Am 1. April 2019 ist „DA/RE – die Netzsicherheitsinitiative BW“ in die Pilotphase gegangen. „DA/RE“ steht für Datenaustausch/Redispatch und hat das Ziel, das Flexibilitätspotenzial von dezentralen Anlagen aus unterlagerten Netzebenen für die Stabilisierung des gesamten Stromsystems zu nutzen. Initiatoren sind der Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW und der Verteilnetzbetreiber Netze BW, mit Unterstützung des baden-württembergischen Umweltministeriums.
Inzwischen stehen hinter DA/RE mehrere Netz- und Anlagenbetreiber, die sich aktiv an der Pilotphase beteiligen. So bringen sich das Mannheimer Energieunternehmen MVV und die Stadtwerke Schwäbisch Hall als Verteilnetzbetreiber bei DA/RE ein. Die MVV-Tochter MVV Trading sowie Next Kraftwerke und Entelios als Betreiber virtueller Kraftwerke werden den Prozess aus Sicht der Anlagenbetreiber begleiten; darüber hinaus soll auch eine Kooperation mit dem NODES-Marktplatz für den Handel lokaler Flexibilität getestet werden. Mit dabei ist außerdem Sonnen, der Spezialist für vernetzte Heimspeicher.
„Dieses breite Spektrum dezentraler Anlagen bildet den aktuellen Markt für Flexibilitäten sehr gut ab“, sagt Dr. Kilian Geschermann, DA/RE-Projektleiter bei Netze BW. „Gemeinsam können wir so die Prozesse pilothaft mit verschiedenen Verteilnetzbetreibern bis zur Mittelspannungsebene testen und wertvolle Erfahrungen in den weiteren Projektverlauf einfließen lassen“, ergänzt Florian Gutekunst, DA/RE-Projektleiter bei.
Flexibilitätsoptionen auf allen Netzebenen nutzen
DA/RE ist gedacht als IT-Plattform, über die die Netzbetreiber Flexibilitätspotenziale insbesondere aus dem Verteilnetz gemeldet bekommen und koordiniert abrufen können. Als Anwendungsfall steht dabei im Vordergrund, wie strombedingte Netzüberlastungen reduziert werden können. Der Einsatz dezentraler Flexibilitäten soll damit das Stromsystem im Ganzen stabilisieren. Langfristig sollen so Kosten für Netzeingriffe gesenkt werden.
In der Pilotphase sollen zwei wesentliche Module getestet werden. Zuerst wird untersucht, ob der Datenaustausch grundsätzlich und wie geplant funktioniert. Dann geht der Blick von der IT auf die Abstimmungsprozesse zwischen den Netz- und Anlagenbetreibern.
Projektbeirat mit UM-Unterstützung
Die Pilotphase ist bis Ende September 2019 geplant. In dieser Zeit findet ein regelmäßiger Austausch zwischen den Teilnehmern statt und es werden verschiedene Testfälle evaluiert. Die Ergebnisse werden anschließend unter anderem im Projektbeirat vorgestellt und diskutiert. Der Beirat arbeitet unter dem Vorsitz von Ministerialdirektor Helmfried Meinel aus dem Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg (UM).
Inzwischen stehen hinter DA/RE mehrere Netz- und Anlagenbetreiber, die sich aktiv an der Pilotphase beteiligen. So bringen sich das Mannheimer Energieunternehmen MVV und die Stadtwerke Schwäbisch Hall als Verteilnetzbetreiber bei DA/RE ein. Die MVV-Tochter MVV Trading sowie Next Kraftwerke und Entelios als Betreiber virtueller Kraftwerke werden den Prozess aus Sicht der Anlagenbetreiber begleiten; darüber hinaus soll auch eine Kooperation mit dem NODES-Marktplatz für den Handel lokaler Flexibilität getestet werden. Mit dabei ist außerdem Sonnen, der Spezialist für vernetzte Heimspeicher.
„Dieses breite Spektrum dezentraler Anlagen bildet den aktuellen Markt für Flexibilitäten sehr gut ab“, sagt Dr. Kilian Geschermann, DA/RE-Projektleiter bei Netze BW. „Gemeinsam können wir so die Prozesse pilothaft mit verschiedenen Verteilnetzbetreibern bis zur Mittelspannungsebene testen und wertvolle Erfahrungen in den weiteren Projektverlauf einfließen lassen“, ergänzt Florian Gutekunst, DA/RE-Projektleiter bei.
Flexibilitätsoptionen auf allen Netzebenen nutzen
DA/RE ist gedacht als IT-Plattform, über die die Netzbetreiber Flexibilitätspotenziale insbesondere aus dem Verteilnetz gemeldet bekommen und koordiniert abrufen können. Als Anwendungsfall steht dabei im Vordergrund, wie strombedingte Netzüberlastungen reduziert werden können. Der Einsatz dezentraler Flexibilitäten soll damit das Stromsystem im Ganzen stabilisieren. Langfristig sollen so Kosten für Netzeingriffe gesenkt werden.
In der Pilotphase sollen zwei wesentliche Module getestet werden. Zuerst wird untersucht, ob der Datenaustausch grundsätzlich und wie geplant funktioniert. Dann geht der Blick von der IT auf die Abstimmungsprozesse zwischen den Netz- und Anlagenbetreibern.
Projektbeirat mit UM-Unterstützung
Die Pilotphase ist bis Ende September 2019 geplant. In dieser Zeit findet ein regelmäßiger Austausch zwischen den Teilnehmern statt und es werden verschiedene Testfälle evaluiert. Die Ergebnisse werden anschließend unter anderem im Projektbeirat vorgestellt und diskutiert. Der Beirat arbeitet unter dem Vorsitz von Ministerialdirektor Helmfried Meinel aus dem Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg (UM).
