SIEMENS

Das Dorf Niederense im Sauerland hat viele Wanderwege zu bieten. Stille, Vogelgezwitscher, der Fluss Möhne – Natur pur. Das im Jahr 1913 gebaute Laufwasserkraftwerk ist längst ein Teil dieser Natur geworden. Siemens-Halske-Generatoren – mit 215 kW Leistung gehört es zu den kleineren Wasserkraftwerken im Sauerland – erzeugen dort seit fast 100 Jahren unermüdlich elektrischen Strom. Nun erleben die "rüstigen Senioren" einen zweiten Frühling: Seit Oktober 2008 sind die Anlagen im Pilotprojekt "virtuelles Kraftwerk" (ProViPP, Professional Virtual Power Plant) von RWE und Siemens mit acht anderen Wasserkraftwerken an Lister und Lenne im Sauerland zusammengeschaltet.
Die Idee des virtuellen Kraftwerks ist einfach und gerade deswegen so nützlich für alle: die Kraftwerksbesitzer, die Stromhändler, die Netzbetreiber und auch für den Endkunden, der vom stärkeren Wettbewerb profitieren könnte. Zusätzlich zu den großen Erzeugern mit zentralen Großkraftwerken entstehen neue Anbieter mit kleinen, dezentralen, zu einem virtuellen Verbund zusammengeschalteten Anlagen. Die werden von einer zentralen Leitwarte aus gesteuert, um neue Vermarktungswege für den Strom zu erschließen. In einem solchen Verbund kann man Windenergieanlagen, Blockheizkraftwerke, Photovoltaikanlagen, Kleinwasserkraftwerke und Biogasanlagen, aber auch große Stromverbraucher wie Aluminiumschmelzen und große Prozesswasserpumpen zu einem Anbieter zusammenschließen. Mit dem Projekt im Sauerland wollen Siemens und RWE die technische und wirtschaftliche Einsatzreife virtueller Kraftwerke nachweisen und Erkenntnisse für weitere Einsatzmöglichkeiten gewinnen. "Das Projekt – es läuft noch bis 2010 – und die Technik funktionieren so gut, dass wir noch weitere Kraftwerke anschließen werden", sagt Martin Kramer, RWE-Projektmanager für dezentrale Energiesysteme.
Nach außen treten die neun kleinen Wasserkraftwerke wie ein Großes auf. Im Sauerland ist man für den Pilotbetrieb mit 8,6 MW an den Start gegangen. Auch wenn das virtuelle Kraftwerk heute noch nicht aktiv am Stromhandel teilnimmt, so hat man doch eine wesentliche Voraussetzung für neue Vermarktungsformen geschaffen. "Einzeln sind die Kraftwerke zu klein, um ihre Kapazitäten über die Energiehändler an der Strombörse oder als Regelreserve bei Lastschwankungen für die Netzbetreiber zu vermarkten", sagt Kramer. "Denn für die Vermarktung des Stroms an den Energiemärkten für Minutenreserve – das ist die Leistung, die auf Abruf innerhalb von 15 Minuten zur Verfügung stehen muss – ist eine Mindestgröße des Leistungsverbunds von 15 MW vorgeschrieben." Heute speist der Kraftwerksverbund seinen Strom noch nach dem Erneuerbaren Energien Gesetz (EEG) in das Stromnetz ein. In den für die Zukunft geplanten Ausbauphasen soll Strom dann auch direkt über die Börse und als Regelreserve gehandelt werden.

Universalgenie als Steuerung. Das dezentrale Energiemanagementsystem DEMS von Siemens – das Herzstück des virtuellen Kraftwerks – zeigt auf einen Blick den aktuellen Zustand der Anlagen, erstellt Prognosen und Angebote und steuert die Stromerzeugung nach Fahrplan. Die Anlagenübersicht ist unterteilt nach Erzeugern und Lasten, den Verträgen und eventuell vorhandenen Stromspeichern. In der Mitte ist der Bilanzknoten (die Summe der einfließenden und ausfließenden Leistung muss gleich Null sein) übersichtlich dargestellt. Weitere Informationen zu "Prognose und Einsatzplanung" sowie der "Überwachung und Steuerung" werden geboten. So sieht der Portfoliomanager etwa an farbigen Balkendiagrammen, welche Kraftwerke zurzeit Grund- und welche Spitzenlast fahren und wie viel Strom sie gerade produzieren. Aus den Statusinformationen der Anlagen wie dem Betriebszustand oder der aktuell produzierten Strommenge und den Marktprognosen leitet DEMS eine Prognose ab, die auch die morgen zu erwartende Preissituation und die verfügbare Gesamtleistung berücksichtigt. Sogar Wetterdaten fließen in das Energiemanagementsystem ein, damit eine Vorhersage über die verfügbare Leistung für Energieträger mit schwankender Verfügbarkeit wie Wind oder Sonne erstellt werden kann.
Bevor das Angebot über einen Energiehändler am Energiemarkt platziert wird, überprüft der Portfoliomanager das Angebot und gibt es frei. Gibt er sein Einverständnis und das Angebot wird vom Markt angenommen, erstellt DEMS für die Kraftwerke einen Fahrplan, in dem genau festgelegt ist, wann und von welcher Anlage wie viel Energie bereitgestellt werden muss. "Wir können so gut modellieren, dass die Fahrpläne von den Anlagen auch genau so gefahren werden können, wie das System sie vorgibt", sagt Dr. Thomas Werner, Produktmanager Netzleittechnik bei Siemens Energy. Manuelle Korrekturen sind nicht nötig. Das sieht auch Martin Kramer von RWE so: "Das Verfahren funktioniert ausgezeichnet – ist der Fahrplan einmal erstellt, steuert das Energiemanagementsystem den gesamten Prozess und damit auch die Anforderung der einzelnen Kraftwerke vollautomatisch." DEMS wurde von Siemens-Fachleuten entwickelt, als sich die Konsequenzen für das Stromnetz und den Strommarkt durch steigende Einspeisung dezentraler und erneuerbarer Energien abzeichneten (siehe Artikel “Vernetzte Power”, Pictures of the Future, Herbst 2007).
Im Hintergrund sorgt Kommunikationstechnik für die sichere Verbindung zwischen der Steuerzentrale und den Kraftwerken. Siemens-Kommunikationsgeräte im Kraftwerk stellen per Mobilfunkmodem die Verbindung mit der Zentrale her. Der Vorteil: Man nutzt die vorhandene Mobilfunkinfrastruktur, teure Kabel oder gemietete Standleitungen entfallen. Die Technik ist dezentral aufgebaut, der DEMS-Rechner steht in Plaidt bei Koblenz in einer Leitwarte, die Bedienplätze sind in Köln, die Kraftwerke im Sauerland. Standards für die Kommunikation mit dezentralen Kraftwerken gibt es noch nicht. "Einheitliche Schnittstellen und Protokolle müssen noch definiert werden", sagt Thomas Werner. Denn jeder Hersteller hat seine eigene Steuerungstechnik, so dass man jedes Mal eine neue Lösung finden muss, um sich an die Anlagensteuerung anzukoppeln. "Wir brauchen unabhängige Standards, um den Aufbau virtueller Kraftwerke wesentlich zu vereinfachen."

Lukrative Reserveleistung. Es gibt Geschäftsmodelle für virtuelle Kraftwerke, die bereits attraktive Gewinne versprechen: So müssen Netzbetreiber das Stromnetz auch bei Schwankungen von Verbrauch oder Stromerzeugung in einem stabilen Gleichgewicht halten. Hier kann der Betreiber des virtuellen Kraftwerks als Verkäufer von Reserveleistung einsteigen und eine bestimmte Kapazität als Minutenreserve zur Verfügung stellen. Bei Bedarf ruft der Käufer die vereinbarte Leistung gegen eine Gebühr ab. Der Verkäufer fährt dann – je nach Kontrakt – innerhalb der vereinbarten Zeit die Stromgeneratoren hoch oder runter, um die Netzfrequenz bei 50 oder 60 Hz zu stabilisieren.
Zusätzlichen Gewinn von mehreren hunderttausend Euro pro Jahr kann nach Schätzungen von Prof. Christoph Weber von der Universität Duisburg-Essen zum Beispiel ein Energiehändler mit einem virtuellen Kraftwerk erzielen, wenn er weniger für Ausgleichsenergie an den Netzbetreiber bezahlen muss. Das muss er immer dann, wenn er weniger oder mehr Strom in das Netz einspeist, als er zuvor im Fahrplan festgelegt hatte. Voraussetzung ist, dass die vom Stromerzeuger im Fahrplan zugesagte Stromeinspeisung möglichst genau eingehalten wird – das ist die Aufgabe eines Energiemanagementsystems wie DEMS. Eine interessante Alternative zur Erzeugung zusätzlicher Leistung ist das kurzzeitige zentrale Abschalten großer Verbraucher wie etwa Aluminiumschmelzen. Attraktiv ist auch der Stromverkauf an der europäischen Strombörse EEX (European Energy Exchange) in Leipzig, sofern die Kosten für die Produktion einer Megawattstunde unter den aktuellen Börsenpreisen liegen.
Dass virtuelle Kraftwerke auch noch anders eingesetzt werden können, belegt der Fall eines Stadtwerks im Ruhrgebiet: Für die Energieversorgung eines neuen Wohngebietes hätten die Stromleitungen mit hohen Investitionen verstärkt werden müssen. Statt neuer Leitungen wurden für die Stromversorgung in dem Stadtteil dezentrale, gasbetriebene Mini-Blockheizkraftwerke installiert und zu einem virtuellen Kraftwerk zusammengeschlossen, das Strom und Heizung liefert. Die Investitionen in Millionenhöhe konnten so um einige Jahre aufgeschoben werden. Chancen für virtuelle Kraftwerke gibt es auch noch in anderen Bereichen: So kann man die Notstromaggregate in Krankenhäusern und der Industrie mit Kraftwerken zusammenschalten oder etwa die großen Batteriespeicher in den Kommunikationszentren für Telefon und Internet als Leistungsreserve nutzen.
Virtuelle Kraftwerke bieten darüber hinaus sogar noch einen gesamtwirtschaftlichen Vorteil: "Der Nutzen eines virtuellen Kraftwerkverbunds geht weit über die heutigen Einsatzzwecke hinaus", sagt Thomas Werner. So reichen zum Beispiel die bekannten Reserven der Weltkupfervorräte nur noch 32 Jahre (siehe Artikel “Auswege aus dem Engpass”, Pictures of the Future, Herbst 2008). Werden die Infrastrukturen etwa von Indien und China so ausgebaut, dass sie das Niveau und den Kupferverbrauch der Industrieländer erreichen, ist mit Engpässen und Preissteigerungen für das knappe Gut zu rechnen. Setzen die Schwellenländer jedoch beim Ausbau ihrer Stromproduktion auf intelligente Netztechnik und virtuelle Kraftwerke, die den Strom dort produzieren, wo er auch verbraucht wird, also dezentral, müssten auch weniger Stromleitungen für den Transport gebaut werden, und die knappe Ressource Kupfer wäre länger verfügbar.