Autor: Tim Zeige, PR-Referent Marketing Erneuerbare Energie, Wasserstoff und Norddeutsches Reallabor bei EEHH
Wie Algorithmen, Gleichungen und Modellierungen die Netze von morgen voranbringen, demonstrierte die iNeP-Abschlusskonferenz am 3. März. Netzbetreiber und Wissenschaftler zeigten, welche Anforderungen durch die Energiewende auf die Infrastruktur der Netze zukommen und wie man den damit verbundenen Herausforderungen begegnen könnte.
Im Rahmen der „Integrierten Netzplanung“ (iNeP) wurde im Teilvorhaben 1.1 des Norddeutschen Reallabors eine Methodik entwickelt, die den bedarfsorientierten Netzausbau von Strom-, Wärme-, Gas- bzw. Wasserstoffnetzen zusammengedacht ermöglicht. Nun wurde das Projekt erfolgreich abgeschlossen. Die iNeP‑Abschlusskonferenz fand am 3. März in den Räumlichkeiten der Behörde für Umwelt, Klima, Energie und Agrarwirtschaft (BUKEA) statt. Bei der Veranstaltung lag der Fokus – neben den Arbeitsergebnissen der Hamburger Energienetze und der Hamburger Energiewerke – insbesondere auf den Forschungsarbeiten der Helmut‑Schmidt‑Universität (HSU), der Technischen Universität Hamburg‑Harburg (TUHH) und der Technischen Hochschule Lübeck (THL) im iNeP-Projekt.
„iNeP ist eines der Herzstücke des NRL“
Sandra Meyer-Ghosh aus dem Projektmanagement des NRL eröffnete die Konferenz mit einer kurzen Vorstellung des Norddeutschen Reallabors. Sie betonte dabei den gesamtsystemischen Ansatz des Projekts und erläuterte dessen doppelten Fokus auf Sektorenkopplung mit Wasserstoff und Quartierlösungen im Wärmebereich. Eine verlässliche Energieinfrastruktur sei für das Gelingen der Energiewende von immenser Bedeutung, so Sandra Meyer-Ghosh. Wenn man eine Energiewende über alle Sektoren wolle, müssen man Strom, Wärme und Gas dabei zusammen denken – eben im Sinne einer integrierten Netzplanung. „iNeP ist eines der Herzstücke des NRL und spiegelt exemplarisch den gesamtsystemischen Gedanken des Verbundprojekts wider.“ Dabei reiche nicht aus, zu wissen, welche Energieinfrastrukturen wir heute brauchen, sondern auch der Bedarf für morgen und übermorgen müsse antizipiert werden.
Netzplanung im Einklang mit den Bedarfen der Industrie
60 Prozent des Energiebedarfes in der Metropolregion Hamburg gehen auf die Industrie zurück. Deshalb sei es bei der Planung von Netzkapazitäten essenziell, frühzeitig mit den Industriepartnern über ihre zukünftigen Bedarfe zu sprechen, betonte Oliver H. Koch von den Hamburger Energienetzen in seiner Ansprache. Gemeinsam mit Stefan Micheely (Hamburger Energienetze) und Julia Dröge (Hamburger Energiewerke) leitete er das iNeP-Projekt, das im Jahr 2021 gestartet war.
iNeP erarbeitete einen systemischen Ansatz: Um konkret zu beantworten, wo Verteilnetze (aus)gebaut und geplant werden müssen, um die Klimaziele zu erreichen, erfordert es einen mehrstufigen Ansatz:
- Strategische Sicht: Welche Anforderungen gelten in zehn Jahren und wie erreichen wir sie?
- Stakeholder‑Interaktion: Welche zukünftigen Bedürfnisse haben Groß‑ und Industriekunden?
- Ableitung eines integrierten Szenariorahmens als Grundlage für eine integrierte Netzausbauplanung
Um zunächst die strategische Sicht auf die Bedarfe der nächsten zehn Jahre herauszustellen, wurden festgeschriebene Strategien (städtische Energie-Strategie, NWS und NDWS), Infrastrukturen und Netze sowie deren Nutzung analysiert. Das daraus abgeleitete Soll-Szenario wurde anschließend mit den konkreten Planungen aus den Sektoren Industrie, Verkehr und Gewerbe abgeglichen. Hierzu wurde eine Marktabfrage mit rund 30 Teilnehmer:innen durchgeführt – die Zusammenarbeit im NRL als unternehmensübergreifendem Netzwerk war hierfür ein wichtiger Türöffner.
Auf Basis dieser Erkenntnisse entwickelten die Hamburger Energienetze und die Hamburger Energiewerke gemeinsam einen integrierten Szenario‑Rahmen für Strom, Gas, Wärme und Wasserstoff, der die Grundfrage berücksichtigte, in welchen Regionen zukünftig welche Energiebedarfe gedeckt werden müssen. Dieser Rahmen liefert die Grundlage für eine integrierte Netzplanung aller Netze.
Die oben beschriebenen Schritte wurden im Laufe des iNeP Projekts (Version 1.0) exemplarisch erprobt, um sie im Projektergebnis – „integrierter und iterativer Planungsprozess, im Sinne einer Energieinfrastrukturplanung“ – aufnehmen zu können (Version 2.0)
Die Klimaziele setzen ein Enddatum für die Umsetzung und erfordern eine systemweite Umstellung, die mindestens zehn Jahre dauert. Deshalb ist dieser Zeithorizont besonders wichtig. Die Zielvorgabe richtet den Fokus auf den Rückgang von CO2-Ausstoß, also die Endenergie, trifft allerdings keine Aussage über die tatsächlich Nutzenergie, also die konkreten Bedarfe der Sektoren an den Energieträger (Strom, Gas/H2, Wärme). Diese Daten sind jedoch zentral für die integrierte Netzplanung, weshalb diese in der Konsultation mit der Industrie in regelmäßigen Abständen erhoben werden und im Szenariorahmen berücksichtigt werden müssen.
2026 markiert das Projektende – zeitgleich gibt die Regulierung durch das EnWG vor, dass ab 2026 eine zwischen Gas und Strom abgestimmte Planung vorzulegen ist und eine Wärmeplanung nach Wärmeplanungsgesetz zu erfolgen hat.
Oliver Koch schloss seinen Impuls mit einem positiven Fazit: „Die implementierte Methodik ermöglicht es, die Netzplanung auch über 2026 hinaus agil an den Bedarf der Stakeholder anzupassen.“
Dies wurde vom Plenum begrüßt, allerdings wies ein Teilnehmer darauf hin, dass für die Umsetzung des Ausbaus schnelle Genehmigungen erforderlich seien. Genau daran hapere es aber momentan. Mit der BUKEA wird auf Basis der Ergebnisse von iNeP eine Umsetzung in die Energieplanung der Stadt Hamburg diskutiert.
Forschungsarbeit für die integrierte Netzplanung
Der Schwerpunkt der Veranstaltung lag anschließend auf der Vorstellung der weiteren Forschungsergebnisse, die im Rahmen des NRL-Teilvorhabens erzielt wurden. Prof. Dr.-Ing. Arne Speerfock von der TUHH ordnete sie einleitend in den iNeP-Kontext ein. HSU, TUHH und THL hatten sich einer Reihe von Untersuchungen gewidmet, die als Grundlage für eine zukünftige integrierte Netzplanung z.T. automatisiert herangezogen werden können.
Regionalisierte Beschreibung des Energiesystems in Hamburg
Ein integriertes Energiesystem umfasst Verbraucher, Erzeuger, Speicher, Sektorenkopplung (Energiewandler) und Netze, erklärte Daniela Vorwerk von der HSU. Jeder Erzeuger ist einem Energieträger und einem Netz zugeordnet, wohingegen sich Energiewandler auf mehr als ein Netz auswirken. Für eine bedarfsorientierte Planung eines solch komplexen Systems braucht es eine sinnvolle Aufteilung und Beschreibung der Regionen unabhängig von derzeitigen Netzen und Energieträgern. Ziel der Arbeit von Vorwerk war es, diese „neutralen Zonen“ zu beschreiben und die Energiebedarfe zu identifizieren. Möglichkeiten zur Aufteilung von Hamburg waren u. a. Stadtteile, statistische Gebiete, Flächennutzungsplanflächen, Rasterquadrate oder Hexagone.
Automatisierte Wärmeplanung
Im Modul der automatisierten Wärmeplanung untersuchte Jonathan Vieth von der TUHH exemplarisch den Stadtteil Harburg darauf, wie dort zukünftig eine CO2-freie Wärmeversorgung gelingen könnte. Auf Basis festgelegter Vorannahmen identifizierte er anhand öffentlicher Daten geeignete Wärmenetz‑Eignungsgebiete. In diesen modellierte er mit welcher Technologie –dezentrale Wärmepumpe oder Fernwärme – die Wärmeversorgung funktionieren könnte. Dazu wurden sowohl ökonomische als auch physikalische Gesichtspunkte betrachtet. Unter der Annahme aktueller Preise verschiedener Energieträger sowie von Infrastruktur- und Betriebskosten kam der Algorithmus zu dem Ergebnis, dass eine Versorgung durch ein Wärmenetz in dem untersuchten Teilgebiet Harburgs je nach Preisszenario sinnvoll sein kann. Dieses Ergebnis ist jedoch stark vom gewählten Preisszenario abhängig.
Verortung von P2X-Anlagen in einem Multienergienetz
Prof. Dr.-Ing. Christian Töbermann stellte die Ergebnisse der Technischen Hochschule Lübeck vor. Die THL widmete sich in ihrem Forschungsprojekt der automatisierten Standortbestimmung von Power-to-X-Anlagen. Dazu wurde ein Algorithmus entwickelt, der geeignete Standorte für Elektrolyseanlagen oder zentrale Wärmepumpen identifiziert. Zur Standortbestimmung werden dem Algorithmus Daten zu Netzen (Strom und Gas bzw. Wärme), Zeitreihen, Geodaten, Mindestentfernungen und Anlagengrößen eingespeist. Anschließend werden die besten Standorte anhand verschiedener Kriterien sowie der Ergebnisse einer Jahressimulation der Energieströme durch die Netze ermittelt. Dabei werden nur Standorte vorgeschlagen, bei denen kein zusätzlicher Netzausbaubedarf entsteht – ggf. indem ein entsprechend dimensionierter Speicher an dem Standort mitvorgeschlagen wird. Durch die Einbeziehung der Speicheroption kann die Anzahl potenzieller Standorte erhöht werden. Das automatisierte Auswahlverfahren kann eine integrierte Netzplanung beschleunigen und es können Netzausbaukosten eingespart werden.
Optimierung der Multienergienetze
Marwan Mostafa vom Institut für Elektrische Energietechnik (ieet) der TUHH erklärte in seinem Vortrag zur robusten Optimierung in gekoppelten Netzen unter Untersicherheit, dass Strom- und Wärmenetze durch die Dekarbonisierungsbemühungen künftig zu einem gemeinsamen Multienergiesystem zusammengefasst werden. Flexibilität und Speicherkapazitäten gelten als klare Vorteile eines zusammengedachten Systems, während Unsicherheiten bei Energiebedarfen und in der Erzeugung einen Nachteil darstellen. Eine sinnvolle Modellierung des Multienergiesystems muss diese Unsicherheiten daher miteinbeziehen. Die TUHH hat das System in einem sogenannten Graphensystem abgebildet und darauf ein Lastfluss‑Modell entwickelt, das im iNeP weiter optimiert wurde. Grundsätzlich basieren die Berechnungen zur Belastung eines Trafos auf den angenommenen Unsicherheiten. Daraus ergibt sich der Speicherbedarf. Je konservativer die Betrachtung bei Lastspitzen ausfällt, desto höher ist der Speicherbedarf. Netzbetreiber sollten daraus die ideale Kostenstruktur für Flexibilitäts‑ bzw. Flexibilisierungskapazitäten ableiten: Moderate Kosten für Speicher, Verluste durch Ausfälle durch Netzüberlastung überschaubar.
Automatisierte Netzplanung unter Berücksichtigung von Flexibilität
Im letzten Forschungsvorhaben widmete sich Johannes Heise vom ieet der TUHH der Frage, wie sich die Netzplanung unter Einsatz von Flexibilität optimieren ließe. Dazu wurden exemplarisch die Bereiche E-Mobilität und Heizen mit Wärmepumpe betrachtet. Als Bewertungskriterium diente der Nutzen für die Verbraucher: Eine Raumtemperatur von 21 °C sowie die Erfüllung der definierten Ladeprofile wurden zugrunde gelegt. In einer Zielfunktion wurden bauliche und betriebliche Planungsmaßnahmen kombiniert. Zudem wurden sowohl Netze in ländlichen als auch städtischen Regionen analysiert und Hochlaufszenarien für Wärmepumpen, PV und E-Autos bis 2045 untersucht. „Die Ergebnisse werden per Knopfdruck erzeugt – dank eines Algorithmus“, erklärte Heise. Die Untersuchungen zeigen: Werden Netze mit Flexibilität geplant, entstehen deutlich geringere Gesamtkosten für das System, da die Netzausbaukosten deutlich niedriger ausfallen. Diese Lösung muss allerdings noch von Netzbetreibern bewertet werden. Das Tool bietet zunächst eine Entscheidungshilfe.
Deutlich andere Rahmenbedingungen als zu Projektstart
In der abschließenden Diskussion des iNeP-Workshops wurde darauf hingewiesen, dass sich die Regulatorik und der politische Rahmen, in dem über Wasserstoff gesprochen wird, im Vergleich zum Projektstart des NRL sehr stark geändert haben. Dieser veränderten Wahrnehmung musste sich auch das iNeP-Projekt stellen.
Gleichzeitig wurde die Arbeit der Forschungspartner gelobt, weil sich jede:r Einzelne individuell einer ambitionierten Fragestellung gewidmet hatte. In allen Bereichen gibt es zahlreiche Anknüpfungspunkte für weiterführende Forschungsprojekte. Forschungspartner arbeiteten anders als Unternehmen, jedoch hätte sich die Zusammenarbeit über den Projektzeitraum gut eingependelt – große Verbundprojekte wie das NRL bieten dafür den geeigneten Rahmen.
Die iNeP-Abschlussveranstaltung zeigte deutlich, wieviel durch die Zusammenarbeit von Forschung und Praxis in den letzten 5 Jahren erreicht werden konnte. Projektleiter Oliver Koch wies abschließend darauf hin: „Wir benötigen keine weiteren Simulationen. Wir müssen jetzt umsetzen. Das war und ist unser Antrieb.“
