Flexibler Wärmestrom

Ein digitaler Stromzähler und eine Steuerbox wurden bei den Pilotkunden installiert. Foto: Netze BW

In Stockach wurden Wärmestromanlagen zum Bestandteil eines gleichermaßen marktgetriebenen wie netzdienlichen Lastmanagements.

Ein digitaler Stromzähler und eine Steuerbox wurden bei den Pilotkunden installiert. Foto: Netze BW

Elektrospeicherheizungen sind eigentlich ein Relikt aus den 1970/80er Jahren, als Strom vor allem nachts reichlich und günstig verfügbar war. Dann wurden sie per Rundsteuerung oder Zeitschaltuhr aufgeladen, der Kunde und der Versorger profitierten. Heute gilt diese Gleichung nicht mehr: In Gemeinden wie dem baden-württembergischen Stockach, wo neben den Nachtspeicherheizungen zahlreiche PV-Anlagen installiert sind, steht in sonnigen Mittagsstunden so viel Strom zur Verfügung, dass die Preise fallen und der Netzbetreiber schlimmstenfalls um die Stabilität seines Netzes fürchten muss. Hier setzt auch der Pilotversuch der Netze BW an, der die Flexibilitätspotenziale der steuerbaren Heizanlagen erschließen will. In 48 Haushalten werden dort Wärmestromanlagen mit einem Verbrauch von über 4.000 kWh pro Jahr flexibel anhand der Netzsituation und gegebenenfalls entsprechender Preissignale geladen – ganz im Sinne der Netzampel. Die Stadtwerke Stockach sind als Projektpartner und Lieferant neben der EnBW beteiligt.

Die Einbindung eines zweiten Lieferanten ist auch das eigentliche Novum in dem Projekt, das im Februar mit dem Smart Grids BW Award ausgezeichnet wurde. „Damit erbringen wir den Nachweis für die Massentauglichkeit des Konzepts und erfüllen gleichzeitig grundsätzliche Anforderungen der Bundesnetzagentur an so einen Modellversuch“, berichtet Projektleiter Dr. Andreas Kopp.

Erprobtes Konzept

Das Quotenkonzept soll Flexibilitätspotenziale erschließen.
Im bisherigen System mit starren Sperr- und Freigabezeiten wird sehr viel Flexibilität im
Verteilnetz nicht genutzt (blaue Fläche). Mit dem Quoten-Ansatz kann der Stromverbrauch in
diese Zeiten verschoben und damit das Netz optimal genutzt werden. Foto: Netze BW

Erfolgreich umgesetzt und getestet wurde das Lastmanagement für Nachtspeicherheizungen nämlich bereits zwischen 2014 und 2015 in Boxberg (Main-Tauber-Kreis), Königsbach (Enzkreis), Pfinztal (Kreis Karlsruhe) und Kirchheim/Teck (Kreis Esslingen). Rund 150 Testkunden der EnBW waren dort in das Pilotprojekt „Flexibler Wärmestrom“ eingebunden – und schätzten die flexibel steuerbaren Nachtspeicherheizungen im Alltag. „Rund 90 Prozent der Kunden haben zurückgemeldet, dass sie während der Testphase keine Einschränkung oder sogar eine Verbesserung ihres Heizkomforts empfunden haben“, weiß Reinhold Schuster, der das Projekt vertrieblich betreut. Der netzstabilisierende Effekt konnte bei der partiellen Sonnenfinsternis am 20. März 2015 eindrucksvoll demonstriert werden: Die angeschlossenen 150 Wärmestromanlagen wurden bei Beginn der Finsternis sukzessive vom Netz genommen und stufenweise wieder eingeschaltet, sobald die Sonne wieder hervortrat.

Das Quotenkonzept

Um die Flexibilitätspotenziale der steuerbaren Heizungen nutzen zu können, wurden die bis dato fest vorgegebenen Sperr- und Freigabezeiten durch ein feingliedrigeres Quotenkonzept ersetzt. Dabei ist der prognostizierte Netzzustand eine wesentliche Stellgröße: „Heute können wir auf 15 Minuten genau Zeitfenster definieren, in denen die Speicherheizungen im jeweiligen Netzgebiet frei laden oder nicht laden dürfen“, erläutert Andreas Kopp. Ist ausreichend oder besonders viel Strom verfügbar, können die Wärmespeicher uneingeschränkt gefüllt werden. Gibt es Netzengpässe, werden die Ladezeiten verschoben oder die Anlagen nur teilweise geladen. Die Quoten werden jeweils am Vortag auf Grundlage der erwarteten Netzauslastung errechnet. und bilden den Rahmen, in dem die Lieferanten die Beladezeiten marktorientiert und damit frei steuern können.

Kunden im Fokus

„Neben der Netzstabilität haben natürlich die Bedürfnisse des Kunden höchste Priorität“, betont Reinhold Schuster. Daher fließen auch individuelle Bedarfsanalysen in die Steueralgorithmen ein. Aus den Messwerten der beim Kunden installierten digitalen Zähler und weiterer Parameter, wie etwa aktuelle Wetterdaten, ermittelt das System, welche individuelle Wärmemenge der einzelne Haushalt wann benötigt. Dabei lernt es aus den historischen Werten. „Damit der Kunde in gelben Ampelphasen nach Möglichkeit auch finanziell profitiert, können beispielsweise auch Börsenpreise in der Berechnung berücksichtigt werden“, ergänzt Schuster.

Die beteiligten Stromlieferanten schließlich – in diesem Fall die EnBW und die Stadtwerke Stockach – erstellen ebenfalls am Vortag auf Grundlage der EEX-Spotmarktdaten und der Wettervorhersage die Fahrpläne für die eingebundenen Stromheizungen. Diese werden täglich anhand aktueller Daten nochmals überprüft und gegebenenfalls justiert. Die notwendigen Prozesse laufen weitgehend automatisch im Hintergrund ab. „So, wie das System aktuell ausgelegt ist, könnten sich prinzipiell auch weitere Lieferanten beteiligen“, sagt Andreas Kopp.

Preissignale können zusätzliche Anreize setzen.
Vergleich der bisherigen Heizungsaufladung mit der auf Basis einer Preisprognose optimierten
Kurve. Wärmestromanlagen werden gezielt dann geladen, wenn der Strompreis besonders
günstig ist. Foto: Netze BW

Zur Ansteuerung der Anlagen in den Testhaushalten entwickelte die Netze BW einen eigenen kleinen Rechner, der in der Lage ist, die Steuerbefehle gemäß der Fahrpläne weiterzugeben. Jenseits des Pilotversuchs müssten allerdings zertifizierte intelligente Messsysteme mit entsprechenden BSI-konformen Steuerboxen zu Einsatz kommen, die die entsprechenden Verfahren und Anwendungsfälle zuverlässig beherrschen, betonen die Fachleute. Die technische Machbarkeit sei jedoch heute schon bewiesen.

Strategischer Baustein

Mit dem Modellversuch „Flexibler Wärmestrom“ hat die EnBW somit ein in sich schlüssiges, massenmarkttaugliches Konzept entwickelt, das es ermöglicht, Flexibilitätspotenziale im Zusammenspiel zwischen Netz und Markt zu heben. Doch welche Bedeutung haben die gewonnen Erkenntnisse mit Blick auf die künftigen Netze? „Deutschlandweit liegen allein in den Nachtspeicheröfen Flexibilitäten in der Größenordnung von rund einem Gigawatt“, erläutert Projektleiter Kopp. Allerdings sei die Situation in den Netzgebieten sehr unterschiedlich, so dass das Konzept des flexiblen Wärmestroms nur eine von vielen möglichen Optionen zur Netzdienlichkeit sein könne. Seine Einschätzung: „Für Netzgebiete, die gleichzeitig einen hohen Anteil an Nachtspeicherheizungen und eine hohe Einspeisung aus erneuerbaren Quellen aufweisen, ist der Ansatz sicher eine Alternative zum teureren Netzausbau.“ Grundsätzlich ist das Konzept aber auch auf weitere Anwendungen wie etwa Batteriespeicher, E-Fahrzeuge oder (Klein-)KWK-Anlagen übertragbar, die in Zukunft vermutlich eine wichtige Rolle in den Niederspannungsnetzen spielen.

Damit die notwendigen flexiblen Produkte wirklich attraktiv werden können, fordern Reinhold Schuster und Jürgen Fürst, Geschäftsführer der Stadtwerke Stockach, jedoch einen veränderten ordnungspolitischen Rahmen. So müssten das bisherige Bilanzierungsverfahren (auf Basis von Standardlastprofilen) modifiziert und Anpassungen bei den Marktprozessen vorgenommen werden. Auch eine Neugestaltung des §14a EnWG sei zwingend erforderlich, damit der Vertrieb die Bedürfnisse der Netzbetreiber und die bestmögliche Ausnutzung der zur Verfügung stehenden Netzkapazitäten wirklich unterstützen könne.

Kontakt: Netze BW, Dr. Andreas Kopp, 70567 Stuttgart, Tel.: +49 711 2898 1172, a.kopp@netze-bw.de

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