.

Fachbeitrag von Lisa Conrads, Judith Litzenburger, EnergieAgentur.NRW

Teure Engpassbewirtschaftung
Drohen die Netze zu überlasten, können Netzbetreiber in der Vorausplanung der Leitungsbelegung die Kraftwerksbetreiber individuell anweisen, ihre geplante Stromproduktion zu verschieben. Der so genannte Redispatch basiert auf der Auswertung der für den Folgetag gemeldeten Fahrpläne einzelner Kraftwerke, die eine Mindestkapazität von 50 Megawatt haben. Mithilfe dieses Verfahrens lassen sich Netzüberlastungen für die nächsten Stunden im Vorfeld verhindern. Redispatcheinsätze nehmen zu: Laut der Bundesnetzagentur hat sich ihre Gesamtmenge 2015 im Vergleich zum Vorjahr mehr als verdreifacht. Die Kosten dafür werden auf 402,5 Millionen Euro geschätzt – ein Anstieg um fast 295 Millionen Euro.

In kritischen Netzsituationen können die Netzbetreiber zudem Erneuerbare Energie-Anlagen sehr kurzfristig und ohne individuelle Abstimmung mit dem Betreiber drosseln oder vom Netz nehmen. Möglich ist das sogenannte Einspeisemanagement (kurz: Eisman) bei Anlagen ab 100 Kilowatt installierter Leistung, bei PV-Anlagen auch schon ab 30 Kilowatt. Der Trend ähnelt dem der Redispatch-Einsätze: Die Zwangsabregelung hat sich im Jahr 2015 ebenfalls verdreifacht. 87 Prozent dieser Abregelungen betrafen allein Windenergieanlagen an Land.

Mussten Netzbetreiber früher nur selten zu netzstabilisierenden Redispatch- und Eisman-Maßnahmen greifen, sind sie heute an der Tagesordnung. Allein Übertragungsnetzbetreiber Tennet greift aktuell gut vier Mal am Tag in die Netzplanung ein. Diese Entwicklung führt zu einem Anstieg der Netzentgelte. Auch sie werden von den Stromkunden über deren Rechnung bezahlt und steigen stetig, da zunehmend Systemkosten der Energiewende in diese gewälzt werden. So haben alle vier Übertragungsnetzbetreiber angekündigt, im kommenden Jahr die Netzentgelte zwischen 5 und 80 Prozent zu erhöhen – vor allem als Folge der steigenden Redispatchkosten.

Flexibilisierung als Lösung
Angesichts des wachsenden Aufwands und der steigenden Kosten für die Engpassbewirtschaftung, wird die Frage, wie sich die fluktuierenden Strommengen aus Erneuerbaren Energien effizient in das Energieversorgungssystem integrieren lassen, immer wichtiger. Mit der Digitalisierung und immer leistungsstärkeren IT-Lösungen bieten sich neue Möglichkeiten, wie sich Erzeugung und Verbrauch intelligent vernetzen und systemdienlich flexibel organisieren lassen: Je stärker es gelingt, Wetter- und Verbrauchsprognosen übereinander zu legen, desto kostengünstiger kann ein zukünftiges Zusammenspiel von Flexibilitätsoptionen gelingen. Allerdings ist die gegenwärtig zersplitterte Netzstruktur für ein solches System nicht vorbereitet. Um intelligent miteinander vernetzte Lösungen wie Speicher oder Lastmanagement und dezentrale Akteure einzubinden, sind nicht nur Investitionen in die Kommunikationsinfrastruktur, sondern auch marktliche Anreize notwendig.

Flexibilität wettbewerblich organisieren
Flexibilität wird heute vor allem in den Regelenergiemärkten vermarktet. Ihr Einsatz verursacht Kosten, die in die von den Übertragungsnetzbetreibern in die Netzentgelte gewälzt werden. Das Bundeswirtschaftsministerium hat mit seiner Aussage zur Stärkung der Bilanzkreisverantwortung bereits zaghaft in die Richtung eines Bottom-Up-Systems der Systemstabilität gezeigt. Allerdings bedarf es einer starken Anpassung des regulatorischen Rahmens, damit die Verantwortung für die Systemstabilität der Dezentralität des Gesamtsystems gerecht wird. Es gilt, künftig regionale Flexibilität wettbewerblich zu organisieren: Speicher sowie flexible Erzeuger und Verbraucher werden nicht nur regional gestreut werden, sondern auch auf unterschiedlichen Netzebenen für Stabilität sorgen müssen. Das setzt dezentrale Flexibilitätseinheiten voraus, deren Einsatz von den Märkten honoriert wird.

Nutzen statt abregeln
Auf dem Entwicklungspfad zur Flexibilisierung der Nachfrage in einem zunehmend durch Erneuerbare Energien getriebenen Stromsystem etablieren sich unterschiedliche Flexibilitätsoptionen. Sie setzen an den gegebenen Residuallastsituationen an. Betrachtet wird dabei die Restnachfrage; der Anteil am Gesamtstromverbrauch, der nicht durch die fluktuierende Regenerativstrom-Einspeisung abgedeckt werden kann und durch steuerbare Kraftwerke gedeckt werden muss. Um diesen Restanteil an der Gesamtstromnachfrage im Strommix kontinuierlich ausgleichen zu können und die individuelle Kraftwerksleistung dynamisch an die situative Wind- und Solarstromproduktion anzupassen, werden flexibel einsetzbare Lasten immer wichtiger. Das macht aktive und nachfrageseitige Laststeuerungsmaßnahmen notwendig. Lastmanagement, auch Demand Response oder Demand Side Management (DSM) genannt, ist eine Möglichkeit, lastverschiebend, lastreduzierend oder lasterhöhend die Stromversorgung stabil zu halten.

Eine zweite Option ist die sogenannte Sektorenkopplung. Gemeint ist damit die Elektrifizierung der Sektoren Wärme und Mobilität. Zur Flexibilitätsoption wird es dann, wenn dies in Zeiten regenerativer Überdeckung geschieht. Mit der Umwandlung von Strom beispielsweise mittels Power-to-X-Technologien in Wärme, Industrieanwendungen, Kühlungen, Elektromobilität kann der Stromverbrauch erhöht werden.

Allen Flexibilitätsoptionen ist die Devise gemein: Klimaschonend erzeugten Strom nutzen statt abschalten. Aktuell wird Erneuerbarer Strom in einer Größenordnung von jährlich 1,6 Terrawattstunden aus Netzgründen abgeregelt. Schätzungen rechnen damit, dass das Volumen im Jahr 2015 bereits auf zwei Terrawattstunden angestiegen ist. Eine abgeregelte Terrawattstunde Strom kostet etwa 100 Millionen Euro, die als Teil der EEG-Umlage von den Stromkunden bezahlt werden müssen.

Gutachten: Mit zuschaltbaren Lasten Überschussstrom nutzen
Ein von der Landesregierung Schleswig-Holstein beauftragtes Gutachten des Fraunhofer Instituts für System- und Innovationsforschung (ISI) und der Stiftung Umweltenergierecht vom Februar 2016 bestätigt: Anstatt Erneuerbare Energie-Anlagen vor dem Netzengpass abzuschalten, könnte der überschüssige Regenerativstrom sinnvoll anderweitig durch das Zuschalten zusätzlicher Lasten genutzt werden. Damit sich die Abnahme des ansonsten nicht erzeugten Stroms rechnet, empfehlen die Gutachter, diesen Überschussstrom nicht mit EEG-Umlage, Netzentgelten und Stromsteuer zu belasten. So könnten etwa Unternehmen angereizt werden, günstige fossile Energieträger durch Überschussstrom zu ersetzen. Wichtig sei dabei, dass fossile Energie tatsächlich durch regenerativen Strom ersetzt werde. Als Verfahren schlagen die Gutachter eine Ausschreibung für zuschaltbare Lasten vor. Eine weitere Möglichkeit sehen sie darin, den ansonsten abgeregelten Strom im Sinne der Sektorenkopplung in anderen Bereichen einzusetzen.

Überschussstrom in Wärme speichern
Einen ersten Schritt in diese Richtung geht die Bundesregierung mit einer Änderung im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Sie betrifft Power-to-Heat-Anlagen, die gegenwärtig am negativen Regelleistungsmarkt arbeiten. Mit der neuen Regelung können sie künftig zur Stromnetzstabilisierung beitragen und bei Netzengpässen Überschussstrom sinnvoll für die Wärmeproduktion nutzen. Das Gesetz (§ 13 Abs. 6a EnWG) ermöglicht es Übertragungsnetzbetreibern, in Netzausbaugebieten Betreiber größerer KWK-Anlagen unter Vertrag zu nehmen. Sie sollen in Zeiten überlasteter Netze ihre Stromerzeugung unterbrechen und die benötigte Wärme durch Umwandlung von Überschussstrom produzieren. Statt Gas oder Kohle nutzen die KWK-Anlagenbetreiber dann Strom aus erneuerbaren Energien zur Deckung ihres Wärmebedarfs. Zwei Gigawatt kumulierte Leistung könnten damit zufolge flexibel gesteuert werden, schätzt der Gesetzgeber. Damit wird es erstmals möglich, in signifikantem Umfang auf Netzengpässe durch zusätzlichen Stromverbrauch zu reagieren. Doch das neu geschaffene rechtliche Instrument ist räumlich und sachlich stark eingeschränkt und birgt in der Anwendung noch einige offene Fragen.

Perspektivisch kann die Regelung bei Bedarf auch auf andere Anwendungen erweitert werden. Das können dann Industrieanlagen, Batteriespeicher oder Elektromobilität sein. Auch Power-to-Gas-Anlagen, die den Strom in Wasserstoff und Methan „umwandeln“, so dass speicherbares Gas entsteht, könnten davon profitieren. Die Kosten für die zuschaltbaren Lasten sollen auf die Netzentgelte umgelegt werden, die die Stromkunden auf ihrer Rechnung wiederfinden.

Netzlastmanagement der Zukunft: Drei Praxisbeispiele
Wie ein funktionierender Flexibilitätsmarkt konkret ausgestaltet werden kann, ist bisher noch nicht geklärt. Dennoch gibt es schon Praxisbeispiele, in denen regionale Zusammenschlüsse zeigen, dass das System durchaus in der Lage ist, auf die Volatilität und Prognoseungenauigkeit zu reagieren.

„Power to heat OWL“: Windstrom für den Wärmemarkt
Ein Modellprojekt kleineren Zuschnitts ist in der nordrhein-westfälischen Region Ostwestfalen-Lippe gestartet. Zwei Jahre lang nehmen zehn Haushalte im Kreis Paderborn an dem Versuch „Power to heat OWL“ teil. Sie sollen zu Zeiten, wenn die Windenergieanlagen in der Region mehr Strom erzeugen als im lokalen Netz verbraucht wird, den überschüssigen regenerativen Strom in ihren Wärmepumpen, Nachtspeicherheizungen oder elektrische Fußbodenheizungen speichern und zeitversetzt nutzen. Initiiert hat den lokalen Flexibilisierungsversuch der regionale Stromversorger WestfalenWindstrom, gemeinsam mit der Netzbetreibergesellschaft Westfalen Weser Netz, dem Kompetenzzentrum für nachhaltige Energietechnik an der Universität Paderborn und dem Verein Energie Impuls OWL. Die zehn Haushalte wurden mit einer eigens entwickelten digitalen Steuertechnik ausgestattet, die die angeschlossenen Wärmespeicher automatisch dann einschaltet, wenn der Strompreis an der Strombörse günstig ist. So werden die Schaltzeiten der angeschlossenen Haustechnikgeräte an die Stromproduktion angepasst. Der Vorteil: Bei Windflauten und in Zeiten hoher Strompreise können die Stromverbraucher mit der gespeicherten Wärme heizen, während Windenergieanlagen in Zeiten ausgelasteter Netze nicht abgeregelt werden müssen, sondern den Wärmemarkt bedienen können.

Das Modellprojekt soll zeigen, ob sich neben der Stromwende auch die Wärmewende in der Region anschieben lässt: Während der Anteil an Strom aus Erneuerbaren Energien am Strommarkt im Kreis Paderborn bereits bei 70 Prozent liegt, beträgt der Ökoanteil im Wärmemarkt bundesweit nur 13 Prozent. „Wir sollten bei der Speicherung von Ökostrom  nicht mit den teuersten Lösungen wie Batteriespeichern  beginnen, sondern mit den kostengünstigsten. Das sind unter anderem die Speicher im Wärmemarkt“, sagt WestfalenWindstrom-Geschäftsführer Johannes Lackmann. Weil die Geräte ohnehin schon vorhanden sind, seien zusätzliche Investitionen nicht erforderlich. Ob sich der Flexibilisierungspfad auf das Laden von Elektroautos anwenden lässt, wird in einem weiteren Projekt untersucht. Ende 2017 sollen erste Zwischenergebnisse vorliegen. Dann wird sich benennen lassen, ob sich das Heizen mit Windstrom für den Verbraucher rechnet und wie viel Prozent des überschüssigen Windstroms durch das neue Verfahren tatsächlich genutzt werden kann.

„GreenCom“: Das flexible Stromnetz der Insel Fur
Wie kann in einem regionalen Stromnetz, das aus fluktuierenden Erneuerbaren Energien gespeist wird, die Nachfrage an das schwankende Angebot angepasst werden? Möglich machen das intelligente IT-basierte Netze, sogenannte „Smart Grids“, die das Zusammenspiel von Erzeugung, Speicherung, Netzmanagement und Verbrauch in einem Gesamtsystem effizient verwalten können. Derzeit wird in verschiedenen Pilotregionen nach skalierbaren Modellen gesucht. Das Fraunhofer Institut für Angewandte Informationstechnik (FIT) hat auf der dänischen Insel Fur im Norden Jütlands eine Lösung zum Netzlast-Management regionaler Stromnetze entwickelt und testet diese über dreieinhalb Jahre. Ziel ist die Anpassung der Nachfrage an das Angebot.

Herzstück der Entwicklung ist eine digitale Steuerungsplattform, die Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen, Batteriespeicher und Gebäude auf der Insel so miteinander vernetzt, dass die Schwankungen durch die volatile Stromerzeugung ausgeglichen werden können. Dazu wurden 29 Haushalte auf der Insel intelligent vernetzt und ausschließlich mit Solarstrom aus den angeschlossenen PV-Anlagen vor Ort versorgt. „Mit dem GreenCom-Smart Energy Management System haben wir eine Steuerungsplattform entwickelt, die das Energiemanagement voranbringt“, sagt Markus Eisenhauer, Leiter des FIT-Forschungsbereichs User-Centered Computing. Sie ermöglicht es, einerseits die Energiebedarfe zu überwachen und vorherzusagen, und anderseits die Verfügbarkeiten der angeschlossenen Haushalte rechtzeitig zu erkennen.

Ein weiteres Erkenntnisinteresse gilt dem Aggregator. Kern seines Geschäftsmodells, das die Forscher auf Basis der gesammelten Daten entworfen haben, ist: Endkunden lassen ihre Wärmepumpen fernsteuern und bezahlen im Gegenzug weniger Heizkosten. Mindest- und Höchsttemperaturen sind dabei vertraglich festgelegt. Der Aggregator bietet im Gegenzug die möglich Last sowie die Flexibilität dem Netzbetreiber an. Auf diese Weise könnte der Netzbetreiber künftig, statt die Erzeugung der Last anzugleichen, die Last der Erzeugung angleichen. Weil Wärmepumpen mit einem Pufferspeicher arbeiten, kann der Endkunde und Betreiber seine Nutzungsgewohnheiten beibehalten.

„NEW 4.0“: Norddeutschland wird 100 Prozent erneuerbar
In einem Demonstrationsprojekt wollen die Bundesländer Hamburg und Schleswig-Holstein bis ins Jahr 2035 zeigen, wie die gesamte Region mit ihren 4,5 Millionen Einwohnern komplett durch erneuerbare Energien versorgt werden kann. Das Projekt NEW 4.0 wird im Rahmen Programms „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“ (SINTEG) mit rund 44 Millionen Euro vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) gefördert. Für alle SINTEG-Projekte wurde im EnWG eine so genannte „Experimentierklausel“ eingefügt wurde, mit der sich der rechtliche Rahmen im Sinne der Projekte dehnen lässt.

NEW 4.0 soll beispielhaft und übertragbar für andere deutsche und europäische Regionen sein. „Wir werden erstmalig das Zusammenspiel der unterschiedlichen technologischen Lösungsansätze, die marktorientierte Integration in den Energiemarkt und die regulatorischen Rahmenbedingungen ganzheitlich in diesem Praxisgroßtest erproben“, erklärt Koordinator und Projektleiter Werner Beba, Professor an der Hochschule für angewandte Wissenschaften Hamburg, das Vorhaben.

Bis 2025 soll die Region zu 70 Prozent systemstabil mit regenerativem Strom versorgt werden. Um das zu gewährleisten, sollen alle Marktteilnehmer von den Erzeugern bis zu den Verbrauchern, den Netzbetreibern bis zu den Speichern intelligent miteinander vernetzt und optimal aufeinander abgestimmt werden. Die Aufgabenstellung ist komplex: Sie reicht von der Ertüchtigung der Netze über die netzdienliche Einbindung von Speichern und der intelligenten Regelung von Windenergieanlagen bis zur zur Schaffung von Virtuellen Kraftwerken auf der Erzeugungsseite. Zudem werden bei den Industriepartnern veränderte Betriebsweisen und neue Power-to-X-Technologieanwendungen entwickelt und getestet, um den industriellen Verbrauch zu flexibilisieren. Ein weiterer Entwicklungspfad ist die Sektorenkopplung: Regenerativer Strom soll sukzessive für die Wärmeversorgung und industrielle Prozesse, die bislang mit fossilen Energien wie Gas betrieben wurden, verwendet werden.

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