Energiewirtschaftliche Optimierung des Betriebes von Plusenergiehäusern durch Vernetzung zu einem virtuellen Kraftwerk

Die Energiewirtschaft befindet sich im Wandel von einer zentralen Versorgung zu einer immer dezentraleren Energieerzeugung durch den Zubau regenerativer Strom- und Wärmeerzeuger. Die regenerativen und oft fluktuierenden Stromerzeuger müssen jedoch in die Elektrizitätsnetze integriert werden. Notwendig hierfür ist der Aufbau virtueller Kraftwerke. Im Projekt wurde untersucht, ob auch mit Anlagen kleinerer Leistung, die zu einem virtuellen Kraftwerk verbunden werden, ein nennenswerter Beitrag zur Netzstabilität erreicht werden kann.Projektlaufzeit: Dezember 2011 - August 2013

Ausgangslage

Die Energiewirtschaft befindet sich im Wandel von einer zentralen Versorgung zu einer immer dezentraleren Energieerzeugung. Dies geschieht vor allem durch den Zubau regenerativer Strom- und Wärmeerzeuger. Die regenerativen und oft fluktuierenden Stromerzeuger müssen jedoch in die Elektrizitätsnetze integriert werden. Notwendig hierfür ist der Aufbau von virtuellen Kraftwerken. Hierbei können Netzengpässe oder Netzüberschüsse in Schaltbefehle für Verbraucher und Erzeuger elektrischer Energie umgewandelt werden. Dies bedeutet den Aufbau von bidirektionalen Kommunikationswegen zwischen Erzeuger und Verbraucher, welche die Möglichkeit zur Automatisierung und zentralen Steuerung des Netzes bieten, um Zeiten mit niedrigerer Stromproduktion bzw. Zeiten mit Überschussproduktion bewältigen zu können.

Auch entsteht eine neue Art der Energiewirtschaft mit einem wesentlich höheren Anteil regenerativer Energieerzeugung. Sie stellt vor allem die Verteilnetzbetreiber, d.h. die Stadtwerke und Regionalversorger vor viele neue Aufgaben: Sie wandeln sich vom reinen Stromverteiler zum regionalen bzw. lokalen Netzmanager. Der Ansatz der Integration von Batterien in Gebäuden wird deshalb von den Energieversorgern unterstützt. Diese Anlagen können aus zwei Blickwinkeln betrieben werden. Zum einen dienen sie einem Hausbesitzer, um beispielsweise den selbst erzeugten Strom einer Photovoltaikanlage auch während der Nacht im Gebäude zu nutzen. Zweitens kann diese Anlage aber auch aus dem Blickwinkel der Versorger zum Netzmanagement genutzt werden. Durch ihre Flexibilität können diese Aufgaben übernommen werden, was letztlich auch zusätzliche Wertschöpfungspotenziale für Batterien generiert.

Ziel

Im Rahmen des Projektes wurde die Batterie des Effizienzhauses Plus in ein virtuelles Kraftwerk integriert. Hierzu musste eine bidirektionale Kommunikation mit der Anlage erfolgen, so dass ihr Zustand und damit ihr möglicher elektrischer Leistungshub bestimmt werden konnte. Die Anlage wurde entsprechend ihrer Möglichkeiten zur Erbringung von Laständerungen im Sinne der Regelenergie angeregt. Damit ist die Batterie zur Erbringung von Systemdienstleistungen im Stromnetz vorbereitet bzw. der Strom kann anderweitig vermarktet werden.

Mit den gewonnenen Erfahrungen aus der ersten Phase des Projektes, bei der die Kommunikation realisiert wurde und die Betriebsweise der Anlagen bewertet wurde, wurde ein mathematisches Modell zur Prognose des Verhaltens erstellt. Dieses Modell wurde genutzt, um mögliche Laständerungen der Anlagen in die Bereiche zu legen, in welchen der Bedarf an Regelenergie im Netz am größten ist. Dies geschah unter der Beachtung des wirtschaftlichen Gesamtoptimums. Es wurde untersucht, ob auch mit Anlagen kleinerer Leistung, die zu einem virtuellen Kraftwerk verbunden werden, ein nennenswerter Beitrag zur Netzstabilität erreicht werden kann.

Auftragnehmer des Forschungsprojektes war TSB Transferstelle für Rationelle und Regenerative Energienutzung, Bingen.

Konzept

Um die Projektziele zu erreichen, wurden die Aufgaben in die nachfolgend aufgeführten fünf Arbeitspakete (AP) unterteilt:

AP 1: Aufbau der Kommunikation, Integration in ein virtuelles Kraftwerk
AP 2: Betrieb der Messtechnik, Auswertung von Laständerungen, Datensammlung
AP 3: Entwicklung des energiewirtschaftlichen Optimierungsmodells
AP 4: Technisches und betriebswirtschaftliche Potentialabschätzung
AP 5: Dokumentation

Ergebnisse

Die Freiheitsgrade des Effizienzhauses Plus könnten schon heute einer Vermarktung zugeführt werden, aber bedingt durch die niedrige Leistung, die aufwändigen Prognosen und die Prognoseungenauigkeiten ist ein solches Vermarktungsmodell derzeit nicht wirtschaftlich umsetzbar.

Eine Möglichkeit, die Flexibilität im Effizienzhaus Plus zu erhöhen, ist die Optimierung der E-Mobility-Ladesäule. Das im Haus eingesetzte System lädt die daran angeschlossenen Fahrzeuge direkt auf, bis diese komplett geladen sind. Wenn die Ladesäule mit einer Schnittstelle gemäß IEC 61851-1 Mode 3 ausgestattet ist, kann diese die Ladung der Autobatterie ansteuern, d.h. der Ladestrom kann vorgegeben werden. Somit wären der Zeitpunkt des Ladevorgangs und der Verlauf der Ladeleistung beeinflussbar und Elektroautos könnten aktiv zur Regelung des Netzbezugs des Gebäudes beitragen. Weiterhin wäre mit solch einer Ladetechnik auch eine Erhöhung der Freiheitsgrade und somit der Flexibilitäten, die in dem Haus bereitgestellt werden können, möglich. Dies würde das Einnahmenpotenzial der Vermarktung der Freiheitsgrade weiter erhöhen. Langfristig wäre denkbar, die Batterie des Elektroautos als zusätzliche Batterie zu vermarkten und diese zu entladen, wenn dies zeitlich und wirtschaftlich sinnvoll ist.

Zukünftig wäre auch die Einführung von Typpräqualifizierungen in der Regelleistung sinnvoll, da diese die Kosten für den Eintritt in den Regelleistungsmarkt deutlich senken könnten. So könnten beispielsweise Anlagen eines Typs oder einer Baureihe direkt vom Hersteller bei den Übertragungsnetzbetreibern präqualifiziert werden, sodass dies nicht im Nachhinein mit erhöhtem Aufwand auf Anlagenbetreiberseite wie auch auf Übertragungsnetzbetreiberseite erfolgen muss. Somit wäre einer der beiden großen Kostenfaktoren zur Einbindung in ein virtuelles Regelenergiekraftwerk stark reduziert.

Eine bessere Ausnutzung der Freiheitsgrade kann erfolgen, wenn über eine Schnittstelle eines Smart-Meter ein Tarifsignale an die Batteriesteuerung gesendet werden würde. So wäre es möglich, zusätzlich zu der Regelleistungsbereitstellung den Strombezug möglichst kostengünstig darzustellen. Grundsätzlich wäre auch denkbar, dass mehrere Märkte, mit gleichen Handelszeiten, bedient werden können. So könnte mittels eines Optimierers eine Merit-Order der verschiedenen Märkte zu jeder Stunde berechnet werden und immer an dem attraktivsten Markt teilgenommen werden.