Die Energiewende stottert in Deutschland nicht nur aufgrund hoher Preise oder fehlender Standortattraktivität. Wir hinken Vorreitern wie Schweden und Norwegen auch deshalb hinterher, weil die deutsche Energiewirtschaft deutlich zu wenig auf das Internet of Things (IoT) setzt. Dies gilt für die Stromproduktion ebenso wie für die Alltagsanwendung im Verbraucherumfeld. Doch wie kann IoT-Technologie konkret dazu beitragen, die Energiewende zu beschleunigen?
Digitalisierung bietet enorme Chancen für die Lösung von Energieproblemen

Aufgrund immer knapper werdender fossiler Ressourcen und einer zunehmenden Umweltproblematik steht die viel diskutierte Energiewende verstärkt unter Zeitdruck. Die Frage nach dem „Wie“ lässt sich mitunter jedoch nur schwierig beantworten. Alleine durch das Ersetzen von fossilen Brennstoffen und Atomenergie durch regenerative Quellen wird die Wende hierzulande jedenfalls nicht zu schaffen sein – zumindest nicht in einem angemessenen, konkurrenzfähigen Tempo.

Wenn wir den vorhandenen Wettbewerbsrückstand zu Ländern wie Schweden und Norwegen aufholen und die Energiewende in Deutschland beschleunigen möchten, benötigen wir also einen weiteren Hebel. Dies kann aus aktueller Sicht nur der konsequente Einsatz neuer, digitaler Technologien sein. Insbesondere ist in diesem Kontext das Internet of Things, kurz IoT, zu nennen. Einerseits hilft es Energieerzeugern, ihre Anlagen und Netze besser und effizienter zu managen. Auf der anderen Seite unterstützt es Privathaushalte dabei, Energie intelligent zu nutzen und einzusparen. Betrachten wir diese beiden Bereiche im Folgenden etwas genauer.

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Quelle: https://www.pv-magazine.de

Ein deutsch-norwegischer Forschungsteam hat die Auswirkungen der Fluktuation der erneuerbaren Energien auf die Kapitalauslastung in einem zukünftigen Strom-Wasserstoff-System einschließlich der Übertragungs- und Speicherinfrastruktur untersucht. Die Ergebnisse zeigen, dass ungenutzte Kapazitäten die Systemkosten erheblich erhöhen und die Entwicklung von Photovoltaik und Windkraft einschränken.

Eine Welt, die größtenteils durch erneuerbare Energien und Wasserstoff versorgt wird, könnte mit niedrigen Auslastungsraten in verschiedenen Teilen ihres integrierten Energiesystems konfrontiert sein. Eine optimale Kapazitätsauslastung wird daher der Schlüssel dazu sein, dass dieses Energiesystem im globalen Maßstab funktioniert. Dies ist die wichtigste Schlussfolgerung der Studie „On capital utilization in the hydrogen economy: The quest to minimize idle capacity in renewables-rich energy systems„, die von Forschern der Hertie School of Governance und dem norwegischen Forschungsinstitut Sintef Industry erarbeitet und im „International Journal of Hydrogen Energy“ veröffentlicht wurde.

Darin skizzieren die Wissenschaftler vier verschiedene Zukunftsszenarien mit geringem CO2-Ausstoß, von denen zwei den grünen Wasserstoff aus erneuerbaren Energien als vorherrschend gegenüber dem blauen Wasserstoff aus Erdgas beschreiben und die zwei anderen von der gegenteiligen Prämisse ausgehen.

Alle Szenarien berücksichtigen, wie sich die Fluktuation der erneuerbaren Energien bei der Einspeisung auf die Kapitalnutzung im gesamten Strom-Wasserstoff-System auswirken kann, einschließlich der Übertragungs- und Speicherinfrastruktur. „Alle Elemente dieses integrierten Systems müssen in die Optimierung einbezogen werden, um die Kosten der reduzierten Kapitalauslastung, die durch die Integration von fluktuierenden erneuerbaren Energien (VRE) verursacht werden, genau darzustellen“, erklärten die Wissenschaftler. „Das Hauptergebnis ist, dass die Kapazitätsauslastung eine wichtige wirtschaftliche Einschränkung für die VRE-Integration mit Wasserstoff darstellt, unabhängig vom gewählten Systementwicklungspfad.“

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Die Freiburger Wissenschaftler haben ein Verfahren entwickelt, um Photovoltaik- und Solarthermie-Anlagen mit homogenen farbigen Oberflächen herzustellen. Dabei kommt es kaum zu Wirkungsgradeinbußen der Solarmodule. Das Prinzip hat das Fraunhofer ISE dabei den Flügeln des Morpho-Schmetterlings entlehnt.

Neben der Energiegewinnung rücken oftmals auch ästhetische Aspekte in den Fokus, wenn es um die Installation von Photovoltaik-Anlagen geht. Dies gilt insbesondere, wenn der Solarstrom an Fassaden von Gebäuden gewonnen wird und somit unmittelbar ins Auge der Betrachter fällt. Die Wissenschaftler des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE haben nun ein Verfahren entwickelt, um Solarmodule ästhetischer und damit zu einem gestalterischen Element für Bauherren zu machen. Damit ließen sich künftig Solarmodule mit homogenen Oberflächen in verschiedenen Farben produzieren. Diese könnten dann „fast unsichtbar“ an Fassaden oder in Dächer integriert werden, so die Forscher.

Ihr Verfahren haben sie dabei beim Morpho-Falter entlehnt. „Die zündende Idee für die Entwicklung bestand darin, die Deckgläser der Module nicht mit Farbpigmenten einzufärben, sondern vielmehr den physikalischen Effekt des Schmetterlingsflügels nachzuahmen“, erklärt Thomas Kroyer, Leiter der Gruppe Beschichtungstechnologien und -systeme. Im Falle einer Beschichtung der Gläser mit Pigmenten würden die Solarmodule viel von ihrem Wirkungsgrad verlieren, da das Licht nicht mehr ungehindert in das Modul eindringen kann. Währenddessen setzt das Fraunhofer ISE auf einen optischen Effekt.

Die Schmetterlingsflügel des Morpho-Falters haben eine mikrometerfeine Oberflächenstruktur, die gezielt einen engen Wellenlängenbereich, sprich eine Farbe, reflektiert. Den Wissenschaftlern sei es gelungen eine ähnliche Oberflächenstruktur durch einen Vakuumprozess auf die Rückseite des Deckglases ihrer Solarmodule aufzubringen. Je nach Feinstruktur ließen sich so Deckgläser in leuchtendem Blau, Grün oder Rot herstellen. „Rund 93 Prozent des Lichts können diese Schicht durchdringen – nur etwa sieben Prozent werden reflektiert und lösen den Farbeffekt aus, so Kroyer weiter. Nach dem strahlend blau leuchtenden Morpho-Falter haben die Freiburger ihre Technologie „MorphoColor“ benannt.

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Im nunmehr zweiten Jahr der Corona-Pandemie hat man sich ja an schlechte Nachrichten schon gewöhnt, auch der nach einer gefühlt unendlichen Geschichte nun tatsächlich vollzogene Brexit und die historischen Ereignisse um das Capitol in den USA bestimmten in den letzten Tagen die Schlagzeilen. Da geht eine solche Meldung über Netzprobleme in der täglichen Nachrichtenflut eigentlich fast schon unter. Auch wenn sie immerhin ganz Europa betrifft – oder vielleicht fast betroffen hätte. Doch was bedeutet diese Schlagzeile wirklich? Und welche Funktion haben größere Speicherprojekte in Deutschland bei solchen Zwischenfällen?

Hier ein paar Nachbetrachtungen auf dieses Ereignis aus dem Blickwinkel eines Speicherherstellers. Ich bin für die Smart Power GmbH tätig, die als Hersteller und Projektierer von netzdienlichen Speichern mit dazu beitragen will, dass solche Vorfälle auch in Zukunft weiterhin nur von wenigen technisch Interessierten zur Kenntnis genommen werden und eben nicht zu großen Schlagzeilen werden.

Die Energiewende ist ja mittlerweile als eine der zentralen gesellschaftlichen und technischen Herausforderungen geworden. Der erforderliche starke Ausbau der Erneuerbarenist ohne Zweifel auch eine große Herausforderungen für die Betriebsführung der Netze. Durch die Verdrängung fossiler thermischer Kraftwerke mit ihren großen Turbinen fehlen zunehmend große Schwungmassen im Netz, die mit ihrer kinetischen Energie die Schwankungen und Ungleichgewichte zwischen Erzeugung und Verbrauch im ersten Moment gut ausgleichen können. So sind zunehmend intelligente aktive Ausgleichsmaßnahmen notwendig, um das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch stets konstant zu halten. Die Frequenz im Netz ist der Indikator für dieses Gleichgewicht, denn sie repräsentiert die gemeinsame Drehzahl aller synchron rotierenden Erzeugungsmaschinen im Netz, bei 50 Hertz ist die Sollgröße und damit das Gleichgewicht genau erreicht.

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Eine Befragung des Bundesverbands zeigt, dass transparente Informationen gewünscht werden. Dann ist eine Mehrheit der Verbraucher auch bereits, 10 bis 20 Prozent Mehrkosten für grünen Wasserstoff in Kauf zu nehmen.

Wie beim Strom kann man dem Wasserstoff nicht ansehen, ob er mit Photovoltaik und Windkraft oder aus fossilen Brennstoffen erzeugt wurde. Eine qualitative Umfrage des Verbraucherzentrale Bundesverband (vzbv) ergab nun, dass sich Verbraucher diesbezüglich transparente Informationen wünschen. 18 von 21 ausgewählten Verbrauchern, die zu grünem Wasserstoff bereits auskunftsfähig waren, gaben an, dass sie nachvollziehen können wollen, ob es sich wirklich um aus Wind- und Solarstrom erzeugten Wasserstoff handele. Für diesen Fall gab dann eine knappe Mehrheit – 12 der 21 Befragten – an, Mehrkosten von 10 bis 20 Prozent zu bezahlen.

Etwa 75 Prozent der Befragten bewerten grünen Wasserstoff positiv. Allerdings bräuchte es dafür aber „eindeutige und verständliche Informationen zur Nachhaltigkeit“. Der vzbv fordert daher auch ein staatliches Siegel, um Sicherheit zu schaffen und „Greenwashing“ entgegenzuwirken. „Ein Gütesiegel der Wirtschaft reicht aus Sicht des vzbv nicht aus, deshalb ist ein staatliches Siegel notwendig“, erklärte Thomas Engelke, Teamleiter Energie und Bauen im vzbv. Die qualifizierte Befragung habe dabei auch ergeben, dass 11 von 21 Verbrauchern Informationen zum Herstellungsort interessant fänden. 16 von 21 Befragten interessierten sich zudem für den Anteil an Wind- und Solarstrom im grünen Wasserstoff.

Der qualifizierten Befragung war eine repräsentative Haushaltsumfrage des Bundesverbands vorausgegangen. Dabei zeigte sich, dass 44 Prozent der Verbraucher mit dem Begriff grünen Wasserstoff etwas anfangen können. Allerdings gaben nur 17 Prozent an, sie könnten ihn auch erklären. Auch bei der anschließenden Befragung der 21 Verbraucher zeigte sich, dass ein Drittel von ihnen nicht klar ist, dass die Herstellung des grünen Wasserstoffs aus Photovoltaik und Windkraft noch hohen Umwandlungsverlusten unterliegt.

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Die Landesverbände von BUND und NABU, der LNV und die Bodensee-Stiftung bewerten die Photovoltaik-Pflicht und die Neuauflage des Photovoltaik-Speicher-Förderprogramms positiv. Diese sind allerdings nicht ausreichend, um den notwenigen Zubau von durchschnittlich einem Gigawatt pro Jahr zu erreichen.

Die Plattform Erneuerbare Energien Baden-Württemberg (EE BW) hat im Dezember eine 1000 Megawatt Kampagne gestartet, um die Photovoltaik bis 2030 zur wichtigsten Energiequelle in dem Bundesland zu machen. Bis zum Ende des Jahrzehnts sollten jährlich etwa 1000 Megawatt Photovoltaik-Leistung zugebaut werden – etwa eine Verdopplung der aktuellen Installationszahlen. Unterstützt wird die Initiative unter anderem von der Energiewirtschaft und dem Handwerk. Jetzt sprachen sich auch die baden-württembergischen Landesverbände von BUND und NABU, der Landesnaturschutzverband LNV und die Bodensee-Stiftung dafür aus. Die von der Landesregierung beschlossene Photovoltaik-Pflicht sowie die Neuauflage der Photovoltaik-Speicherförderung seien „positiv, alleine aber zu wenig“, hieß es von en Naturschutzverbänden am Montag.

Sie fordern neben dringend notwendigen Energieeinsparungen auch einen massiven Ausbau der Erneuerbaren in den Sektoren Strom und Wärme. „Wir wollen so im Jahr 2030 mittels Photovoltaik mit deutlich mehr als 17 Terawattstunden die Strommenge von vier größeren Kohlekraftwerken oder zwei Atomkraftwerken ersetzen und Ende des Jahrzehnts ungefähr ein Viertel des heute in Baden-Württemberg verbrauchten Stroms solar erzeugen“, erklärt Brigitte Dahlbender, Landesvorsitzende des BUND.

Der LNV-Vorsitzende Gerhard Bronner fordert von der Politik die passenden Rahmenbedingen, etwa um die riesigen Photovoltaik-Potenziale für Solarstrom auf Gewerbegebäuden zu erschließen. „Der von uns, den Kommunen, der Energiewirtschaft und dem Handwerk vorgeschlagene solare Zubau kann mehrere Fliegen mit einer Klappe schlagen“, so Bronner weiter. Er bringe den Klimaschutz voran, könne helfen und könne beitragen, die Versorgungslücke im Südwesten zu füllen, die durch die Abschaltung der Atom- und Kohlekraftwerke in den nächsten Jahren entsteht.

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Das Unternehmen nimmt am Standort Wiesloch-Walldorf eine zweite Produktionslinie in Betrieb. In den letzten beiden Jahren hat der Hersteller mehr als 35.000 Wallbox-Systeme verkauft.

Dass die Elektromobilität langsam in Fahrt kommt, lässt sich an den Zulassungsstatistiken ablesen – aber auch an der wachsenden Nachfrage nach privaten Ladestationen, so genannten Wallboxen. Hier hat der Bund mit einer Förderung von 900 Euro zuletzt attraktive Bedingungen geschaffen. Heidelberger Druckmaschinen hat nun auf den steigenden Bedarf reagiert und am Standort Wiesloch-Walldorf, wenige Kilometer südlich von Heidelberg gelegen, eine zweite Produktionslinie in Betrieb genommen. Damit will der Hersteller seine Fertigungskapazität bis kommenden April etwa verdoppeln.

Am Standort Wiesloch-Walldorf produziert das Unternehmen im Zweischichtbetrieb die Modelle Heidelberg Wallbox Home Eco sowie Heidelberg Wallbox Energy Control mit verschiedenen Kabellängen und Individualisierungsmöglichkeiten für den deutschen und europäischen Markt. Die Heidelberg Wallbox Energy Control verfügt über ein integriertes Lastmanagement, die das gleichzeitige Laden von bis zu 16 Elektrofahrzeugen ermöglicht. Der Hersteller hat sie für Mehrfamilienhäuser, Garagen mit mehreren Parkplätzen sowie für Firmen- und Hotelparkplätze konzipiert. Die Wallbox Home Eco kostet 490 Euro, die Wallbox Energy Control 790 Euro (je UVP).

Die eigenen Produktionskapazitäten sind voll ausgelastet, sagt Rainer Hundsdörfer, Vorstandsvorsitzender des Unternehmens. „Mit der Inbetriebnahme einer zweiten Produktionsliniekönnen wir die hohe Kundennachfrage besser bedienen. Damit treiben wir unsere Wachstumspläne im viel versprechenden Markt der Elektromobilität konsequent voran.“

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Am Feldversuch sollen 100 Eigentümer von Elektrofahrzeugen teilnehmen. Ein erster Labortest mit dem Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) war erfolgreich.

Der deutsche Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW und der niederländische Smart-Charging-Plattform-Betreiber Jedlix wollen in einem Feldversuch erproben, wie sich die Batterien von Elektrofahrzeugen für die Stabilisierung des Netzes nutzen lassen. Mehr als 100 Eigner von Elektroautos in der TransnetBW-Regelzone Baden-Württemberg sollen an dem Testlauf teilnehmen. Voraussetzung: Sie müssen ihr Fahrzeug zuhause laden.

Die Autos werden über einen Zeitraum von rund drei Monaten als virtuelles Kraftwerk zusammengeschaltet. So wollen die Partner untersuchen, inwiefern sich verteilte und an variablen Standorten angeschlossene Elektrofahrzeuge zur Bereitstellung von Regelreserve für das Stromnetz eignen. Momentan werden diese Reserven in erster Linie von großen und mittelgroßen Kraftwerken bereitgestellt.

Der Feldversuch soll auch zeigen, wie die Integration von Elektroautos in den deutschen Markt für Regelreserve möglich wäre. Darüber hinaus wollen die Unternehmen regulatorische und technische Herausforderungen identifizieren, die einer Teilnahme von Elektrofahrzeuge am Regelreservemarkt derzeit entgegenstehen – und Lösungen entwickeln, mit denen sich diese Hürden überwinden lassen.

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Wenn auch die Ursachen des aktuellen Einbruches der Netzfrequenz am 8. Januar 2021 nach wie vor nicht vollkommen geklärt sind, konnte ich im ersten Teil dieses Artikels einige hoffentlich interessante Details zu diesem Vorfall zusammenfassen. Dabei war es mir besonders wichtig, die Rolle von Großspeichersystemen bei solchen Ereignissen näher zu beleuchten, die im zunehmenden Maße im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens für Primärregelleistung für die Netzstabilität mit eingesetzt werden.

Es gibt derzeit viele verschiedene Geschäftsmodelle für große Speichersysteme. Es gibt aber nicht „das“ Geschäftsmodell, das geeignet wäre um solche immer noch vergleichsweise teuren Systeme alleine zu refinanzieren. So ist „Multi Use“ immer noch das Geheimrezept, um für solche Speicherprojekte eine möglichst gute Wirtschaftlichkeit zu prognostizieren und auch zu erreichen. Solche Auslegungen sind aber meist recht komplex und sehr stark vom individuellen Einsatzfall abhängig. Allerdings haben die meisten dieser Modelle eine Gemeinsamkeit: Die im letzten Artikel genauer erläuterte Primärregelleistung ist in den meisten Fällen eines der Standbeine der einschlägigen Wirtschaftlichkeitsmodelle.

Über solche Multi-Use-Strategien ist an anderer Stelle schon viel gesagt worden, sie sollen deshalb hier nicht primär Gegenstand der Betrachtungen sein.

Hier soll es vielmehr darum gehen, inwieweit zwei derzeit ausschließlich in Deutschland vorgesehene neue Betriebsmodelle für Speicher, die Netzbooster und die Speicher in der Innovationsausschreibung ebenfalls zur Netzsicherheit beitragen könnten.

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Zunächst wollen Shell, Mitsubishi Heavy Industries (MHI), Vattenfall sowie die kommunale Wärme Hamburg einen Elektrolyseur mit 100 Megawatt errichten, der aus Photovoltaik und Windkraft grünen Wasserstoff erzeugen soll. Die finale Investitionsentscheidung steht noch aus. Die Projektpartner hoffen auf EU-Fördermittel über das IPCEI-Programm.

Shell, Mitsubishi Heavy Industries (MHI), Vattenfall sowie die kommunale Wärme Hamburg haben eine Absichtserklärung unterzeichnet, wonach sie am Kraftwerksstandort Hamburg-Moorburg künftig aus Photovoltaik und Windkraft grünen Wasserstoff gewinnen wollen. Es sei die Errichtung eines Elektrolyseurs mit einer noch skalierbaren Leistung von 100 Megawatt geplant, teilten die Unternehmen am Freitag mit. Daneben sei die Entwicklung des Standorts zu einem „Green Energy Hub“ vorgesehen. Es solle untersucht werden, inwiefern die bestehende Infrastruktur am Standort des Kohlekraftwerks künftig zur Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien genutzt werden könne.

Die finale Investitionsentscheidung für das Projekt stehe noch aus. Wenn diese erfolgt, werde nach jetzigem Planungsstand und erfolgter Baufeldfreimachung de Erzeugung des grünen Wasserstoffs am Standort voraussichtlich im Laufe des Jahres 2025 beginnen. Dabei wollen die Unternehmen Fördermittel im Rahmen des EU-Programms „Important Projects of Common European Interest“ (IPCEI) beantragen, wie es weiter hieß. Im ersten Quartal 2021 soll daher eine erste Projektskizze eingereicht werden.

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