Die Idee hatte die E.on Hanse AG. Der Stromversorger tat sich mit der Fachhochschule Westküste in Heide, der Schleswig-Holstein Netz AG und dem Fraunhofer-Institut für Optronik, Systemtechnik und Bildauswertung (IOSB) in Karlsruhe zusammen. Sie klopften im Rahmen einer Machbarkeitsstudie die Möglichkeiten ab.
Das Ergebnis: Pellworm hat ideale Voraussetzungen für den Aufbau intelligent verknüpfter Energiesysteme. Jene Smart Grids, die über integrierte Energiemanagementsysteme miteinander kommunizieren und Erzeugung, Transport, Speicherung und Verbrauch aufeinander abstimmen.
Pellworm erzeugt Stromüberschuss
Schon jetzt wird auf der Urlauberinsel im schleswig-holsteinischen Nationalpark dreimal so viel Strom erzeugt wie verbraucht. Fast jedes sechste Haus hat bereits Photovoltaikanlagen auf dem Dach. 13 Windenergieanlagen erzeugen über 5 MW Strom. Und seit 1983 betreibt E.on auf Pellworm eine Hybridanlage – bis vor wenigen Jahren das größte kombinierte Solar- und Windkraftwerk Europas.
„Auf Pellworm werden wir alle Komponenten eines intelligenten Netzes installieren und so heute schon die Energiezukunft von morgen testen“, schwärmt Dierk Paskert, Aufsichtsratsvorsitzender von E.on Hanse. „Die Integration von regenerativ erzeugtem Strom ist für die Netzbetreiber eine Megaaufgabe“, ergänzt Matthias Boxberger, der bei E.on Hanse im Vorstand für Netze zuständig ist und auch Vorstand der Schleswig-Holstein Netz AG ist.
Aufbau des Smart Grid soll Hinweise für Weiterentwicklung in Schleswig-Holstein geben
In Schleswig-Holstein werden schon heute rund drei Viertel der eingespeisten Energie dezentral eingespeist, so Boxberger. Eine intelligente Systemvernetzung sei unabdingbar. Boxberger erwartet von dem Aufbau des Smart Grid daher auch Hinweise für eine Weiterentwicklung der Energiesysteme im nördlichsten Bundesland.
Zurzeit laufen noch die Vorbereitungen für den Start des auf mehrere Jahre ausgelegten Smart-Grid-Projektes. Details aus der Studie hält E.on aus Wettbewerbsgründen zurzeit lieber noch verschlossen. Auch über das Investitionsvolumen schweigt sich der Energieversorger bisher aus.
E.on-Hanse-Aufsichtsratschef Paskert erklärt lediglich, dass die Speicherung der regenerativ erzeugten Energie eine große Rolle spielt. In die engere Wahl kommen dafür drei Technologien: Ob die containergroße Redox-Flow-Technologie, Lithium-Ionen-Akkumulatoren oder Natrium-Schwefel-Batterien zum Einsatz kommen, ist noch nicht geklärt. Letztere werden bisher vor allem in Asien eingesetzt.
Es ist vor allem eine ökonomische Entscheidung. Die Kapazitäten der Batterien reichen für den Anfang aus. Eine Speichergröße von einigen 100 kW mit zehn Volllaststunden sei ausreichend, erklärt Steffen Nicolai vom Fraunhofer-Anwendungszentrum Systemtechnik (AST), das dem IOSB angegliedert ist. In Kombination mit einem flexiblen Lastmanagement könne der Strombedarf vom Festland damit um bis zu 90 % reduziert werden.
Für eine 100 %ige Abdeckung würden die Anforderungen an die Batterien mit einer Leistung von 1,3 MW und einer Kapazität von über 10 MW dagegen drastisch nach oben gehen. Sie ist daher nicht das Ziel des Projektes.
Noch ist der praktische Einsatz einer Batterie zur Speicherung von regenerativ erzeugtem Strom in Deutschland allerdings Neuland und für die Ingenieure eine Herausforderung. An erster Stelle steht daher das Erstellen von Betriebsführungsstrategien für die Speicherung, die eine kontinuierliche Versorgung der Einwohner mit Strom gewährleisten soll.
„Allen Beteiligten der Innovationsstudie ist klar, dass ein Smart Grid nicht sofort als monolithischer Block aufgebaut werden kann“, erklärt Nicolai. Notwendig seien vielmehr verschiedene Stufen.
Am Anfang steht ein Kern-Smart-Grid, zu dem – neben dem Einsatz der Speichertechnologie – der Aufbau eines Energiemanagementsystems zählt. Grundvoraussetzung für ein intelligentes Netz ist aber, Informationen aus den Stromleitungen verfügbar zu machen.
Bisher ist der Stromfluss im Niederspannungsbereich für den Netzbetreiber noch eine unbekannte Komponente. Die Messungen erfolgen lediglich an den Umspannwerken – „darauf basieren alle Informationen über die Netze“, macht Nicolai das bisherige Defizit deutlich. Bevor Wind- und – vor allem von vielen Hausbesitzern – Sonnenenergie genutzt wurde, war das kein Problem. Doch mit der Einspeisung der erneuerbaren Energien änderte sich der Energiefluss und damit das Verhalten der Netze.
Smart Grid könnte Netzstruktur auf Pellworm entlasten
„Es ist zwingend erforderlich, dass die Verteilnetze mit Technologien ausgestattet werden, die eine Überwachung und eine Erfassung von Daten im Netz überhaupt erst ermöglichen“, betont Nicolai, der dafür einige der zirka 50 Ortsnetzstationen mit Messtechnik ausstatten will. Er ist überzeugt: „Durch die Realisierung eines Smart Grid können die Netzstruktur auf Pellworm sowie die vorgelagerten Netze entlastet werden.“
Erst in einer nächsten Stufe sollen Verbraucher und weitere Erzeugungsanlagen mit in das Energiemanagement einbezogen werden. Dann spielt auch Elektromobilität eine Rolle, die – wie der hohe Anteil an Elektroheizungen auf der Insel – als Speichermedien für eine Lastverschiebung eingesetzt werden könnte.
Eine Rückspeisung des Stroms aus der Batterie von Elektroautos ins Netz ist für AST-Ingenieur Nicolai kein Thema. Ebenso wenig, Haushaltsgeräte wie Tiefkühltruhe oder Waschmaschine in ein Smart Grid einzubinden. Die damit verschiebbaren Energielasten sind aus seiner Sicht zu gering. Zumal die Geräte immer effizienter werden.
Ein nächster Schritt ist der Einsatz elektronischer Haushaltszähler, über die weitere Schlussfolgerungen über das Netz gezogen werden können. Ermöglicht wird dies nur, da die 1200 Inselbewohner bei dem Projekt mitziehen. Nicolai: „Die vorhandenen erneuerbaren Energien, die Speichertechnik und die Akzeptanz der Bevölkerung machen Pellworm so interessant.“
