Stadt als Speicher

Kurzbeschreibung

Das Energiekonzept der Bundesregierung vom 28. September 2010 sieht für die zukünftige Entwicklung der deutschen Energieversorgung weitreichende Änderungen vor. Zu den wichtigsten Zielen gehört hierbei der Ausbau erneuerbarer Energieträger auf einen Anteil von mindestens 35 % am Bruttostromverbrauch im Jahre 2020. Bis zum Jahr 2030 wird ein Anteil von 50 % angestrebt. Wichtiger Eckpfeiler der zukünftigen Energieversorgung sind fluktuierende Erzeuger wie Windenergie- und Photovoltaikanlagen. Zur Sicherung der Versorgungsqualität werden hiermit einhergehend Konzepte zur Speicherung von elektrischer Energie bzw. der Nutzung von Lastmanagement eine steigende Bedeutung gewinnen.

Im Rahmen des Projektes soll deshalb untersucht werden, inwieweit in städtischen Lastzentren bereits vorhandene Lasten und Erzeugungsanlagen dazu genutzt werden können, die fluktuierende Einspeisung erneuerbarer Energien auszugleichen. Hierzu wird versucht, die Zeitpunkte der Einspeisung bzw. elektrischer Energieentnahme aus dem Stromnetz dezentraler Energieanlagen so zu koordinieren, dass das Gesamtsystem als virtueller elektrischer Energiespeicher dient. Die Verschiebepotentiale, speziell von Wärmetechnischen Anlagen, werden hierbei durch den Einsatz von thermischen Energiespeichern bereitgestellt bzw. erweitert. Auf diese Weise kann durch den Einsatz vergleichsweise preiswerter thermischer Energiespeicher ein virtuelles elektrisches Speicherpotential erschlossen werden. Durch den zusätzlichen Einsatz von elektrischen Batteriespeichern bis hin zu Elektrofahrzeugen kann das so entwickelte Aggregationskonzept flexibel erweitert und laufend an zukünftige Anforderungen der Energieversorgung angepasst werden.

Besonders in städtischen Gebieten trifft eine hohe Nachfrage nach elektrischer Energie auf eine hohe Dichte wärmetechnischer Anlagen, die im Sinne o.g. Aggregationskonzeptes zu einem virtuellen Energiespeicher zusammengeschlossen werden können. Die hohe Anzahl unterschiedlicher Verbrauchs- und Einspeisetypen in einer Stadt stellen aufgrund ihrer statistischen Durchmischung ein besonders großes virtuelles Speicherpotenzial zur Verfügung. Gleichzeitig bildet die hohe Leistungsfähigkeit städtische Verteil- und Kommunikationsnetze die notwendige Voraussetzung für die Schaffung eines virtuellen Energiespeichers.

In einem ersten Schritt werden heutige und zukünftige Speicher- und Verschiebepotentiale identifiziert und durch die koordinierte Steuerung zu wirtschaftlichen Marktprodukten aggregiert. Da der koordinierte Betrieb einer Vielzahl von Erzeugungsanlagen und Lasten zu hohen Belastungen des Verteilnetzes führen kann, werden gleichzeitig netzseitige Restriktionen betrachtet. Ein weiterer Fokus liegt auf der kommunikationstechnischen Einbindung der Einzelanlagen in das Koordinierungskonzept. Hierzu werden standardisierte Smart-Metering-Produkte untersucht und an die Anforderungen des Projektes angepasst. Die so gewonnen Erkenntnisse werden anschließend in zwei Modellregionen demonstriert. Diese unterscheiden sich besonders in den verfügbaren Anlagentypen und Leistungsklassen sowie in ihren innerstädtischen Verteilnetzstrukturen. Somit kann eine breitbandige Verifizierung der theoretischen Erkenntnisse garantiert und die Übertragbarkeit auf eine möglichst hohe Zahl weiterer Versorgungsgebiete gewährleistet werden. 

Teilvorhabensbeschreibung der Universität Duisburg Essen

Ziel des Teilprojekts der Universität Duisburg-Essen im Rahmen des Gesamtprojekts „Energietechnische und -wirtschaftliche Bündelung vielfältiger lokaler Speicherkapazitäten innerhalb städtischer Lastzentren zum Ausgleich der Fluktuation erneuerbarer Einspeiser“ ist die Untersuchung einer marktkonformen Ausgestaltung der Bündelung von Speichern. Dazu wird zunächst, ausgehend vom aktuellen Marktdesign untersucht, welche flexiblen Marktprodukte mit Speichern und Lastverschiebungen bereitgestellt werden können. Spotmarktprodukte, Ausgleichsenergieprodukte oder Systemdienstleistungsprodukte spielen dabei eine wichtige Rolle. Diese Produkte müssen aggregierbar sein, so dass trotzdem die reguläre Versorgung und Abrechnung durch den Versorger gewährleistet ist. Hierzu ist eine markt- und energiewirtschaftskonforme Ausgestaltung zu untersuchen. Dabei ist insbesondere auch zu reflektieren, dass sowohl Endverbraucher als auch regionale Versorgungsunternehmen und Energiedienstleister asymmetrischen Preisstrukturen bezüglich Entnahme und Rückspeisung ausgesetzt sind. Die Anpassung der Abrechnungssysteme ist ein weiteres Ziel des Teilprojekts.

Desweiteren werden konkreten Marktprodukte entworfen und deren wirtschaftliches Potential evaluiert. Dabei ist insbesondere zu untersuchen, welchen Einfluss Tarifstrukturen und regulatorische Vorgaben auf das wirtschaftliche Potential haben. Die Ergebnisse geben Aufschluss darüber, welche Anwendungszyklen, Abrufhäufigkeiten etc. auf die dezentralen Anlagen zukommen. Eine Validierung der Ergebnisse in der Praxis ist ebenfalls Bestandteil dieses Teilprojekts. In dem Maße, in dem fluktuierende Erneuerbare stärker die Angebotssituation am Strommarkt beeinflussen, wird sich auch die Ausgestaltung des Marktes ändern müssen. Kurzfristiger Handel wird relevanter werden, Reserven oder andere Flexibilitätsprodukte zum Ausgleich von stochastischen Prognoseunsicherheiten an Bedeutung gewinnen und ggf. sich auch die Bepreisung der Netznutzung ändern. Mit diesem Teilprojekt liefert die Universität Duisburg-Essen Ansätze und Ideen für diese Problemstellungen. Für ein konkretes zukünftiges Szenario zwischen den Jahren 2020 und 2030 werden zukünftige Preisstrukturen modellbasiert ermittelt und dann die Gestaltung von Produkten sowie deren wirtschaftliches Potenzial analysiert.

 

Ansprechpartner:

Dipl.-Kfm. Andreas Dietrich
Universität Duisburg-Essen
Lehrstuhl für Energiewirtschaft
Universitätsstraße 12, 45117 Essen
Tel.: 0201-183-3994
Fax: 0201-183-2703