Voraussetzung für die Energiewende

Eine Insel bietet Sicherheit

Tief im Süden Deutschlands liegt das Dorf der Strompioniere. Wildpoldsried im bayerischen Allgäu setzt seit über 15 Jahren auf regenerative Energie. Mittlerweile erzeugen die lokalen Wind-, Solar- und Biomasse-Anlagen mehr als dreimal so viel Strom, wie in der Gemeinde verbraucht wird. Alles, was im Zuge der Energiewende zu erwarten ist, lässt sich dort finden: ein bunter Energiemix, zahlreiche dezentrale Stromerzeuger sowie eine schwankende Stromeinspeisung. Für das Projekt Zukunftsfähige Netze für die Integration regenerativer Energiesysteme, kurz IREN2, sind das perfekte Voraussetzungen.

Das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderte Vorhaben läuft seit 2014. Es untersucht, wie ein verlässlicher und kosteneffizienter Netzbetrieb der Zukunft aussehen könnte. Hierbei spielt insbesondere Stabilität eine wichtige Rolle. So muss beispielsweise die Spannung in den angeschlossenen Haushalten bei fast exakt 230 Volt gehalten werden oder die Frequenz eines Stromnetzes auch bei  Kraftwerksstörungen konstant bleiben. Diese sogenannten Systemdienstleistungen liefern heute konventionelle Kraftwerke. Damit das auch mit erneuerbaren Energien funktioniert, müssen neue Lösungen entwickelt werden.

Die Projektpartner von IREN2 – die Siemens AG, die Hochschule Kempten, die RWTH Aachen, die AllgäuNetz GmbH & Co. KG als Netzbetreiber und das IT-Unternehmen ID.KOM – setzen hierfür auf Mikronetze. Das sind kleine, intelligente und klar abgegrenzte Netze zur Stromverteilung. Ihr Vorteil: Sie können nicht nur Strom in ein Hauptnetz einspeisen, sie können sich auch vom Hauptnetz abkoppeln, wenn dort ein Fehler auftritt, und dann als Inselnetz die jeweiligen Nutzer autark mit Strom versorgen.

Dank IRENE, dem Vorgängerprojekt von IREN2, existiert in der Gemeinde bereits ein intelligentes Stromnetz, das für Stabilität im Netz sorgt. Dieses Netz wollen die Partner in ein Mikronetz umwandeln. Für die komplexe Steuerung wird ein neues Regelungssystem entwickelt, am Computer simuliert und dann im realen Netz in Wildpoldsried getestet. Mithilfe zusätzlicher Komponenten wie etwa Batteriespeichern, Blockheizkraftwerken und Dieselgeneratoren wollen die Partner das Mikronetz außerdem so modifizieren, dass es die genannten Systemdienstleistungen übernehmen kann. „Diese doppelte Form der Betriebsführung unter Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit ist so noch nicht untersucht worden“, betont Dr. Martin Weber vom PtJ-Geschäftsbereich Erneuerbare Energien. Gelingt das Vorhaben, profitiert nicht nur das Dorf der Strompioniere. Auch in anderen Regionen Deutschlands könnten Mikronetze nach dem Vorbild von IREN2 entstehen.

„Ab in die Badewanne!“, ruft Dr. David Nestle seinen zwei Kindern energisch zu. Binnen Sekunden hat sich das vorgeheizte Badezimmer in ein Schlachtfeld verwandelt: Strümpfe, Pullover und Hosen verteilen sich auf dem Boden. „Schön warm ist es hier“, ruft die Vierjährige und hüpft in die Badewanne. 20 Minuten später ist der feuchtfröhliche Spaß beendet. Schnell noch das Fenster auf Kipp und ab ins Bett mit den Kleinen. Nur die Heizung vergisst Nestle auszustellen. Früher hätte sich der 39-Jährige Stunden später über ein überhitztes Badezimmer bei offen stehendem Fenster geärgert. Heute reguliert eine Energiemanagement-Software seine Heizung automatisch: Ein Sensor im Badezimmer übermittelt die Temperatur und Luftfeuchtigkeit an OGEMA 2.0. Daraufhin reguliert das Betriebssystem per Funk über ein Heizungsventil die Heizung nach Bedarf hoch oder runter. Die Hardware dahinter ist überschaubar: Ein handelsüblicher „Minicomputer“, auf dem das Betriebssystem installiert wird, ist das Herzstück. „Dieses Kästchen lässt sich wie ein Internetrooter zu Hause installieren“, erklärt Nestle. Der Leiter der Gruppe Energiemanagement-Software am Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES weiß, wovon er spricht: Der Elektrotechniker hat OGEMA 2.0 mit Wissenschaftlern vom Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg und für Integrierte Schaltungen IIS in Erlangen programmiert. Das Projekt wurde vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie bis Ende 2015 gefördert und vom Projektträger Jülich betreut.

OGEMA steht für Open Gateway Energy Management Alliance. Dahinter verbirgt sich ein quelloffenes Software-Framework, das auf einem App-Konzept basiert, ähnlich dem von Smartphones. Und da die Plattform modular aufgebaut ist, können verschiedenste Systeme und Applikationen für Energie- und Gebäudemanagement implementiert werden. „OGEMA 2.0 funktioniert wie ein  Dolmetscher, der viele Sprachen beherrscht“, erklärt Nestle. Der Verbraucher muss nur noch ein einziges System einsetzen, um alle Geräte anzusteuern. Wer heutzutage sein Eigenheim intelligent vernetzen will, benötigt für jedes Nutzungsszenario eigene Geräte und unterschiedliche Apps, die meist nicht kompatibel sind.

Inzwischen nutzen zwei Start-ups OGEMA 2.0 als Basis für ihre Geschäftsidee: BetterSpace, eine Ausgründung der Universität Kassel, setzt das Betriebssystem ein, um das Energiemanagement in Hotels zu verbessern. Über OGEMA 2.0 werden alle Heizkörper im Gebäude vernetzt und können so automatisiert und vorausschauend reguliert werden. „Das Hotel spart Heizkosten und leistet einen Beitrag zum Klimaschutz“, so Nestle. Auch in Krankenhäusern, Büro- und Schulgebäuden könnte OGEMA 2.0 selbstständig Heizungs- und Klimaanlagen regulieren.

„Da OGEMA 2.0 ein offenes System ist, kann jeder Entwickler und Hersteller seine Ideen, wie er Energie effizienter einsetzen will, für die Plattform umsetzen“, erklärt Nestle. Er und sein Kollege Nölle sind von OGEMA 2.0 so überzeugt, dass sie in Zusammenarbeit mit dem Fraunhofer IWES auch ein Start-up gegründet haben: Bei Smartrplace stehen die Eigenstromoptimierung sowie weitere Anwendungen für den Endnutzer im Vordergrund.

Zwei Testhaushalte am Fraunhofer-IWES-Testzentrum für intelligente Netze und Elektromobilität helfen dabei, OGEMA weiter zu optimieren: Die Häuser sind ausgestattet mit einer Photovoltaik-Anlage sowie einer Batterie, einer Wärmepumpe und einer Ladestelle für Elektrofahrzeuge. Letztere wird von den Fraunhofer-Kollegen gern in Anspruch genommen. Eine Ampel am Haus informiert sie über die Art des Stromverbrauchs: Rotes Licht bedeutet, der Strom wird aus dem Netz gezogen, gelbes Licht weist darauf hin, dass teilweise Solarstrom zur Verfügung steht. Grünes Licht heißt: Es ist genügend Solarstrom vorhanden, die Kollegen können mit ihrem Elektroauto zu 100 Prozent erneuerbar nach Hause fahren.

Seit Dezember 2014 kann jeder die Software unter ogema.org frei herunterladen. Ob Photovoltaikanlage oder Wärmepumpe – sämtliche Geräte lassen sich testweise einbinden. Wer also nur ausprobieren will, was er mit der Photovoltaikanlage an Stromkosten einspart, wenn OGEMA das Energiemanagement übernimmt, füttert das System mit Daten und erhält eine Rechnung. „So macht es Verbrauchern einfach Spaß, Energie zu regulieren“, resümiert Nestle.

Weitere Informationen über Smart Industry, Smart Building oder Smart Home mit OGEMA: ogema.org/projects-references

Bis zum Jahr 2050 soll der Anteil der regenerativen Energien an der Stromerzeugung bei 80 Prozent liegen. Doch weder scheint die Sonne gleichmäßig noch weht regelmäßig der Wind. Das bedeutet, dass Wind- und Photovoltaikanlagen immer wieder zu wenig oder zu viel Strom produzieren. Bei hohen Überschüssen kommen Stromnetze jedoch an ihre Belastungsgrenze. Energiespeicher wie etwa Ortsnetzspeicher nehmen diese Überschüsse auf und geben sie wieder ins Ortsnetz ab, wenn freie Netzkapazität verfügbar ist. Dadurch bleibt das Netz stabil und überschüssiger Strom geht nicht verloren.

green2store geht noch einen Schritt weiter. Die Idee der Projektpartner aus Wirtschaft und Wissenschaft ist es, mehrere über Deutschland verteilte Speicher zu einem virtuellen Großspeicher zusammenzufassen. „Wir bringen die drei Welten Energie, Telekommunikation und IT zusammen und wollen demonstrieren, wie ein optimales Zusammenspiel verschiedener Stromspeicher trotz großer Entfernungen gelingen kann“, sagt Dr. Magnus Pielke, Gesamtprojektleiter des Energieversorgers EWE, welcher das Vorhaben leitet. Diese sogenannte Speichercloud, auch Energy Storage Cloud genannt, kann von mehreren Akteuren gleichzeitig genutzt werden, etwa von Energiehändlern, Stromerzeugern und Verbrauchern. Von der Bündelung erhoffen sich die Verantwortlichen eine wesentlich höhere Auslastung der Speicher und damit eine Steigerung der Wirtschaftlichkeit. Durch die Bereitstellung der Speicher für Netzbetreiber verspricht sich das Konsortium eine bessere Aufnahmefähigkeit des Netzes für regenerativ erzeugten Strom.

Die Projektpartner untersuchen dabei nicht nur technische und wirtschaftliche Aspekte, sondern auch rechtliche und ökologische Fragen. Nach gut zweijähriger Vorbereitung läuft seit November 2015 der Feldversuch. Ein Ortsnetzspeicher und neun Hausspeicher in Altenoythe bei Oldenburg, ein Campusspeicher in Stuttgart und ein Arealspeicher in einem Wohnkomplex in Flein bei Heilbronn sind nun in einer Speichercloud miteinander vernetzt. Nach zwölf Monaten Betriebszeit wollen die Betreiber eine erste Bilanz ziehen.

Schneller rechnen, präziser voraussagen

Wenn im alten Rom schwierige Entscheidungen anstanden, kamen die Vögel ins Spiel. Aus deren Flug oder Fressverhalten deuteten die Priester die Zukunft. Heute setzen die Menschen auf verlässlichere Ratgeber: Computersimulationen. Sie ermöglichen es, neue Technologien und Ideen vor der Umsetzung in die Praxis zu testen und Chancen und Risiken frühzeitig zu erkennen. Davon kann auch der Umbau des deutschen Energiesystems profitieren.

Simulationen helfen etwa vorauszuberechnen, wann Windkraftanlagen Spitzenwerte liefern, Auslastungen von Kraftwerken und Netzen zu analysieren und benötigte Speicherkapazitäten abzuschätzen. Doch computergestützte Analysen sind nur so gut wie die mathematischen Methoden, die dahinterstecken. Im Projekt BEAM-ME entwickeln seit Ende 2015 Wissenschaftler mehrerer Institute neue Algorithmen und Strategien, um die komplexen Modelle zu beschleunigen und für Supercomputer zu optimieren. BEAM-ME steht für „Realisierung von Beschleunigungsstrategien der anwendungsorientierten Mathematik und Informatik für optimierende Energiesystemmodelle“. Das Vorhaben wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) gefördert und ist auf drei Jahre angelegt.

Bei der Simulation von Energiesystemen müssen immer mehr Variablen berücksichtigt werden – angefangen von Klima- und Wetterdaten über Wirtschaftsparameter bis hin zu Technologiedaten. Das bedeutet einen wachsenden Bedarf an Arbeitsspeicher und längere Rechenzeiten. Um solche Berechnungen zu beschleunigen, wird heute oftmals die Datenmenge verringert oder es werden andere Vereinfachungen vorgenommen. Das kann allerdings die Aussagekraft der Modelle reduzieren. BEAM-ME will das ändern: Künftig soll etwa die lokale Stromnetzauslastung von miteinander verbundenen Regionen im Minutenbereich berechnet werden können – ohne Einschränkungen oder Vereinfachungen.