Überall auf der Welt verändert die Energiewende unsere Energielandschaft drastisch und leitet eine neue Ära der Innovation und Nachhaltigkeit ein. Während jede Region aufgrund ihrer unterschiedlichen Ausgangssituation mit verschiedenen Herausforderungen konfrontiert ist, zieht sich ein roter Faden durch den globalen Dialog: solide Investitionen in die Energieinfrastruktur sind unerlässlich.
Angesehene Informationsquellen wie Bloomberg NEF, McKinsey, die Internationale Energieagentur und die EU-Kommission betonen das monumentale Ausmaß dieses Übergangs. Die bloße Verstärkung der physischen Infrastruktur, um den Anforderungen der Integration erneuerbarer Energien gerecht zu werden, würde sich jedoch als zeitaufwändig und wirtschaftlich belastend für die Gesellschaften weltweit erweisen.
Würden wir die erforderlichen Netzkapazitäten auf herkömmliche Weise, d. h. allein durch den Ausbau der physischen Infrastruktur, bewerkstelligen, wäre dies mit einem beträchtlichen Zeit- und Finanzaufwand verbunden, der für die Gesellschaften auf der ganzen Welt eine erhebliche Belastung darstellen würde.
Glücklicherweise entwickeln sich innovative Strategien, um diese Herausforderungen zu bewältigen. Ein wichtiger Teil der technischen Lösungsstrategie ist das Management dezentraler Energieressourcen, allgemein bekannt als DERMS.
Aber warum scheint es so schwierig zu sein, sich darauf zu einigen, was ein DERMS wirklich ist?
Der Begriff hat sich im Laufe der Jahre weiterentwickelt: Demand Response, DRMS, DERMS, ADMS... Wo endet das eine System und wo beginnt das andere?
Interessanterweise, aber vielleicht auch ganz natürlich, könnte der Grund für diese Verwirrung in der einfachen Tatsache liegen, dass verschiedene Regionen unterschiedliche Wege und Strategien in Richtung einer nachhaltigen Energiezukunft zu verfolgen scheinen. In zahlreichen Stunden, die ich mit Netzbetreibern auf mehreren Kontinenten verbracht habe, habe ich die folgenden Beobachtungen gemacht:
In Gebieten mit einer hohen Durchdringung von Solaranlagen auf Hausdächern, wie Kalifornien und Australien, ist eine aktive Steuerung der Stromerzeugung im Niederspannungsnetz dringend erforderlich. In Kalifornien zielt Rule 21 darauf ab, die intelligente Integration von DERs zu erleichtern und schreibt vor, dass Wechselrichter fortschrittliche Kommunikations- und Steuerungsfunktionen unterstützen müssen. Durch die Unterstützung von Standardanwendungsprotokollen wie 2030.5 können Netzbetreiber die PV-Exporte direkt steuern, um Spannungsverletzungen zu vermeiden.
In den Vereinigten Staaten gibt es eine ähnlich lange Tradition der direkten Laststeuerung durch Demand-Response-Programme. In diesem Fall ist der Netzbetreiber in der Lage, Kundenanlagen, wie z. B. Wasserkocher oder EV-Ladegeräte, einzubinden und den Endkunden im Gegenzug für die Möglichkeit, die Kundenlast in Spitzenzeiten zu drosseln, Kostensenkungen bei der Netznutzung zu bieten.
In ähnlicher Weise hat auch Australien mit einer installierten Dach-PV-Kapazität von mehr als 34 GW große Probleme mit Überspannungen. Eine PV-Durchdringung von 30-50 % ist in vielen Gegenden normal. In Australien sind Dynamic Operating Envelopes (DOEs), die "flexible Exportverbindungen" ermöglichen, zum Standard für die Bewältigung von Netzüberspannungen geworden.
Um Überspannungen zu vermeiden, sieht die australische Alternative die Einführung einer festen Exportgrenze für Kunden vor, die bis zu 1 kW betragen kann.
Über Dynamic Operating Envelopes, kurz DOE, wird den Kunden ein dynamisches Exportlimit, ähnlich einem dynamischen Grid Code, zur Verfügung gestellt, das es ihnen ermöglicht, überschüssigen Strom zu verkaufen und die Gesamtkapazität an erneuerbaren Energien im australischen System zu erhöhen. Diese DOEs stellen Last- und Spannungsprofile dar, die von den Netzbetreibern 24 Stunden im Voraus prognostiziert werden. Während kompatible intelligente Wechselrichter direkt über diese Hüllkurven gesteuert werden können, werden sie in erster Linie an die Aggregatoren als Netzbeschränkungen weitergegeben, innerhalb derer sie ihre Kunden steuern müssen.
Am anderen Ende des Spektrums, beim Übergang von der direkten zur indirekten Steuerung, treffen wir auf die EU-Verordnung. Beginnend mit dem Green Deal und der Energiemarktrichtlinie 944 im Jahr 2019 hat die Europäische Union klar ihre Position zugunsten marktbasierter Wege zur Aktivierung der Verbraucherflexibilität dargelegt.
Die ÜNB-Märkte für Hilfsdienste geben Anregungen für den Umgang mit Engpässen auf der Verteilungsebene. Der Kern der Verordnung besteht darin, dass Dienstleistungen, die die Notwendigkeit des Ausbaus von Netzkapazitäten kosteneffizient abmildern, über marktbasierte Verfahren beschafft werden sollen. In der Praxis können die europäischen Verteilernetzbetreiber jedoch drei Hauptinstrumente zur Aktivierung von Flexibilität nutzen: (1) lokale Kapazitätsmärkte, (2) bilaterale Vereinbarungen und (3) nicht feste Verbindungen. Eine bilaterale Vereinbarung sollte ebenfalls über den Wettbewerb zustande kommen, aber sie beinhaltet oft einen längerfristigen Vertrag und wird nicht unbedingt über einen Markt erworben.
Ein nicht fester Anschluss ist eine zeitlich befristete Vereinbarung, die es einem neuen Kunden ermöglicht, sich an ein überlastetes Netz anzuschließen. Der nicht feste Anschluss ermöglicht es dem VNB, die Erzeugung zu drosseln oder die Last zu reduzieren, wenn dies erforderlich ist, kann aber nur so lange genutzt werden, bis der Engpass für den Anschluss behoben ist. Ähnliche Konzepte gibt es weltweit, allerdings unter anderen Bezeichnungen wie flexible Zusammenschaltungen, flexible Verbindungen oder dynamische Verbindungen.
Keine Regel ist jedoch ohne Ausnahme. Interessanterweise verfolgt Deutschland seit dem Inkrafttreten der EnWG §14a Verordnung 2024 einen etwas anderen Ansatz als der Rest der Europäischen Union. Diese Änderung der Energieverordnung ermöglicht es Netzbetreibern, den Verbrauch von Niederspannungsverbrauchern wie EV-Ladegeräten, Wärmepumpen und Batterien bei kritischen Netzengpässen auf bis zu 4,2 kW zu reduzieren. Im Gegenzug erhält der Kunde ein reduziertes Netzentgelt. Es funktioniert wie ein Demand-Response-Programm, allerdings ist die Teilnahme in diesem Fall sowohl für die Verbraucher als auch für die Netzbetreiber verpflichtend, die alle neuen Anträge unverzüglich annehmen müssen.
Eine gemeinsame Herausforderung auf der ganzen Welt ist der wachsende Bedarf an Koordinierung zwischen DSOs und TSOs sowie die Festlegung klarer Grenzen, innerhalb derer die Dienstleistungsanbieter operieren können. Mit zunehmenden lokalen Engpässen und Spannungsdiensten, die von Ressourcen erbracht werden, die auch auf den Hilfsstrommärkten bieten, steigt das Risiko von Zielkonflikten. In den unveröffentlichten EU-Netzkodizes für Demand Response heißt es, dass die Netzbeschränkungen veröffentlicht werden müssen, damit sie von diesen Dienstleistern eingehalten werden können. Diese dynamischen Beschränkungen ähneln dem australischen Konzept der Dynamic Operating Envelops (DOE).
Dies ist kein vollständiger Überblick über die Situation, und es gibt noch viele andere Lösungen. Aber selbst mit diesen wenigen Beispielen ist es leicht zu erkennen, warum sowohl das Problem als auch die zu seiner Lösung erforderliche Technologie verwirrend sind. Warum wir in dieser Situation gelandet sind, hat wahrscheinlich mehrere Gründe, aber die Änderung eines 100 Jahre alten regulierten Systems wie der Stromverteilung ist ein langsamer und komplizierter Prozess.
Wie auch immer, lassen Sie uns mit den Akronymen weitermachen!
