Innovationsprojekt unIT-e² startet Feldtest zu mehr Flexibilität bei netzdienlicher Steuerung

Mannheim / Oldenburg, den 16.05.2023: Das Forschungsprojekt unIT-e² wechselt von der Labor- in die Praxisphase. Im Teilcluster des Projektes namens Harmon-E wurden Probanden nun erfolgreich mit einem digitalen Netzanschluss aus SMGW und HEMS ausgestattet. Damit kann der Steuerbare Netzanschluss im Kontext des §14a nun im Echtbetrieb erprobt werden. Das Projekt erwartet damit neue Einsichten zur Notwendigkeit von Steuereingriffen und Erkenntnisgewinne für die Netzüberwachung.

Mehr Energie aus Erneuerbaren im Netz bedeutet auch mehr volatile Erzeuger und Verbraucher. Diese stellen ganz eigene Anforderungen an das Stromnetz der Zukunft und an die Partizipation der Endkunden. Millionen an E-Autos, Wärmepumpen und PV-Anlagen sollten in Echtzeit bestmöglich aufeinander abgestimmt agieren können. Nur so kann der Netzbetreiber für das eigene Gebiet zukünftig Regeleingriffe einsparen, welche zur Netzstabilität notwendig sind. Denn diese Eingriffe sind ineffizient und teuer. Der Schlüssel liegt in der dezentralen Steuerung am Netzanschlusspunkt einzelner Nutzer und Verbraucher. Durch kleine Lastanpassungen an vielen Stellen kann das Ziel einer nachhaltig gesicherten Netzstabilität effizienter und damit günstiger erreicht werden. Netzdienliche Steuerung erfolgt zukünftig mit chirurgischer Präzision unter Beteiligung der Endkunden statt im groben Rundumschlag für das ganze Netzgebiet.

Dafür ist die Erprobung der kompletten Steuerungskette, vom Netzbetreiber bis in die einzelnen Liegenschaften hinein, der wichtigste Wegbereiter. Das Innovationsprojekt unIT-e² nimmt sich bereits seit 2021 diesen Fragen an. Es wird im Rahmen des Förderaufrufs „Elektro-Mobil“ für drei Jahre vom BMWK gefördert. Projektträger ist dabei das Deutsche Luft- und Raumfahrtzentrum (DLR). Im Cluster Harmon-E wechselt die Erprobung nun von der Laborumgebung in den Feldtest, um im größeren Maßstab die netzdienliche Steuerung nach § 14a EnWG am Netzanschlusspunkt auf ihre Praxistauglichkeit zu prüfen. In zwei Ortsnetzen Oldenburgs und Rastedes wurden Teilnehmer des Testfeldes dafür in ihren Einfamilienhäusern mit Wallboxen und Elektroautos ausgestattet, teilweise wurden auch PV-Anlagen in das Testfeld eingebunden.

Konkret übermittelt EWE Netz als verantwortlicher Netz- und Messstellenbetreiber die Sollwertvorgaben für eine Stabilisierung der Verteilnetze an den digitalen Netzanschlusspunkt. Die Sollwertvorgabe wird dabei (aus dem Backendsystem heraus) durch die sichere CLS-Schnittstelle vom PPC SMGW zum PPC CLS-Gateway übertragen. Das PPC CLS-Gateway übermittelt über EEBUS das Leistungslimit für den Netzanschlusspunkt an das angebundene Heimenergiemanagementsystem (HEMS) der Oldenburger be.storaged GmbH. Das HEMS übernimmt hierbei die Optimierung der Kundenanlagen und setzt dabei die Leistungslimitierung an der Wallbox, die von EWE Go bereitgestellt werden, um. Damit die Leistungslimitierung am Netzanschlusspunkt erfolgen kann, stellt das SMGW zudem die Messwerte vom Netzanschluss an das HEMS bereit. Die Vorteile liegen klar auf der Hand: nicht nur kann so zusätzliche Messtechnik eingespart werden, auch die Eichrechtskonformität aller Messwerte ist damit gewährleistet. Die Übertragung von Feldtestergebnissen in den Nutzeralltag wird so erleichtert, da die Testumgebung dem realen Anwendungsfall so nahe wie möglich kommt.

Der Aufbau demonstriert, dass durch die Weiterentwicklung des PPC CLS-Gateways zu einer Steuereinheit in Kombination mit der Messwertbereitstellung durch das PPC Smart Meter Gateway, die Weichen für zukünftige Anwendungsfelder gestellt werden. Mit dem digitalen Netzanschluss, bestehend aus der Kombination von SMGW und CLS-Gateway/ HEMS, ist das Fundament für die Umsetzung netzdienlicher Steuerung gelegt.

Abbildung 1 Systemlandschaft um den digitalen Netzanschlusspunkt

In den kommenden Testphasen wird nun durch Steuerbefehle getestet werden können, wie viel Flexibilität in der Liegenschaft vorgehalten werden kann und welche positiven Auswirkungen auf die Netzstabilität damit realisiert werden können. Die Testphase soll bis Ende 2023 abgeschlossen sein und die Erkenntnisse final durch die Projektpartner ausgewertet werden. Langfristig profitieren von den Ergebnissen alle Teilnehmer der Energiewirtschaft sowie die Endkunden, weiter können die Erkenntnisse in zukünftige Umsetzungen der Steuerung nach §14a einfließen. Deren positiver Entwicklung kommt nicht nur den Netzbetreibern und der Stabilität, sondern letztendlich auch dem Endnutzer in Form von geringeren Kosten und Effizienzgewinnen zu Gute.