Elektrifizierung von Fernwärme, Poolmanagement von Wärmepumpen und bidirektionales Laden von Elektroautos – die Partner des deutsch-dänischen Energieprojekts DG STORE, das von Interreg Deutschland-Danmark mit Mitteln des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung finanziert wird, stellen jetzt die Ergebnisse ihrer dreijährigen Arbeit an neuen Lösungen für Energiespeicherung und Flexibilität vor – Lösungen, die dazu beitragen können, das nachhaltige Energiesystem der Zukunft auszugleichen und uns dem Ziel einer 70-prozentigen CO2-Reduktion näher zu bringen.

Wir haben die Aussicht auf viel mehr grünen Strom aus Wind und Sonne in der Zukunft – und das stellt neue Anforderungen an unsere Energiesysteme. Denn wenn die Stromerzeugung je nach Wind und Wetter schwankt, müssen Produktion und Verbrauch entsprechend angepasst werden – zum Beispiel durch die Möglichkeit, Energie zu speichern und nutzbar zu machen, wenn sie im Überfluss vorhanden ist, aber auch durch den Ausgleich oder die Verschiebung des Verbrauchs, wenn die Erzeugungsrate niedrig ist.

An dieser Herausforderung haben deutsche und dänische Unternehmen sowie Versorgungsunternehmen und Verkehrsgesellschaften in Zusammenarbeit mit dem dänischen Energinet, der Kommune Lolland und der Region Süddänemark gearbeitet. Zusammen bilden sie die deutsch-dänische Partnergruppe von GD STORE.

“Wir haben gemeinsam verschiedene konkrete Maßnahmen auf beiden Seiten der Grenze erprobt – von der Aktivierung großer Elektrodenkessel bei Versorgungsunternehmen über das Poolmanagement von Wärmepumpen für Hausbesitzer bis hin zur Untersuchung der Möglichkeiten für das bidirektionale Laden von Elektroautos. Wir haben zudem eine technisch-wirtschaftliche Simulation darüber erstellt, wie die getesteten Technologien das Energiesystem in Südostdänemark und Norddeutschland verbessern können”, berichtet Anders Møller-Kristensen, Projektleiter bei DG STORE.

Elektrische Heizkessel bei Energieversorgern liefern günstigere Wärme

Eine der von den Projektpartnern getesteten Technologien ist die Elektrifizierung des Fernwärmesystems. Auf deutscher Seite der Grenze haben die Stadtwerke Flensburg geprüft, wie sie ihren 30-Megawatt-Elektrodenkessel am besten nutzen können, um eine flexible Wärmeerzeugung und damit kostengünstigere Wärme für die deutschen Verbraucher zu gewährleisten.

In Tests haben die Stadtwerke Flensburg aufgezeigt, dass es möglich ist, mit dem unternehmenseigenen Elektrodenkessel Strom zu entnehmen und diesen als Heizenergie im fast 30 Millionen Liter fassenden, ebenfalls unternehmenseigenen Wärmespeichertank zu speichern. Dies ist in Zeiten möglich, in denen der Strom so günstig ist, dass der Wärmeverlust durch die Speicherung durch den Strompreis ausgeglichen wird. Gleichzeitig kann dies zu mehr Ausgewogenheit im Stromnetz beitragen:

 

“Mit unserem Elektrodenkessel sind wir nunmehr auf dem dänischen Regulierungsmarkt aktiv. Unsere dänischen Kollegen kommen jetzt auf uns zu und fragen, ob wir mit unserem Elektrodenkessel Strom abnehmen und in Wärme umwandeln können. Auf diese Weise unterstützen wir jetzt das dänische Energienetz”, erläutert Andreas Rieper, Leiter Elektrotechnik bei den Stadtwerken Flensburg.

Die Stadtwerke Flensburg erwägen eine Ausweitung um einen zusätzlichen Elektrodenkessel und eine Aufstockung ihres Wärmespeichertanks. Von den in Flensburg gewonnenen Erfahrungen können nun auch andere Versorgungsunternehmen in Dänemark profitieren. Dort erwägt das Versorgungsunternehmen Lolland Forsyning die Installation eines Elektrodenkessels, um den Verbrauchern ebenfalls günstigere Wärme anbieten zu können:

“Wir arbeiten an der Einführung ähnlicher Projekte auf Lolland und erwägen, unseren derzeitigen Hackschnitzelkessel durch einen Elektrokessel zu ersetzen. Daher ist es für uns sehr hilfreich, Einblick darin zu nehmen, wie proaktiv wir in Bezug auf die Strompreise auf dem Markt sein müssen”, erklärt Søren Gertsen, Betriebsleiter bei Lolland Forsyning.

Intelligenterer Energieverbrauch durch Poolmananagement von Wärmepumpen

Auf Lolland hat das Cleantech-Unternehmen Neogrid Technologies untersucht, wie Wärmepumpen in privaten Wohnhäusern in einem größeren Pool verbunden und zentral gesteuert werden können. Das kann mittelfristig zu einer besseren Ausgewogenheit des Stromnetzes und zudem zu günstigerer Bereitstellung von Wärme für die Verbraucher beitragen. Durch die Bündelung von Wärmepumpen kann deren Einsatz an die Unberechenbarkeit von Sonnen- und Windenergie angepasst werden. Wie bei den Stadtwerken Flensburg besteht die Idee darin, den Stromverbrauch geringfügig anpassen zu können, indem beispielsweise die Wärmepumpen für kürzere Zeiträume zentral gestartet oder angehalten werden, ohne den Komfort der Nutzer zu beeinträchtigen.

Im Rahmen des DG-STORE-Projekts hat Neogrid Technologies auch untersucht, wie sie als so genannter Aggregator zugelassen werden können (man bietet flexible Verbrauchskapazitäten an, die zum Ausgleich des Stromnetzes beitragen können). Gleichzeitig hat Energinet an dem Projekt als Netzwerkpartner teilgenommen, der in Zusammenarbeit mit Neogrid Technologies untersucht hat, wie die Rahmenbedingungen des Marktes so organisiert werden können, dass mehrere verschiedene Technologien zur Flexibilität unseres Stromsystems beitragen können.

 

Elektroautos und -busse sollen grünen Strom speichern

Die deutschen Projektpartner Aktivbus und Stadtwerke Flensburg haben im Rahmen einer Kooperation untersucht, wie Elektroautos und -busse in Zukunft zum Zwei-Wege-Laden (bidirektional) genutzt werden können. Das deutsche Busunternehmen Aktivbus wird seine Dieselbusse voraussichtlich bis 2024 durch Elektrobusse ersetzen und hofft in dem Zusammenhang auch, die Elektrobusse viel intelligenter aufladen zu können und so die Belastung des örtlichen Stromnetzes zu reduzieren.

Die Stadtwerke Flensburg haben im Rahmen einer Simulation ihres örtlichen Stromnetzes in Flensburg untersucht, ob bidirektionales Laden das Netz in Spitzenlastzeiten entlasten kann – und die Ergebnisse sind vielversprechend. Mehrere neuere Elektroautomodelle sind bereits ab Werk mit der Option des bidirektionalen Ladens ausgerüstet. Die Projektpartner gehen davon aus, dass in naher Zukunft private E-Autobesitzer in der Lage sein werden, die Batterie des E-Autos während der Spitzenlastzeit, der sogenannten ‘Kochzeit’, zwischen 17 und 21 Uhr für den normalen Haushaltsstromverbrauch zu nutzen und das Auto dann nachts aufzuladen, wenn der Strompreis deutlich niedriger ist. Dies bietet einige interessante Energiespeicher- und Flexibilitätslösungen für E-Autobesitzer in der Zukunft.

Hier können Sie alle Ergebnisse nachlesen

Wenn Sie tiefer in die Ergebnisse von DG STORE eintauchen möchten, können Sie den Abschlussbericht des Projekts hier auf der Seite ab dem 1. Juli lesen oder ein Webinar über die Ergebnisse des Projekts hier ansehen: