Flexibilität im Verteilungsnetz zukunftsfähig koordinieren

Eine Kernaufgabe im künftigen Energiesystem ist die Koordinierung unterschiedlicher Flexibilitäten im Verteilungsnetz. Dafür werden zurzeit in mehreren Projekten Methoden erarbeitet und in der Praxis erprobt. Zunächst stehen das Rollenverständnis und technische Lösungsansätze im Vordergrund. Aber auch Fragen zur Incentivierung der Bereitstellung von Flexibilitäten werden behandelt.

Das Flexibilitätspotenzial in deutschen Verteilungsnetzen wird künftig deutlich steigen: Bis zum Jahr 2050 erwarten die deutschen Verteilungsnetzbetreiber laut einer im Jahr 2016 erstellten Studie mehr als 60 Millionen neue und aktiv steuerbare Anlagen in den Verteilungsnetzen. Außer Erneuerbare-Energien-Anlagen werden zunehmend Ladevorgänge von Elektrofahrzeugen, Stromspeicher, Wärmepumpen und weitere steuerbare Lasten die Struktur des Stromsektors nachhaltig ändern. Eine Kernaufgabe im künftigen Energiesystem ist die Einbindung dieser Anlagen in das Verteilungsnetz sowie deren Einsatz und Koordinierung. In verschiedenen Projekten werden derzeit Methoden hierfür entwickelt und in der Praxis erprobt. Im Folgenden werden die wichtigsten dieser Projekte erläutert, erste Erkenntnisse dargestellt, und es wird ein Ausblick auf die weitere Entwicklung gegeben.

Demonstrationsprojekte zur Koordinierung von Flexibilitäten

Durch den Anschluss volatiler Einspeiser und zunehmend flexibler Verbrauchseinrichtungen ergeben sich für Verteilungsnetzbetreiber zentrale Herausforderungen im Hinblick auf die lokale und regionale Koordinierung von Flexibilität und den effizienten Betrieb und Ausbau der Verteilungsnetze. Diese und weitere Fragestellungen sollen in einer Reihe von Demonstrationsprojekten beantwortet werden (Bild 1).

Bild 1. Demonstrationsprojekte mit VNB-Beteiligung

Zu den größten Projekten zählen die Sinteg-Projekte Designetz, Windnode, NEW 4.0, C/sells und enera mit einem Projektvolumen von über 500 Millionen Euro. Aber auch weitere Innovations- und Pilotvorhaben befassen sich mit diesem wichtigen Thema. Die große Bandbreite der Demonstrationsprojekte ermöglicht einen umfassenden Erkenntnisgewinn. In den Projekten sind außer den Verteilungsnetzbetreibern viele unterschiedliche Partner beteiligt, zum Beispiel Übertragungsnetzbetreiber, Industrie-unternehmen, Forschungseinrichtungen und Direktvermarkter, wobei die Zusammensetzung in den einzelnen Projekten unterschiedlich ist. Dabei sind die Ansätze meist ähnlich – es gibt nur Unterschiede in den spezifischen Ausprägungen. Die Projekte liefern wichtige theoretische und operative Erkenntnisse für einen zukunftsfähigen Einsatz und die Koordinierung von Flexibilität in Deutschland.

Gestaltung und Koordinierung eines netzdienlichen Flexibiliätseinsatzes

Alle betrachteten Projekte beschäftigen sich mit der Ausgestaltung von Rollen und Akteuren und verfolgen damit auch die Kernfrage, welche Rolle den Verteilungsnetzbetreibern bei der Optimierung der Netzbewirtschaftung im Rahmen der Digitalisierung zukommen wird. Hierfür wird der Fokus vor allem auf den netzdienlichen Einsatz von Flexibilität im Verteilungsnetz gelegt. In diesem Zusammenhang werden auch Fragen zum Datenaustausch und zur Datenhaltung diskutiert (Bild 2).

Bild 2. In den aktuellen Demonstrationsprojekten werden alle wichtigen Fragen zur Flexibilität untersucht, Schwerpunkt ist stets der netzdienliche Einsatz.

Interessant ist, dass die Mehrzahl der Projekte bereits auf die Branchenlösung des BDEW-Ampelkonzepts zurückgreift und konkret die Gestaltung der gelben Phase untersucht [2]. Ziel ist dabei die Koordinierung, der sichere Einsatz und der konfliktfreier Abruf von Flexibilität. Fragen zur Vermarktung von Flexibilität und zur Incentivierung der Bereitstellungen von Flexibilität werden derzeit in rund der Hälfte der Demonstrationsprojekte behandelt.

Alle Spannungsebenen und Regionen werden berücksichtigt

Die laufenden Demonstrationsprojekte erstrecken sich über alle Regionen in Deutschland und decken somit einen weiten Bereich regionaler Unterschiede ab. Der Fokus der Untersuchungen liegt dabei vor allem auf den Spannungsebenen 20 bis 380 Kilovolt. Hier ist zum einen bereits heute die Durchdringung von Informations- und Kommunikationstechnik in den Netzen stärker als in den niedrigeren Spannungsebenen ausgeprägt. Zum anderen stellt die Aggregation von Erzeugung und Lasten in der Niederspannung auch Lösungsoptionen für die höheren Spannungsebenen dar. Die Schnittstelle zwischen Verteilungs- und Übertragungsnetz ist dabei ebenfalls ein wichtiger Untersuchungspunkt.

Die Niederspannungsebene wird bei rund der Hälfte der Projekte betrachtet. Von derzeit möglichen einfachen Ansätzen zum Einsatz und zur Koordination von Flexibilitäten ausgehend werden vor allem auch Lösungsoptionen für die Zukunft untersucht, in der eine Beobachtbarkeit und Steuerbarkeit auch in der Niederspannung gegeben sein wird (Bild 3).

Bild 3. Die Betrachtungsbereiche erstrecken sich über alle Spannungsebenen und alle Regionen in Deutschland, im Fokus stehen zunächst höhere Spannungsebenen.

Gemeinsames Verständnis zum Umgang mit netzdienlicher Flexibilität

Basis für einen sicheren und konfliktfreien Einsatz von Flexibilität ist die Kommunikation zwischen Marktteilnehmern und Netzbetreibern. Auf der Basis rechtzeitig zur Verfügung gestellter Einsatzinformationen der Marktteilnehmer führen Netzbetreiber Netzsicherheitsberechnungen durch und prognostizieren somit die künftige Netzsituation. Mögliche Netzengpässe in einem betrachteten Netzgebiet können auf dieser Grundlage transparent dargestellt werden.

Die Netzbetreiber versuchen dann durch Zugriff auf Flexibilität den Netzengpass zu beseitigen. Hierbei wird die Steuerung der Flexibilität durch einen Flexibilitätsanbieter präferiert. Sollte die Beseitigung des Engpasses durch diese Maßnahmen – in der gelben BDEW-Ampelphase – nicht erfolgreich sein, bleibt dem Netzbetreiber die letztmögliche Alternative zur Behebung des Engpasses: eine direkte Steuerung von Flexibilität als Maßnahme der roten BDEW-Ampelphase.

Im Rahmen der Zusammenarbeit zwischen Verteilungs- und Übertragungsnetzbetreibern ist dabei unumstritten, dass jeder Netzbetreiber für sein Netz betrieblich verantwortlich ist und die dafür notwendigen Daten erhalten muss. Zur Vermeidung von Widersprüchen bei einem netzbetreiberübergreifenden Abruf von Flexibilität zur Behebung von Netzengpässen, werden unterschiedliche Verfahren erprobt. Ein präferiertes Verfahren basiert auf der Abstimmung von Einsatzfahrplänen zwischen den betroffenen Netzbetreibern. Dieses Verfahren ist grundsätzlichen in allen Spannungsebenen denkbar und passt zum BDEW-Ampelkonzept. Im Rahmen der Projekte werden aber auch weitere Verfahrensansätze erprobt (Bild 4).

Bild 4. Die Verteilungsnetzbetreiber haben bereits wichtige Erkenntnisse zur netzdienlichen Steuerung von Flexibilitäten erarbeitet.

Fazit

Um künftig einen sicheren Netzbetrieb gewährleisten zu können, ist ein aktives Engpassmanagement unter Einbezug der Flexibilitäten im Verteilungsnetz notwendig. Dabei müssen diese Anlagen nicht nur steuerbar, sondern auch prognostizier- und beobachtbar sein. Dies wird das Energiesystem nachhaltig prägen.

Ein langfristig sinnvoller Einsatz und eine effiziente Koordinierung von Flexibilität im Verteilungsnetz ist unabdingbar. Dies schließt die Nutzung jeglicher Flexibilitätsoptionen zur effizienten Engpassbewirtschaftung ein. Dafür erarbeiten die Verteilungsnetzbetreiber gemeinsam mit anderen Marktakteuren wie den Übertragungsnetzbetreibern und der Industrie derzeit verschiedene Möglichkeiten zur Umsetzung und Ausgestaltung. Dabei stehen zunächst das Rollenverständnis und technische Lösungsansätze beim netzdienlichen Flexibilitätseinsatz im Fokus. Weitere Fragestellungen zum Beispiel zur Vermarktung und Incentivierung stehen ebenfalls auf der Agenda und werden in den kommenden Schritten weiter erarbeitet.

Die Veröffentlichung entstand im Rahmen einer Zusammenarbeit der Unternehmen Innogy SE, Eon SE, EWE Netz GmbH, Reihnische Netzgesellschaft mbH, NetzeBW GmbH, Stromnetz Berlin GmbH sowie Stadtwerke München Infrastruktur GmbH in der BDEW-Projektgruppe DSO 2.0.

Literatur

[1] E-Bridge Consulting: Sichere und effiziente Koordinierung von Flexibilitäten im Verteilnetz. 2016.

[2] BDEW: Ampelkonzept Smart Grid. 2015.

Autoren

Marcus Merkel,
EWE Netz GmbH, Oldenburg, E-Mail: marcus.merkel@ewe-netz.de

Dr. Patrick Wittenberg,
Innogy SE, Essen

Dr. Henning Schuster,
E-Bridge Consulting, Bonn, E-Mail: hschuster@e-bridge.com

Gastbeitrag aus ew 3-4/2018

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