Wenn lokal erzeugter Strom vor Ort verbraucht wird, können die Netze entlastet werden, zeigte das Projekt „BEST“ im Raum Euskirchen. Dafür müssen die Anlagen digital verbunden sein.

 

Im Rahmen des Projekts „BEST“ hat ein Konsortium unter Leitung des Reiner Lemoine Instituts (RLI) den lokalen Stromhandel im Raum Euskirchen (NRW) auf einem digitalen Marktplatz getestet. BEST steht für „blockchainbasiertes dezentrales Energiemarktdesign und Managementstrukturen“.

Die Ergebnisse zeigen gute Möglichkeiten der Netzentlastung, wenn Strom nahe seiner Erzeugung verbraucht werden kann. Allerdings müssen die Stromerzeuger und -verbraucher dafür digital verbunden und steuerbar sein, was noch vieler technischer Nachrüstungen bedarf, so das Ergebnis der Studie.

„Lokaler Stromhandel ist technisch möglich“, folgerte Friederike Reisch, Leiterin des Forschungsbereichs Mobilität mit Erneuerbaren Energie am RLI. Lokale Flexibilitäten können über einen dezentralen Strommarkt genutzt werden. Strom kann demnach frei gehandelt werden, solange die Netze über ausreichend Kapazitäten verfügen.

Bei Engpässen kommt es zur gezielten Nutzung regionaler Flexibilitäten. „So erreichen wir eine möglichst lokale Deckung des Strombedarfs, vermeiden Abregelungen und wirken Engpässen entgegen“, sagte Reisch.

Lokale Strommärkte können Energieversorgern helfen, Angebot und Nachfrage vor Ort zu koordinieren und Produkte zu optimieren. Private Haushalte oder kleine und mittlere Unternehmen (KMU) könnten die Flexibilität ihrer elektrischen Anlagen und Anwendungen zur Reduktion der Strombeschaffungskosten einsetzen.

Allerdings geht dies laut der Fachleute nicht ohne den Rollout intelligenter Messsysteme (Smart Meter). Nur so seien der lokale Stromhandel abrechenbar und eine Überlastung der Netze zu vermeiden.

Praxistest mit Blockhain-Technologie

Der Praxistest umfasste gewerbliche, kommunale und private Standorte, die mit der
erforderlichen Hard- und Software wie zum Beispiel Home Energy Management Systems (HEMS) und intelligenten Messsystemen für den Stromhandel ausgestattet wurden. Für diesen Handel hat das Projektteam einen über Blockchain-Technologie abgesicherten Markt mit Authentifizierungs- und Sicherheitsarchitektur aufgebaut. So wurde gleichzeitig ein transparenter Markt und Datenschutz gewährleistet.

Von der Wetterprognose, über die lokale Optimierung des Stromhandels bis hin zur Beschaffung von Ausgleichsenergie habe das Projektteam alle notwendigen energiewirtschaftlichen Prozesse umgesetzt und wichtige Erkenntnisse zum lokalen Stromhandel erlangt.

Wichtige Erkenntnisse

• IT-seitige Anbindung und Standardisierung sind aufwändig. Die Anbindung von heterogenen Bestandsanlagen, wie zum Beispiel Maschinen in Produktionsbetrieben oder älterer PV-Anlagen stellte sich als aufwändig und kostenintensiv heraus. Aktuell gibt es keinen skalierbaren Prozess, um das Flexibilitätspotenzial von Bestandsanlagen bei KMUs effizient zu nutzen. Standardisierte Messkonzepte sowie der Rollout intelligenter Messsysteme mit Steuerungsfähigkeit könnten hier entscheidende Fortschritte bringen.
• Herausforderung Netzüberlastung bei dynamischen Strompreisen. Die Auswirkungen der zunehmenden Elektrifizierung von Mobilität und des Wärmesektors auf einen lokalen Markt wurden simuliert. Die Ergebnisse zeigen, dass die reine Weitergabe von (Börsen-) Strompreisen zu hohen Gleichzeitigkeiten im Verbrauch und somit künftig zu Netzüberlastungen führen kann.
• Die mit der Novelle des §14a Energiewirtschaftsgesetz beschlossenen Regelungen zu variablen Netzentgelten könnten hier Abhilfe schaffen, müssen dafür jedoch zeitlich und räumlich differenzierter ausgestaltet werden können.

Lokale Strommärkte als Zukunftsfeld für Netzbetreiber

Lokale Energieversorger können Angebot und Nachfrage vor Ort koordinieren und damit neue Produkte anbieten, die optimal zur Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur der Akteure in den jeweiligen Regionen passen. Die Teilnahme an lokalen Strommärkten ermöglicht es Haushalten sowie KMU, die Flexibilität ihrer elektrischen Anlagen zu nutzen, um ihre Strombeschaffungskosten zu senken, ohne dass dabei von außen in ihre internen Prozesse eingegriffen wird.

 „Die Projektergebnisse zeigen einen wegweisenden Ansatz zur Bewältigung der Herausforderungen der Energiewende und bieten Erkenntnisse für Anwendungen im Bereich lokaler Strommärkte“, kommentierte Reisch. Das Projekt lief zwischen Januar 2021 und September 2024, gefördert vom BMWK.

Die Ergebnisse des Projekt BEST  stehen im Internet bereit.