Abbildung 2 zeigt ein typisches Bedarfsprofil flexibler Geräte für europäische Haushalte (Quelle: Uni Bonn) und die mögliche Anpassung an ein typisches Angebot erneuerbarer Energien durch dezentrales Energiemanagement. Die Flexibilität der Geräte ist abhängig vom verfügbaren Speicher, z.B. in Form von Kälte in Kühlgeräten, und der Nutzungsflexibilität, z.B. der Bereitschaft der Nutzer, einem Geschirrspüler durch Zeitvorwahl bis zur Entnahme des Geschirrs einen längeren Zeitraum zur Verfügung zu stellen, innerhalb dessen der Spülprozess flexibel verschoben werden kann. Das Beispiel zeigt eine mögliche Bedarfsverlagerung zur besseren Nutzung erneuerbarer Energien unter Berücksichtigung typischer Restriktionen.

Der dargestellte Effekt ist von der Wirkung her identisch mit der Aufnahme überschüssiger elektrischer Energie in einer Batterie und Abgabe an Geräte mit normalem Bedarfsprofil. Durch intelligente Steuerung der Geräte werden also kostengünstige „virtuelle Batterien“ erzeugt. Nach einer internen Schätzung von ESG können perspektivisch 50% des Energieverbrauchs elektrischer Geräte und Anlagen in Haushalt, Gewerbe und Industrie mit virtuellen Batterien der Verfügbarkeit erneuerbarer Energien angepasst werden.

Durch die Sektorkopplung steht zukünftig ein deutlich größeres Flexibilisierungspotential durch intelligent gesteuerte BHKW, Wärmepumpen und Ladevorgänge für Elektrofahrzeuge zur Verfügung, wie Abbildung 3 in Anlehnung u.a. an Prof. Quaschning, HTW Berlin illustriert. Während der Stromverbrauch sich durch die Sektorkopplung deutlich erhöhen wird, stellt sie gleichzeitig ein Flexibilitätspotential von geschätzt 80% des zukünftigen Stromverbrauchs zur Verfügung. Wärmepumpen, BHKW und Elektrofahrzeuge bieten gleichzeitig ein hohes Effizienzpotential, das den notwendigen Ausbau der erneuerbaren Energien begrenzt.

„Dunkelflauten“ werden im Allensbacher Konzept mit BHKW überbrückt. Die zukünftig notwendige saisonale Speicherung erneuerbarer Energie kann durch den Ersatz von Erdgas durch Wasserstoff bzw. regenerativ erzeugtes Methan geleistet werden.

Die Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit intelligenter Sektorkopplung soll in SoLAR demonstriert werden. Dazu konnte die Kaufmann GmbH, Oberstadion, als Eigentümer und Generalunternehmer eines klimafreundlichen Wohnprojektes in Allensbach gewonnen werden. Kaufmann errichtet dort zwölf Doppelhaushälften (DHH) und zwei Mehrfamilienhäuser (MFH) mit insgesamt 22 Wohneinheiten in KfW 40 Holzbauweise.

Abbildung 4 zeigt die Liegenschaft und die wichtigsten Projektpartner. Für die wissenschaftliche Begleitung der Umsetzung wurden das International Solar Energy Research Center (ISC) Konstanz und das European Institute for Energy Research (EIfER) aus Karlsruhe gewonnen. In der Liegenschaft wird ein privates Stromnetz als Kundenanlage installiert, das von der Energiedienst AG in Rheinfelden als wettbewerblicher Betreiber für intelligente Messstellen (iMSB) und Energieversorger betrieben wird. Die DHH verfügen jeweils über eine eigene PV-Anlage und ggf. einen Batteriespeicher (KfW 40+). Auf den MFH hat Energiedienst PV-Anlagen installiert. Die PV-Leistung beträgt insgesamt etwa 80 kWp.

Abbildung 5 zeigt einen Schnitt durch das Kellergeschoss der Liegenschaft mit einer verbindenden Tiefgarage. Gelb markiert sind die zwölf DHH, die jeweils durch eine eigene Wärmepumpe versorgt werden.  Wärme aus Grundwasser wird über eine Sole-Ringleitung verteilt, die auch zum Kühlen der Gebäude genutzt werden kann. Die beiden MFH und ein Bestandsgebäude werden über ein zentrales BHKW von Energiedienst mit 21 kW elektrischer Leistung mit Wärme versorgt. Die Wärmeerzeuger werden intelligent gesteuert, zusammen mit Ladepunkten für Elektrofahrzeuge, Haushaltsgeräten in allen Wohnungen sowie Batteriespeichern in einigen DHH. Insgesamt werden so bis zu 100 Geräte in der Liegenschaft koordiniert. Ziel ist die Erhöhung der Eigenverbrauchsrate der vor Ort erzeugten elektrischen Energie von 50% auf über 80%, welche zugleich die Wirtschaftlichkeit von Mieterstrom um ca. 4 €ct/kWh erhöht.

Das Prinzip der intelligenten Steuerung der Geräte durch ESG zeigt schematisch Abbildung 6. Basis der Technologie ist die Ableitung eines Preissignals in Echtzeit, idealerweise jede Sekunde, aus dem Netzzustand. Das Signal (Balance Indicator, BI) zeigt in einem normierten Wertebereich zwischen -1 und +1 an, ob tendenziell Energieüberschuss (niedriger Preis) oder -mangel (hoher Preis) herrscht. Je nach Nutzungs- bzw. Geschäftsmodell können auch andere Werte genutzt werden: Die Energiebilanz eines Inselnetzes kann an jedem Ort im Netz direkt aus der Frequenz ermittelt und in einen BI umgesetzt werden. Im Fall der SoLAR-Liegenschaft handelt es sich um eine gekoppelte Netzzelle, deren Energiebilanz als Leistungswert am Anschluss der Kundenanlage zum öffentlichen Versorgungsnetz erfasst werden kann.

Ergänzend zur Leistungsbilanz können auch Engpässe im Netz direkt aus der Spannung am Netzanschluss oder der Strombelastung einer Netzeinheit, z.B. dem Abgang eines Ortsnetztransformators (ONT), in ein Preissignal (Congestion Indicator, CI) zwischen -1 und +1 umgewandelt werden. Sind mehrere Netzzustände relevant, werden die unterschiedlichen Preissignale geeignet zu einem Signal zusammengeführt.

Im Zielszenario wird das Preissignal direkt im Smart Meter aus Messungen gebildet (BI Generator) bzw. von extern empfangen und an die flexiblen Geräte weitergeleitet. Die Bildungsvorschrift für das Preissignal kann cybersicher durch einen plombierten Softwarestecker vorgegeben werden.

Die Steuerungen der flexiblen Geräte reagieren völlig autonom auf das Preissignal, indem sie in Abhängigkeit ihrer aktuell verfügbaren Flexibilität zu für sie wirtschaftlich optimalen Zeiten in Betrieb gehen. Eine Datenübermittlung an zentrale Steuerungen ist nicht notwendig: Der Rückkanal wird direkt aus der physikalischen Reaktion des Netzes auf die Schalthandlungen der Geräte gebildet.

Da lediglich das Preissignal an die Geräte übermittelt wird (ca. 1 Byte/sec) und die Algorithmen sehr einfach gehalten werden können, können die vorhandenen Gerätecontroller direkt die Steuerung übernehmen. Zum Abschluss des Projektes werden die Hersteller der Wärmepumpen (Weider, Hard in Österreich) und des BHKW (Energiewerkstatt, Hannover) die optimierten Algorithmen direkt in ihre Steuerungen übernehmen.

Im Projekt SoLAR wird das Preissignal nicht direkt in einen Tarifpreis umgesetzt, sondern nur zur Optimierung genutzt. Zukünftige dynamische Tarife könnten das Signal direkt in einen Strompreis oder ein Netzentgelt umrechnen, indem das Preissignal mit einem fixen „Flexibilitätsbonus“ multipliziert und als Bonus bzw. Malus zu einem Basispreis hinzugefügt wird. Die Werte können im Smart Meter gespeichert und nach einer Abrechnungsperiode als Mittelwert oder Zuordnung von Arbeit zu verschiedenen Tarifstufen ausgegeben werden.

Abbildungen 7 und 8 zeigen den Effekt des Preissignals aus der Leistungsbilanz am Anschluss auf das Verhalten der Wärmeerzeuger in der Liegenschaft. Dargestellt sind jeweils zwei Tage der Simulationen mit dem „Virtuellen Demonstrator“, einem digitalen Zwilling der Liegenschaft, der von EIfER in das Projekt eingebracht wird und die Liegenschaft mit allen flexiblen Geräten realitätsnah im Sekundentakt virtuell abbildet. Im Laufe des Jahres 2021 werden die Berechnungen in der Realliegenschaft verifiziert.

Links ist jeweils das Verhalten bei rein wärmegeführter Steuerung über einen 2-Punkt-Regler anhand der Temperatur am Pufferspeicher dargestellt, rechts das Verhalten bei Empfang und Auswertung des Preissignals (Balance Indicator). Im Sommer-Szenario (nur Warmwasser) ist deutlich zu erkennen, dass die Wärmepumpen ihre Betriebszeiten zu den Zeiten maximaler PV-Leistung verschieben. Dabei lernen sie die zu erwartenden Preisbereiche, in denen eine Aktivierung lohnt. Geräte, deren Pufferspeicher weniger gefüllt sind, reagieren aufgrund ihrer geringeren Flexibilität als Erste. Durch das Echtzeitsystem wird gleichzeitig Regelenergie zur Verfügung gestellt: Bricht die Leistungsbilanz z.B. durch Wolkenzug ein, schalten die Wärmepumpen sofort aus, wenn es ihre Betriebsparameter (z.B. Mindestlaufzeit) erlauben. Das BHKW hat seinen Betriebsbereich auf die Abendstunden mit dem höchsten Leistungsbedarf verlegt und drosselt die Leistung, so dass es jeden Tag einmal zu Zeiten maximalen Ertrags (niedrigster BI, höchster Preis) in Betrieb geht.

Da die Wärmeerzeuger im Sommer wenig in Anspruch genommen werden, ist die netzstabilisierende Wirkung sichtbar, aber nicht maximal. Im Winter ist ihre Laufzeit durch zusätzlichen Heizenergiebedarf deutlich länger und die Netzstabilisierung durch intelligenten Betrieb entsprechend hoch. Die hohe Nachfrage der Wärmepumpen nach Strom und das große Angebot des BHKW führen im Zusammenspiel zu einem stabilen „Preis“, der sich in einer gleichmäßigen Netzbelastung abbildet. Der BI nahe Null entspricht einer Quasi-Autarkie. Wären die unterschiedlichen Wärmekreise gekoppelt, wäre der BI durch das flexible Zusammenspiel der Wärmeerzeuger noch gleichmäßiger.

Abbildung 9 zeigt die Steuerung von Geräten im Rahmen von SoLAR, die mit herkömmlichen Energiemanagementsystemen auf der Basis von Fahrplänen und Aggregatoren nicht möglich wäre: Kühl- und Gefriergeräte sind zwar prinzipiell flexibel, haben aber eine so geringe Energiespeicherkapazität und damit Flexibilität, dass die Teilnahme an traditionellen Strommärkten nicht möglich ist. In einem Echtzeitpreissystem können sie aber einen wertvollen Beitrag zur Netzstabilisierung leisten. Im Rahmen von SoLAR stellt die BSH Hausgeräte GmbH deshalb jedem Haushalt ein Kühlgerät zur Verfügung, um diesen Effekt in der Realität zu testen. In der Simulation mit 48 Geräten ist erkennbar, wie die Geräte ihre Betriebszeiten als „Energieschwarm“ sinnvoll verschieben, ohne dass ein destabilisierender „Gleichzeitigkeitseffekt“ auftritt. Die Leistungsbilanz am Netzanschluss wird gleichmäßiger. Auf das Zuschalten des BHKW (rote Markierungen) reagieren die Kühlgeräte in Summe mit maximaler Leistungsaufnahme und dämpfen so den Leistungssprung.

Mitarbeiter des Deutschen Forschungszentrum für künstliche Intelligenz (DFKI) in Bremen haben die Netzstabilisierung durch die Kühlgeräte für SoLAR quantitativ untersucht und visualisiert (Abbildung 10): Die kurzfristige Abweichung der Leistung von einem gleitenden Mittelwert wird um etwa 10% verringert. BSH schätzt, dass allein in Deutschland 2,4 GW kurzfristige Regelleistung durch Kühlgeräte verfügbar wäre – die aktuelle Primärregelleistung für das europäische Verbundnetz beträgt 3 GW. Somit könnten Kühlgeräte durch intelligente Sektorkopplung einen kostengünstigen und CO₂-freien Beitrag zur Primärregelenergie leisten.

Die Steuerung zeitlich flexibler Geräte ohne Pufferspeicher wie Elektroladestationen, Geschirrspüler, Waschmaschinen und Trockner wird aktuell in der Simulation vorbereitet, genauso wie die Umsetzung der Ansteuerung der Geräte in der realen Liegenschaft. Abbildung 11 zeigt dazu das Steuerkonzept.

Der Balance Indicator wird zentral am Netzanschluss der Kundenanlage ermittelt und von dort direkt an die Steuerungen des BHKW, der Ladepunkte für Elektrofahrzeuge und der Haushaltsgeräte in den Mehrfamilienhäusern übermittelt. In den Doppelhaushälften wird das zentrale Preissignal mit einem individuellen Balance Indicator für das jeweilige Haus geeignet zusammengefasst, um dessen wirtschaftlich attraktive Eigenversorgung mit privatem PV-Strom zu maximieren, und dann an die Steuerungen für Wärmepumpe und Haushaltsgeräte übermittelt.

Die reale Ausgestaltung der Informations- und Kommunikationstechnik (IKT) im Projekt durch das ISC Konstanz zeigt Abbildung 12. Zur Bildung der Preissignale (Balance Indicator, BI) und zur Steuerung der Geräte (Markierung „C“ = Controller) werden Kunbus RevPi Microcontroller eingesetzt, die über ein lokales Ethernet miteinander verbunden sind und die Netzzustandsdaten an wichtigen Netzknoten aus den Smart Meter Gateways (SMGW) auslesen. Die Kommunikation zur Steuerung des BHKW und der Wärmepumpen erfolgt mit Modbus RTU über jeweils eine serielle Schnittstelle. Ladepunkte für Elektrofahrzeuge werden über Ethernet angesprochen. Die Kommunikation mit den steuerbaren Haushaltsgeräten erfolgt über die zentralen Server von HomeConnect (BSH) bzw. Miele@home (Miele) über das Internet. Die Hausgeräte sind dabei über WLAN ans Internet angebunden, die Microcontroller direkt über Kabel.

Das Demonstrations-System nutzt weitgehend bestehende Komponenten und braucht daher zusätzliche Controller, eine aufwändige Verkabelung und Implementierung unterschiedlicher Schnittstellen. Die Anbindung der Hausgeräte über die zentralen Server kann durch Störungen im Internet unterbrochen werden und ist in der Zugriffsrate begrenzt, so dass insbesondere bei den Kühlgeräten Kompromisse bei der Steuerung eingegangen werden müssen. Abbildung 13 zeigt deshalb am Beispiel der SoLAR-Liegenschaft, wie ein zukünftiges IKT-System aussehen könnte.

Die Preissignale werden direkt in den Smart Metern gebildet (BI) und über sie kommuniziert. Als Kommunikationsweg für die Preissignale wird Power Line Communication (PLC) gewählt. Die notwendige Datenrate von etwa 1 Byte/sec kann dadurch kostengünstig und störungssicher, ohne Verlegung zusätzlicher Kabel und Implementierung unterschiedlicher Schnittstellen realisiert werden. In den Geräten werden einfache PLC-Empfänger installiert, die das Preissignal an die geräteeigenen Steuerungen (C) übergeben, wo sie in Steuerbefehle umgesetzt werden. Internet Server werden nur noch für Komfort-Funktionen verwendet. Die möglicherweise notwendige Abregelung von PV-Anlagen kann über das gleiche System realisiert werden, die Geräteeinbindung über lokale Energiemanagement-Systeme (EMS) ist ebenfalls möglich.

Direkte Nutzung der Frequenz (f) zur Preisbildung sowie Bildung und Übermittlung von Preissignalen per PLC aus Spannung (U), Strombelastung (I) oder Leistungsbilanzen über das Stromnetz ermöglicht ein „Plug-and-Play“ System. Zentrale Vorgaben der Netzbetreiber können über an Leitzentralen angebundene Ortsnetzstationen per PLC an die Netzanschlüsse übermittelt werden (Abbildung 14).

In einer nächsten Demonstrationsstufe will das Stadtwerk Haßfurt, assoziierter Partner von SoLAR, die Technologie nutzen, um den Eigenverbrauch erneuerbarer Energien in einem ganzen Verteilnetz zu maximieren. Zusammen mit verschiedenen Akteuren der kommunalen Energiebranche sollen dabei Vorschläge gemacht werden, die das heutige Tarifsystem weiterentwickeln und zukunftssicher machen können.