Grid-Interactive Renewable Energy Communities in Distribution Systems - A Simulative Analysis of Contributions to Energy Policy Goals

Energy policy aims to ensure an affordable, reliable, and sustainable energy supply. Given that global warming is causing substantial loss and damage to nature and people, the transition to a greenhouse gas neutral energy system is essential. The implementation of required measures, such as the expansion of renewable energies and the electrification of mobility, heating, and industrial processes strains the local grid infrastructure. Utilizing the flexibility of electrical loads, generation, and storage systems coupled with an efficient grid operation is key to ensuring affordability and security of supply. Consequently, renewable energy communities (RECs) were legally established and introduced by a European Union directive in 2018. In RECs, households and enterprises can share renewable energy and provide energy services.

This thesis examines contributions of collective energy management in RECs to achieve energy policy goals in distribution grids. To this end, novel models are developed to compute the operation of a REC using centralized linear optimization and to simulate grid-interactive operation in cooperation with distribution system operators (DSOs). Annual simulations for REC operation are carried out based on various scenarios and compared with alternative strategies of individual site optimization and rule-based business-as-usual operation. The scenarios include RECs in typical German remote, rural, suburban, and urban grid topologies, and the current expansion of photovoltaic systems, battery storage systems, electric vehicle charging stations, and heat pumps in 2025 and for the projected expansion in 2035.

Compared to individual site optimization, RECs can achieve an average annual profit of 138 € to 566 € per participant through financial incentives for local sharing of renewable energies. The self-sufficiency ratio increases from an average of 47 % to 65 %, which also reduces the load at the substation. Furthermore, multi-objective optimization can cost-effectively achieve a peak power reduction of 110 kW to 340 kW, i.e., a reduction of 33 % to 50 %, with a maximum of 1 €/kW for up to 100 kW in all scenarios. The CO₂ emissions associated with electricity supply are reduced by an average of 39 % through the REC and by an additional 3 % to 6 % if additional CO₂ pricing mechanisms are implemented.

A newly introduced method of REC-DSO cooperation enables the cost-optimal use of REC participants' distributed flexibility in the grid. This involves the upfront communication of a planned REC operation to the DSO including available flexibility. The DSO determines the flexibility required to avoid critical transformer or line loading and voltage violations using an optimal power flow calculation. Compared to scenarios with alternative operation strategies that ensure non-critical grid operation, this method enables an efficient use of the grid and reduces the curtailment of renewable energies by 78 % to 91 %. The annual compensation incurred for the congestion management measures decreases by 80 % to 96 % to a maximum of 15 € per participant.

Energiepolitik hat das Ziel eine bezahlbare, zuverlässige und umweltverträgliche Energieversorgung zu gewährleisten. Angesichts der globalen Erwärmung, die erhebliche Verluste und Schäden für Natur und Menschen verursacht, ist der Umbau zu einem treibhausgasneutralen Energiesystem unerlässlich. Die Umsetzung der erforderlichen Maßnahmen, wie der Ausbau von erneuerbaren Energien und die Elektrifizierung von Mobilität, Wärme und Industrieprozessen, belastet die lokale Netzinfrastruktur. Die Nutzung der Flexibilität von elektrischen Verbrauchern, Erzeugern und Speichern sowie ein effizienter Netzbetrieb sind nötig, um die Bezahlbarkeit und Versorgungssicherheit sicherzustellen. Folglich wurden Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften (EEGn) durch eine Verordnung der Europäischen Union 2018 rechtlich definiert. In EEGn können Haushalte und Unternehmen erneuerbare Energien gemeinsam nutzen und Energiedienstleistungen erbringen.

Diese Arbeit untersucht Beiträge eines kollektiven Energiemanagements in EEGn zur Erreichung der energiepolitischen Ziele in Verteilnetzen. Neue Modelle werden entwickelt, die den EEG-Betrieb mittels zentraler linearer Optimierung berechnen und einen netz-interaktiven Betrieb in Kooperation mit Verteilnetzbetreibern (VNBn) simulieren. Es werden Jahressimulationen für den EEG-Betrieb in verschiedenen Szenarien durchgeführt und mit alternativen Strategien der Einzelstandortoptimierung und des regelbasierten Normalbetriebs verglichen. Die Szenarien umfassen EEGn in typischen deutschen abgelegenen, ländlichen, vorstädtischen und städtischen Netztopologien für den aktuellen Ausbauzustand von Photovoltaikanlagen, Batteriespeichern, Ladestationen für Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen in 2025 und den prognostizierten Ausbauzustand in 2035.

Gegenüber der Einzelstandortoptimierung kann die EEG durch finanzielle Anreize für die gemeinsame Nutzung erneuerbarer Energien einen jährlichen Durchschnittsprofit von 138 € bis 566 € pro Teilnehmer erzielen. Der Selbstversorgungsgrad steigt von durchschnittlich 47 % auf 65 %, was auch die Belastung an der Ortsnetzstation reduziert. Weiterhin ermöglicht eine Mehrzieloptimierung die kostengünstige Reduktion von Leistungsspitzen um 110 kW bis 340 kW, d.h. eine Reduktion von 33 % bis 50 %, bei maximalen Kosten von 1 €/kW für bis zu 100 kW in allen Szenarien. Die mit der Stromversorgung assoziierten CO₂-Emissionen werden durch die EEG um durchschnittlich 39 % und bei zusätzlicher Implementierung einer CO₂-Bepreisung um weitere 3 % bis 6 % reduziert.

Die neu eingeführte Methode der EEG-VNB-Kooperation ermöglicht den kostenoptimalen Einsatz von verteilter Flexibilität der EEG-Teilnehmer. Hierzu wird der geplante EEG-Betrieb samt verfügbarer Flexibilität vorab an den VNB übermittelt, der mittels optimaler Lastflussberechnung den erforderlichen Flexibilitätseinsatz zur Vermeidung kritischer Tranformator- oder Kabelbelastungen und Spannungsbandverletzungen bestimmt. Gegenüber Szenarien mit alternativen Betriebsstrategien, die den unkritischen Netzbetrieb sicherstellen, nutzt dieser Ansatz das Netz effizienter und reduziert die Abregelung erneuerbarer Energien um 78 % bis 91 %. Die jährliche Kompensation für Engpassmanagementmaßnahmen fällt um 80 % bis 96 % auf maximal 15 € pro Teilnehmer.