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Modellversuch: Mit Hilfe von Zusatzgeräten im Zählerschrank lässt sich die Last bei Wärmestrom-Kunden regeln. Bild: EnBW
Lastverschiebung

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Erfahrungen mit flexiblem Wärmestrom

Power-to-Heat klingt gut, aber funktioniert es in der Praxis? EnBW hat erste Erfahrungen mit 150 Testkunden.

In einem Modellversuch hat die EnBW in den vergangenen zwei Jahren untersucht, inwieweit man überschüssigen Ökostrom sinnvoll nutzen kann oder bei einer Flaute Verbrauch verschieben kann. Im Fokus standen dabei „Wärmestrom“-Anlagen, also Wärmepumpen oder Speicherheizungen.

Die jetzt vorgestellten Ergebnisse des in Kooperation mit der Deutschen Energie-Agentur (Dena) laufenden Pilotprojekts zur Nachfrageflexibilisierung zeigen: Das Prinzip des Demand Side Management (DSM) funktioniert; um weitere Details zu erarbeiten, geht der Modellversuch aber in die Verlängerung.

Rund 150 Testkunden waren von der EnBW in das Projekt „Flexibler Wärmestrom“ eingebunden. Bei ihnen wurden zusätzliche Steuergeräte in den Zählerschrank eingebaut, die es ermöglichten, die Anlage bei Bedarf anzusteuern und zu regeln.

Rund 150 Testkunden waren von der EnBW in das Projekt „Flexibler Wärmestrom“ eingebunden. Bei ihnen wurden zusätzliche Steuergeräte in den Zählerschrank eingebaut, die es ermöglichten, die Anlage bei Bedarf anzusteuern und zu regeln.

Interessante Tarifmodelle für den Vertrieb

„Die technische und energiewirtschaftliche Komplexität ist hoch“, berichtet EnBW-Projektleiter Jan Gratenau: „Das fängt bei der unterschiedlichen Größe von Zählerschränken an und reicht bis zu den nicht immer aktuellen Datengrundlagen.“

Aus Sicht des Stromvertriebs zieht Gratenau dennoch eine eindeutig positive Bilanz: „Wir haben vom Netzbetreiber Netze BW speziell berechnete, tagesgenaue Belastungsgrenzen für das Netz bekommen. In diesen Grenzen konnten wir uns frei bewegen und die Anlagen der Kunden dann laden lassen, wenn der Strom im Handel besonders günstig war.“

Diese Möglichkeit führt zu einem ganz anderen Ladeverhalten als früher: Während sonst klassischerweise in der Nacht Wärme geladen wurde, hörten die Kunden die charakteristischen Schaltgeräusche ihrer Speicherheizungen jetzt zum Beispiel auch einmal in der Mittagszeit, wenn viel Solarstrom ins Netz drängt.

„Daraus kann man interessante Tarifmodelle bauen“, folgert Gratenau. Die Akzeptanz bei den Kunden sei kein Problem: Mehr als zwei Drittel registrierten trotz der veränderten Schaltungen keine Veränderung beim Komfort, ein Viertel fand die neuen Zeiten sogar besser. Lediglich acht Prozent brachten Kritik an, die jetzt in die weiteren Untersuchungen einfließt.

Netzstabilität gewährleistet

Auch aus Sicht des Verteilnetzbetreibers Netze BW hat sich der Modellversuch gelohnt: „Die Stabilität des Netzes war während der Optimierungsmaßnahmen jederzeit gewährleistet“, erklärte Projektleiter Willi Schweinfort: „Das zeigt, dass wir hier tatsächlich eine Möglichkeit schaffen können, um Stromverbrauch in Zeiten mit hoher Solar- und Windeinspeisung zu verschieben. Es wäre also denkbar, die neu gewonnenen Freiheitsgrade in neutraler Form allen Akteuren auf dem Markt zur Verfügung stellen.“

Die Situation, dass erneuerbare Energien im Überfluss im Netz waren und notfalls Anlagen hätten abgeregelt werden müssen, trat im Untersuchungszeitraum zwar nicht auf, wurde aber erfolgreich simuliert und durchgespielt.

Eine gute Gelegenheit zur Erprobung des Konzepts bot auch die partielle Sonnenfinsteris am 20. März 2015: „Wir wussten ja, dass das Angebot an Solarstrom am Vormittag deutlich zurückgehen und dann wieder steil ansteigen würde. Das haben wir genutzt und ‚unsere‘ Wärmestromanlagen zunächst vom Netz genommen und erst nach Ende der Sonnenfinsternis hochgefahren“, berichtet Jan Gratenau: „Unser Konzept könnte also in ähnlichen Situationen, wie sie im Rahmen der Energiewende immer häufiger auftreten, einen Beitrag zur Netzstabilität leisten.“

Projektzeitraum wird verlängert

Die grundsätzlichen Annahmen des Modellversuchs haben sich also bestätigt. Für das Projektteam ein Ansporn, weiterzumachen: „Wir haben das ‚Ob‘ beantwortet, aber noch nicht genau das ‚Wie viel‘, fassen Jan Gratenau und Willi Schweinfort zusammen. Deshalb geht der Modellversuch in die Verlängerung: Weitere 12 Monate sollen jetzt zusätzliche Erfahrungen gemeinsam mit den Testkunden gesammelt werden.

Dazu gehört auch die Frage, wie genau sich die rechtlichen Rahmenbedingungen ändern müssten, damit das Konzept tatsächlich Realität werden könnte. Notwendig wäre zum Beispiel die großflächige Einführung von intelligenten Stromzählern mit den dazugehörigen Bilanzierungsverfahren oder eine neuartige Systematik bei den Netzentgelten, um ein flexibles „netzdienliches Verhalten“ von Verbrauchern belohnen zu können. (kk)

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