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News | 4.7.2016
Die Stadt als Speicher

Herten speichert Energie virtuell

Der Buzzer macht es offiziell: Am 30. Juni 2016 startete der Feldtest der "Stadt als Speicher".
© Hertener Stadtwerke
Informations- und Kommunikationstechnik ist das Rückgrat des virtuellen Speichers. Jan Gall, Mitarbeiter bei der Robert Bosch GmbH, kümmert sich um die Installation.
© Hertener Stadtwerke

Wie lässt sich das vielfach vorhandene Speicherpotenzial städtischer Regionen besser nutzen? Dieser Fragen gehen Wissenschaftler innerhalb des Forschungsprojektes „Die Stadt als Speicher“ nach. Die Forscher koppeln dazu verschiedene Strom- und Wärmeversorger miteinander. Diese bilden die Basis des sogenannten virtuellen Energiespeichers. Dazu startete jetzt der Feldtest im nordrhein-westfälischen Herten.

Besonders in städtischen Gebieten trifft eine hohe Nachfrage nach elektrischer Energie auf eine hohe Dichte wärmetechnischer Anlagen, die 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 ermöglicht die hohe Leistungsfähigkeit städtische Verteil‐ und Kommunikationsnetze die Schaffung eines virtuellen Energiespeichers.

Innerhalb der „Stadt als Speicher“ untersuchen Wissenschaftler deshalb, inwieweit in städtischen Lastzentren bereits vorhandene Lasten und Erzeugungsanlagen dazu genutzt werden können, die fluktuierende Einspeisung erneuerbarer Energien auszugleichen. Hierzu versuchen sie, die Zeitpunkte der Einspeisung beziehungsweise elektrischer Energieentnahme aus dem Stromnetz dezentraler Energieanlagen so zu koordinieren, dass das Gesamtsystem als virtueller elektrischer Energiespeicher dient. Die Verschiebepotenziale, speziell von wärmetechnischen Anlagen, werden hierbei durch den Einsatz von thermischen Energiespeichern bereitgestellt beziehungsweise erweitert. So lässt sich mit einem vergleichsweise preiswerten thermischem Energiespeicher ein virtuelles elektrisches Speicherpotenzial erschließen. Mit zusätzlichen elektrischen Batteriespeichern bis hin zu Elektrofahrzeugen kann das entwickelte Aggregationskonzept flexibel erweitert und laufend an künftige Anforderungen der Energieversorgung angepasst werden.

Ingenieuren der Technischen Universität Dortmund und des Fraunhofer-Instituts für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT erarbeiten Grundlagen um  die Verschiebepotenziale individuell für unterschiedliche Städte abschätzen zu können. Dazu koordinieren sie die Fahrweise einer Photovoltaik(PV)-Anlage, eines Lithium-Ionen-Speichers mit 30-kWh, einer privaten Elektrospeicherheizung und dreier Blockheizkraftwerke (BHKW) eines Freizeitbads, Hallenbads und eines Nahwärmenetzes.

Ein Jahr bis zum Anlagen-Fahrplan

Auf Basis aktueller Wetter- und Preisprognosen wird ein bestmöglicher Fahrplan für jede Anlage berechnet. Bei einem geringen Strompreis kann angenommen werden, dass gerade viel PV- und Windenenergie im Stromsystem verfügbar ist. Elektrische Verbraucher wie Wärmepumpen und Speicherheizungen werden dann zugeschaltet. Ist der Preis jedoch hoch, werden die BHKW eingesetzt und produzieren sowohl Strom als auch Wärme. Die Wärmespeicher puffern die Wärme der jeweiligen Anlagen und stellen dabei sicher, dass der Komfort zu keiner Zeit beeinträchtigt wird.

Das Team des Lehrstuhls für Energiewirtschaft der Universität Duisburg-Essen hat die Aufgabe, die wirtschaftlichen Potenziale des virtuellen Speichers zu evaluieren. Dabei werden sowohl die aktuellen Marktbedingungen und das regulatorische Umfeld für die Bewirtschaftung von flexiblen dezentralen Stromerzeugern und -lasten betrachtet wie auch mögliche Zukunftsszenarien. Aus den gewonnenen Erkenntnissen sollen dann neue Produkte und Geschäftsfelder für die Stadtwerke entwickelt werden. Zunächst jedoch sind die Experten des federführenden Instituts für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft an der TU Dortmund gemeinsam mit Fraunhofer UMSICHT gefragt, mit Prognosedaten und Netzberechnungen auf dem zentralen Server die Kapazitäten des Virtuellen Speichers in Herten und Wunsiedel mit den realen Daten über ein ganzes Jahr zu ermitteln und daraus die entsprechenden Fahrpläne für die Anlagen zu erstellen.

Tarife, Zeitfenster, Smart Meter und Gateways

Wo viele kleine PV-Anlagen, Wärmepumpen, Blockheizkraftwerke, Energiespeicher und Smart Home-Systeme in privater Hand die Richtung vorgeben, sind innovative Konzepte und Geschäftsmodelle gefragt. Auch, wenn heute noch niemand absehen kann, wie hoch der Grad der Dezentralität und die konkrete Ausgestaltung der damit zu regelnden Details sein wird, besteht doch die Gewissheit: Die Dezentralität treibt gleichzeitig die Zahl der Marktteilnehmer hoch. Neue Tarife, andere Zeitfenster und Takte, zusätzliche Anforderungen an Smart Meter und Gateways werden dafür grundlegend sein und müssen sachgerecht genormt und geregelt werden.

Ende 2017 erwarten die Forscher die Ergebnisse des Feldtests. Die Forscher wollen dann testen, inwieweit sich die Ergebnisse übertragen lassen.

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