Lokale Energiemärkte wuppen die Energiewende!

So lautet das RegHEE-Feldtest-Zwischenfazit von Sebastian Dirk Lumpp von der Technischen Universität München (TUM). Die lokale, nachhaltige Erzeugung muss weiter ausgebaut werden, ebenso die Speicherkapazitäten vor Ort. Effektiv genutzt – also mit einem hohen Selbstversorgungsgrad – wird dieser Ausbau aber nur durch einen lokalen Markt. Also wenn die Nachbarn mit ihrem eigenerzeugten Strom untereinander handeln.

Das ist eine zentrale Erkenntnis aus dem seit einigen Monaten laufenden Feldtest in Oberhausen. Dort sind 17 Haushalte an einen regionalen Strommarkt angebunden und handeln miteinander. Das Projektteam, bestehend aus Thüga, erdgas schwaben, Energie Südbayern und TUM, überwacht, wertet aus, modelliert. Zu obigen Erkenntnissen ist Lumpp gekommen, indem er verschiedene Szenarien für einen dreitägigen Referenzzeitraum im März 2021 von Ein- und Ausspeisung simuliert und dabei zusätzliche Speicher hinzugefügt und optimiert hat. Dafür hat er zu den 17 realen Haushalten imaginäre Lasten und Speicher zugeschaltet und den Selbstversorgungsgrad gemessen – mit lokalem Markt und ohne. Mit 68 Prozent ist dieser bei Zuschaltung von Speichern und unter Marktbedingungen am besten. „Wir werden unseren lokalen Markt in Oberhausen weiterhin aufmerksam beobachten“, sagt Lumpp. „Vor allem interessiert uns noch, inwieweit der lokale Energiemarkt Erzeugung und Verbrauch besser aneinander angleichen und die Integration von Erneuerbaren Energien und Speichern weiter optimieren kann“.

Mit zugeschalteten Speichern und einem lokalen Markt (LEM) ist der Selbstversorgungsgrad im RegHEE-Feldtest bei 68 Prozent am besten.

Herausforderung Hardware

Diese und weitere Informationen präsentierte und diskutierte das Projektteam Ende November in einem Online-Termin mit den Feldtest-Teilnehmern. In deren Schaltschränken wurden für den Testzeitraum digitale Stromzähler, ein Smart Meter Gateway und ein Energiemanagementsystem eingebaut – technische Voraussetzungen für die Teilnahme am Feldtest. Obwohl es sich um erprobte Technik handelt, läuft noch nicht alles so störungsfrei, wie es sich das Projektteam wünscht. „Drei Smartmeter Gateways haben regelmäßig Empfangsprobleme, drei Energiemanagementsysteme haben sich vom Betrieb abgemeldet und müssen manuell neu gestartet werden“, sagt Ulrich Sperling, Projektleiter seitens Thüga. „Mit diesen Herausforderungen haben wir zwar nicht gerechnet, aber genau deswegen machen wir ja den Feldversuch – um die Anforderungen der Praxis kennenzulernen.“

Blockchain ja oder nein?

Ebenfalls im Fokus: Die Frage, ob die Blockchain-Technologie beduetende Mehrwerte liefert – oder ob eine Datenbasis auf einem zentralen Rechner ausreicht. Die Antwort von Michel Zadé von der TUM ist eindeutig: „Die derzeit verfügbaren Blockchainkonzepte bieten keinen signifikanten Mehrwert für den Einsatz in einem lokalen Energiemarkt. Der Programmieraufwand ist immens, die Verbindung oft instabil und die Einhaltung des Datenschutzes bis heute ungeklärt. Analysen der Rechenzeit haben ergeben, dass äquivalente Berechnungen auf der Blockchain mindestens 100 Mal so lange benötigen wie auf einem zentralen Vergleichssystem“. Auch das ist eine eindeutige Erkenntnis, die das Projektteam so nicht erwartet hatte.

„Aufgrund der Corona-Pandemie hat sich der Start des Feldtests verzögert. Wir hoffen daher, eine sechs-monatige Projektverlängerung vom Projektträger zu erhalten“, sagt Ulrich Sperling. „Damit hätten wir ausreichend Zeit, unser tolles Reallabor in Oberhausen noch besser zu nutzen.“ Soll heißen: Das Team plant, noch mehr und detailliertere energiewirtschaftliche Analysen mit tiefergehenden Szenarien zu fahren. Dies alles wäre ohne die Offenheit und das Engagement jedes einzelnen Feldtest-Teilnehmers nicht möglich – dafür gab es am Ende des Online-Termins noch einmal ein großes „Danke“ an alle teilnehmenden Oberhausener.

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