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Lukas Hilger

VKW-Expertenworkshop an der TH Köln

Virtuelle Kraftwerke im Verteilnetz - Herausforderungen und Lösungsansätze
Virtuelle Kraftwerke im Verteilnetz - Herausforderungen und Lösungsansätze
Das VISE-VKW Team bedankt sich bei allen Teilnehmern

Um Virtuelle Kraftwerke im Verteilnetz ging es beim Expertenworkshop des Virtuellen Instituts Smart Energy (VISE) – Regionale Virtuelle Kraftwerke am 20.05.2019 an der TH Köln. Drei Expert/innen hielten Impulsvorträge zu den Themengebieten ‚Verteilnetzstrukturen und Netzengpässe‘, ‚Virtuelle Kraftwerke im Verteilnetz‘ und ‚Engpassmanagement im Verteilnetz‘. Neben den Vorträgen lag der Schwerpunkt insbesondere auf der Diskussion zwischen den Teilnehmerinnen und Teilnehmern.

Verteilnetzstrukturen und Netzengpässe

Pascal Gerold vom Verteilnetzbetreiber Regionetz GmbH gab eine Einführung zur aktuellen Situation und möglichen Entwicklungen im Verteilnetz. Die inhaltlichen Schwerpunkte des Vortrags und der Diskussion lagen auf den Strukturen und der Planung von Mittel- und Niederspannungsnetzen, der Netzüberwachung und der Entstehung von Engpässen im Verteilnetz.

Im Mittelspanungsnetz liegen zumeist Ringstrukturen vor. Von diesen Mittelspannungsringen zweigen die Niederspannungsleitungen ab, an die die Haushalte angeschlossen sind. Sie sind über eine Ortsnetzstation (ONS) an das Mittelspannungsnetz angeschlossen. Die Netztopologie unterscheidet sich sehr stark in Abhängigkeit der lokalen Gegebenheit (insbesondere zwischen städtischen und ländlichen Gebieten). Üblicherweise werden Mittel- und Niederspannungsnetze so großzügig ausgelegt, dass sie im Normalbetrieb zu 50 bis 60 % ausgelastet sind. Zudem werden im Mittel- und Niederspannungsnetz kurze Versorgungsunterbrechungen akzeptiert. Das N-1-Kriterium bedeutet hier, dass der Netzbetrieb nach einem Schaltvorgang wieder aufgenommen werden kann. Aus diesen Gründen kann auf eine detaillierte Überwachung und die Installation der dazu erforderlichen Mess- und Kommunikationstechnik verzichtet werden. Verteilnetzbetreiber sind derzeit für das öffentliche Netz bis zum Hausanschluss verantwortlich. Sie sind verpflichtet, den Anliegern einen diskriminierungsfreien Zugang zum Stromnetz zu ermöglichen.

Strombedingte Netzengpässe entstehen klassischerweise vor dem Anschluss an die Sammelschiene auf Nieder- oder Mittelspannungsebene oder am Transformator, spannungsbedingte Netzengpässe in einem Netzstrahl entstehen zumeist am verbraucherseitigen Ende des Netzstrahls. Die zunehmende Verbreitung von Photovoltaik-Anlagen und leistungsstarken Verbrauchern wie Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen kann zukünftig dazu führen, dass Engpässe häufiger auftreten und dass sich strombedingte Netzengpässe innerhalb eines Netzstranges in Richtung der angeschlossenen Verbraucher verlagern.

Zu den Herausforderungen, denen Verteilnetzbetreiber gegenüberstehen, gehören die durch PV-Einspeisung verursachte Umkehrung der Stromflussrichtung im Niederspannungsnetz und die deutlich stärkere Belastung der Netze durch die zukünftig erwartete Verbreitung von Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen. Auch die Einführung ‚smarter‘ Tarife auf Gesamtsystemebene kann zu Problemen im Verteilnetz führen (z.B. falls viele Verbraucher am gleichen Netzstrang gleichzeitig dazu angereizt werden, Strom zu beziehen).

 

Virtuelle Kraftwerke im Verteilnetz

Tobias Romberg (Next Kraftwerke GmbH) erläuterte in seinem Vortrag den Aufbau und den Betrieb eines Virtuellen Kraftwerks. Zwei zentrale Erfordernisse für den Betrieb sind eine robuste Kommunikationsinfrastruktur und die Fähigkeit, die Einspeisung des VKW möglichst genau zu prognostizieren. Die Kommunikation zwischen Leitstelle und Komponenten erfolgt über Mobilfunk (zum Teil mit zwei SIM-Karten unterschiedlicher Provider), im Fall einer Kommunikationsunterbrechung greifen die vom Kommunikationsfluss abgeschnittenen dezentralen Anlagen auf einen zuvor hinterlegten Fahrplan zurück. Die Bildung eines Anlagenportfolios ermöglicht durch die Bündelung der Einspeiseleistung zum einen die Teilnahme an den Elektrizitätsspotmärkten und am Regelleistungsmarkt. Zum anderen kann die Pooleinspeisung mit größerer Sicherheit prognostiziert werden als dies für Einzelanlagen möglich wäre.

Aus technischer Sicht wäre eine Einbindung und räumlich differenzierte Steuerung kleinerer Anlagen zur Vermeidung von Netzengpässen durchaus möglich. Die Kostenstrukturen, insbesondere die Fixkosten für die Einbindung einer Anlage ins Portfolio, verhindern jedoch derzeit die Integration kleinerer Anlagen in ein Virtuelles Kraftwerk. Die Leistungsuntergrenze für eine Einbindung ins Next-Portfolio liegt aus diesem Grund momentan bei 100 kW für eine Anlage. Eine Vereinheitlichung von Kommunikationstechnologie zur Ansteuerung kleinerer Anlagen könnte deren Integration in ein VKW vereinfachen.

Damit ein Einsatz von VKW zur Beseitigung von Netzengpässen wirtschaftlich ist, muss es sich im Betrieb als kostengünstiger als Redispatch und Einspeisemanagement erweisen.

Engpassmanagement im Verteilnetz

Lena Pickert vom Energiewirtschaftlichen Institut an der Universität zu Köln (ewi) stellte unterschiedliche Maßnahmen zum Engpassmanagement im Stromnetz vor. Der Fokus lag hierbei auf der sog. Netzampel, dem Nodal Pricing und lokalen Flexibilitätsmärkten.

Im deutschen Netzregelverbund existiert bisher kein marktbasiertes Engpassmanagement. Eine Idee zum Engpassmanagement ist die Netzampel, die basierend auf einer Vortagesprognose der Netzzustände einzelnen Netzbereichen eine Ampelfarbe zuweist. Bei einer grünen Netzampel liegt kein Netzengpass vor. Ist die Netzampel gelb, werden lokale Flexibilitätsoptionen zur Beseitigung eines Netzengpasses angereizt und der Zugang zu überregionalen Märkten eingeschränkt. Bei einer roten Ampel, werden Maßnahmen wie Einspeisemanagement zur Behebung eines Netzengpasses genutzt.

Beim Nodal Pricing erfolgt die Preisbildung nicht auf einem einheitlichen Markt für ein größeres Netzgebiet, sondern für jeden Einspeise-/Entnahmepunkt (Netzknoten) separat unter Berücksichtigung der jeweiligen Netzrestriktionen. Aus (theoretischer) ökonomischer Sicht wäre ein solches Preissystem optimal. Seine Umsetzung ist es jedoch an etliche Voraussetzungen geknüpft, die in der Praxis nicht einfach zu erfüllen sind. Das Konzept kann jedoch als Benchmark für andere Konzepte dienen. In Texas wird das Nodal Pricing seit 2010 auf Übertragungsnetzebene umgesetzt. Eine Umsetzung im Verteilnetz wird aufgrund der großen Anzahl an Netzknoten jedoch als deutlich schwieriger angesehen.

Für lokale Flexibilitätsmärkte existiert kein einheitliches Design, da die Marktgestaltung abhängig von der Topologie des zugehörigen Verteilnetzes erfolgen sollte. Eine Standardisierung von Flexibilitätsprodukten, die auf solchen lokalen Flexibilitätsmärkten gehandelt werden würden, ist derzeit nicht in Sicht. Die gehandelten Flexibilitäten benötigen in jedem Fall einen Lokalstempel, da sich der Wert der Flexibilität unter anderem nach ihrer Position im Netz bemisst. Ein Bedarf für den Handel an lokalen Flexibilitäten besteht nur, wenn Netzengpässe prognostiziert werden. Auf einem Flexibilitätsmarkt  müssen die Hebung und das Monitoring der Flexibilitäten refinanziert werden können, anderenfalls ist eine Teilnahme für Anlagenbetreiber wirtschaftlich nicht attraktiv. Eine vorübergehende öffentliche Förderung könnte die Bildung von lokalen Flexibilitätsmärkten anreizen.