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Quelle: Sonnen GmbH
Katia Meyer-Tien
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Donnerstag, 08.09.2022, 10:00 Uhr
Stromnetz
E&M News
Privater Stromhandel kann Netze stabilisieren
In einem Forschungsprojekt hat die TU München sieben Haushalte untereinander Strom handeln lassen. Nun liegen die Ergebnisse vor.
Eine PV-Anlage, ein stationärer Batteriespeicher und ein Elektroauto mit Ladestation: Das war die Ausstattung, mit der sieben Haushalte im bayerischen Dietfurt (Landkreis Neumarkt in der Oberpfalz) mehr als sechs Monate lang im Auftrag der Technischen Universität München (TUM) den privaten Stromhandel getestet haben.

Das Modell für das Projekt „BASE.V“ ging dabei davon aus, dass schon bei sieben Haushalten die Unterschiede in Verbrauchs- und Erzeugungsverhalten so groß sind, dass Energie untereinander gehandelt werden kann. Die teilnehmenden Haushalte konnten dafür über eine zentrale Peer-to-Peer-Handelsplattform Strom kaufen oder verkaufen. Ausgeführt wurden die einzelnen Handelsaufträge per „Smart Contracts“, die über ein Blockchain-Gateway des Computer- und Kommunikations-Spezialisten Moxa abgewickelt wurden. Das Ziel: Spitzenlasten so zu verteilen, dass das Stromnetz nicht überlastet wird und dabei gleichzeitig ein wirtschaftlicher Vorteil für die Haushalte entstand.

Wirtschaftliche Anreize führen zu mehr Netzstabilität

Die Netzstabilität sei dabei von Bayernwerk Netz durch die dynamische Anpassung der Netzentgelte unterstützt worden, hieß es in einer Mitteilung des Unternehmens. Die Steuerung sei gemäß dem Ampelmodell des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft bei Netzengpässen im Stromnetz erfolgt: Bei Grün gibt es keinerlei Einschränkungen. Wer zu viel Strom hat, kann ihn selbst verbrauchen, ins Netz einspeisen oder an den Nachbarn verkaufen. Bei Gelb droht ein Netzengpass, der durch hohe Einspeisung oder Verbrauch entstehen kann. Hier wurde das Netzentgelt angepasst. Bei Rot muss ein Netzbetreiber umgehend eingreifen und durch Redispatch 2.0 eine akute Netzüberlastung verhindern.

Im Feldversuch sei durch dynamische Anpassung der Netzentgelte in der gelben Ampelphase die Wahrscheinlichkeit von roten Ampelphasen verringert worden, hieß es in der Mitteilung. Wirtschaftliche Anreize hätten also automatisch zu mehr Netzstabilität geführt. Die entscheidende Rolle habe dabei die Flexibilität der stationären Stromspeicher und der Elektroautos gespielt, deren Ladestrategie durch einen eigens von der TUM entwickelten Energiemanagement-Algorithmus beeinflusst worden sei.

Das Projekt habe gezeigt, dass der anreizbasierte, nachbarschaftliche Stromhandel den erforderlichen Netzausbau sinnvoll ergänzt, so Susan Käppeler, Country Managerin bei „sonnen“ DACH: „Peer-to-Peer-Handel zwischen Haushalten ist keine Zukunftsmusik, sondern mit den technischen Möglichkeiten heute umsetzbar. Sowohl bei den Speichermöglichkeiten als auch bei der intelligenten Steuerung. Um den Menschen solche Lösungen zugänglich zu machen, benötigen wir eine digitale Energie-Infrastruktur, in der Smart-Meter die absolute Grundvoraussetzung sind. Aber auch einen regulatorischen Rahmen, der diejenigen wirtschaftlichen Anreize ermöglicht, die sich in dem Projekt erfolgreich bewährt haben“. Sonnen hatte die Batteriespeicher und die Ladestationen für die Haushalte zur Verfügung gestellt.

Das Projekt wurde gefördert mit Mitteln des Bayerischen Staatsministeriums für Wirtschaft, Landesentwicklung und Energie.