Neue Netze braucht das Land

Schlau und flexibel sollen die zukünftigen Stromnetze werden. Immerhin 600 Millionen Euro fließen dafür in fünf Schaufensterregionen. Das Bundeswirtschaftsministerium steuert dazu 230 Millionen Euro bei. Die mehr als 200 beteiligten Unternehmen planen, weitere rund 370 Millionen Euro in die fünf „Blaupausen“ zu investieren. Das neue Programm „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“ (Sinteg) soll zeigen, wie Stromnetze mit hohen Anteilen schwankender Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie sicher, stabil und effizient betrieben werden können. Im Fokus stehen dabei die intelligente Vernetzung von Erzeugung und Verbrauch sowie der Einsatz innovativer Netztechnologien und -betriebskonzepte.

Im zweiten Halbjahr 2016 sollen die Modellprojekte anlaufen, kündigte der zuständige Referent im Wirtschaftsministerium Alexander Folz auf der Konferenz „Zukünftige Stromnetze für Erneuerbare Energien“ in Berlin an.

Das Energiesystem benötigt viele Optionen und Puffer

Ein Projekt nennt sich beispielsweise „C-Sells: Großflächiges Schaufenster im Solarbogen Süddeutschland“. Das Förderprogramm Sinteg gehört zu den Maßnahmen der „Innovativen Digitalisierung der Deutschen Wirtschaft“ und ist damit ein Baustein der Digitalen Agenda der Bundesregierung. Die weiteren vier Schaufenster heißen Designetz, Enera, New 4.0 und Windnode.

Die Herausforderung sei es, das Energiesystem grundlegend neu zu gestalten. „Der bestehende regulatorische Rahmen atmet noch viel zu sehr den Geist der alten fossilen Welt, hier scheint die Energiewende noch kaum angekommen zu sein“, urteilt Lars Waldmann vom niederländischen Netzbetreiber Alliander. Dezentrale Verbraucherentscheidungen und das Internet der Dinge stellten die Marktteilnehmer vor Aufgaben, die nur mit einer grundlegenden Anpassung der Regulierung zu lösen seien. „Flexibilisierung des Energiesystems ist das zentrale Stichwort für diesen Prozess“, betont Waldmann. Es gehe dabei um Daten und Steuerung, Tarifgestaltung und Marktzugänge. Das betreffe auch Städte und Kommunen, die künftig eine noch bedeutendere Rolle in der Energiewelt spielen werden.

Die Stromnetze sind das Bindeglied

Die Technologie spielt dabei eine wichtige Rolle, wenn es nach Professor Jochen Kreusel von ABB aus Mannheim geht: Mehr als 30 Prozent des Bedarfs an elektrischer Energie wurden im Jahr 2015 in Deutschland aus erneuerbaren Quellen gedeckt. „In manchen sonnenreichen Ländern mit geringen jahreszeitlichen Schwankungen ist die Eigenversorgung mit Solarenergie und Batterien inzwischen günstiger als die Versorgung aus dem öffentlichen Niederspannungsnetz“, weiß Kreusel zu berichten und ergänzt: „Wir befinden uns inmitten einer grundlegenden Veränderung der elektrischen Energieversorgung.“ Diese sei längst nicht mehr primär politisch, sondern vor allem technisch-ökonomisch getrieben. Netze hätten künftig mehr Aufgaben als in der Vergangenheit. „Sie sind das entscheidende Bindeglied zwischen allen Akteuren der Energieversorgung und -nutzung.“

Es gibt heute bereits einige innovative Regionen. Die fünf Schaufensterregionen des neuen Sinteg-Programms gehören dazu. Sie sind zum Teil aus dem BMWi-Förderprogramm E-Energy hervorgegangen. Stromnetzexperte Holger Löw beschreibt den evolutionären Wandel. Er ist Ingenieur und arbeitet beim Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE): „Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber müssen viel genauere Lastprognosen erstellen als früher.“ Neben der Last, also dem Stromverbrauch, muss nun auch die Erzeugung der Ökostromanlagen vorhergesagt werden. Diese Prognoseaufgabe schwappe zum Teil über auf die Verteilnetzbetreiber, die ebenfalls mehr Arbeit hätten.

Das Netz besser verstehen

Der Unterschied ist: Früher gab es wenige Messstellen, und man wusste wenig über die Auslastung im Netz. Techniker seien über das Land gefahren und hätten anhand von Schleppzählern die Höchstlast des vergangenen Jahres abgelesen, erklärt der Ingenieur. Heute gebe es einfach eine starke Spreizung: Einige Verteilnetzbetreiber seien sehr innovativ, andere arbeiteten weiter mit einem Wählscheibentelefon.

Allerdings hilft die Digitalisierung, das Netz besser zu verstehen als früher. Sie ist seit einigen Jahren Grundlage des Energiesystems. Und die Prognose ist das zentrale Element geworden, sowohl für den Betrieb des Netzes als auch für den Stromhandel. Das wird sich in den nächsten Jahren weiter entwickeln. „Auch Verteilnetzbetreiber erstellen dann Prognosen für Netzengpassstellen – da bin ich mir sicher“, betont Löw. Und das gehe nur digital, ebenso wie die Vielzahl an Transaktionen im Stromhandel nicht mehr manuell zu bewältigen sei. Eine immer kleinteiligere Abrechnung bedingt, dass alle Beteiligten genauer und damit effizienter arbeiten müssen, um überhaupt noch Geld zu verdienen.

Risiken sind unterbewertet

Allerdings birgt die Digitalisierung auch neue Gefahren. Man muss Nutzen und Risiken abwägen und entscheiden, ob sie in einem gesunden Verhältnis stehen. „Der Blackout in der Ukraine hat gezeigt, wie schnell digitale Systeme unterwandert werden können“, erklärt Löw. „Weltweit steht genau das als Ziel in den Auftragsbüchern der Geheimdienste.“ Das Wirtschaftsministerium betreibt in seinen Publikationen zur Digitalisierung Löws Meinung nach Schönfärberei. Die Risiken des Themas seien derzeit noch stark unterbewertet.

Da hilft es auch nur bedingt, dass das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, kurz BSI, bei der Sicherheit der Datenübertragung gute Arbeit geleistet habe, meint Löw. Denn ein zentrales Problem bleibt: Die Daten sind frei kopierbar. Dagegen können sich selbst große Technologiekonzerne oder Banken nicht schützen. Dies sollen die Unternehmen aber nach der Vorstellung unserer Regierung selbst lösen. „Es stellt sich mir die Frage: Wie soll ein Netzbetreiber oder Stromhändler das schaffen, wenn das nicht einmal ein Konzern wie Adobe hinbekommt?“, fragt Löw. Und die Begehrlichkeiten sind enorm. Viele wollten die Daten aus dem Smart Meter nutzen, um Geld damit zu verdienen.

Willkommen im 19. Jahrhundert

Viele erwarten einfach zu viel von intelligenten Zählern. „Denn der Smart Meter ist ein Zähler, aber gerade kein Schalter“, betont Löw. Die Arbeitsgruppe FNN im Verband VDE arbeitet gerade an einer Schaltbox mit vier Relaiskontakten. Ein intelligenter Einsatz wie aktive Blindleistungssteuerung ist durch die Smart Meter nicht möglich. „Technologisch bedeuten Relais ein Rückschritt ins 19. Jahrhundert“, sagt er. Problem sei, dass die netzseitigen Anforderungen nie analysiert wurden, um zu prüfen, was die volkswirtschaftlich bessere Lösung wäre. Es ging immer nur darum, die Smart Meter in den Markt zu bringen. Fazit: Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass es unterhalb von 20.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch nicht wirtschaftlich ist, einen intelligenten Zähler zu installieren.

Trend: Ökostromanlagen bündeln

Experten erwarten bis 2050 immerhin fünf Millionen dezentrale Anlagen. Diese können dann in virtuellen Kraftwerken gebündelt werden. Pilotprojekte haben bereits gezeigt, dass die Versorgung damit genauso gut gesichert wird wie mit herkömmlichen Großkraftwerken. Dass das funktioniere, hänge stark von der Kombination und der Art der Anlagen ab, betont Löw. Auch wenn die Pilotprojekte eher zentrale virtuelle Kraftwerke waren. „In einer wirklich dezentralen Versorgung müssten sich einzelne Cluster aus Verbrauchern, Speichern und einem Mix aus verschiedenen Erzeugern erst mal selbst ausregeln“, sagt er.

So sieht es beispielsweise auch der zelluläre Ansatz des VDE vor. Auch größere Verbraucher müssen demnach künftig mehr Verantwortung für das System übernehmen. Allerdings muss dafür die Kommunikation zwischen den Beteiligten noch besser werden. Dann kann die Verantwortung, die bisher allein die großen Übertragungsnetzbetreiber tragen, auch auf die Verteilnetzbetreiber übergehen.

Mehr regionale Inselnetzfähigkeit könnte hier helfen. Denn es senkt die Auswirkungen, Dauer und damit die Kosten eines Blackouts deutlich, wenn in Inselbereichen noch Tankstellen, Geldautomaten und Krankenhäuser normal weiterarbeiten. Bisher entdecke man diese Inseln nur zufällig, wenn eine höhere Netzebene ausfalle, beschreibt Löw. „Ein geplanter Aufbau dieser unteren und autarken Teilnetze steigert die Systemstabilität und Versorgungssicherheit enorm, das sollte ausgebaut werden.“

Am alten System herumflicken

Allerdings betonen Kritiker, dass die gesetzlichen Rahmenbedingungen verändert werden müssten, damit Erneuerbare verstärkt Systemdienstleistungen anbieten können. Denn die Regulierung hängt der technologischen Entwicklung immer hinterher. „Man flickt bisher einfach immer weiter am alten System herum“, bewertet Löw. Die neue und alte Energiewelt passen aber immer weniger zusammen. Die Erneuerbaren müssten, spätestens wenn sie einen Speicher haben, auch mehr Systemverantwortung übernehmen. „Und das können sie auch, man muss sie aber auch lassen.“

Das neue Fördersystem der KfW-Bank für Batteriespeicher soll genutzt werden, damit die Batteriespeicher netzdienlich arbeiten. Ein Speicherbetreiber, der keine Förderung bekommt, optimiert einfach seinen Eigenverbrauch. Der Zuschuss beziehungsweise Kredit der KfW-Bank verlangt dem Betreiber höhere technische Anforderungen ab, um eine bessere volkswirtschaftliche Nutzung zu erlangen. Diese Anforderungen wurden im Vergleich zum Vorgängerprogramm weiter verschärft. „Deshalb gibt es nun die 50-prozentige Einspeisebegrenzung“, sagt Löw.

So helfen Akkus dem Netz

Er nennt ein konkretes Beispiel, wie Speicher den Netzbetrieb konkret unterstützen könnten: „Sinkt die Frequenz unter 49,8 Hertz, könnten Batterien automatisch Strom einspeisen, das lässt sich programmieren.“ Ein Fall, der sicherlich relativ selten eintreten, aber durchaus vorkommen kann. „Dieser Einsatz müsste auch nicht extra vergütet werden, da es sich über die Lebensdauer der Batterie um eine minimale Energiemenge handeln würde.“

Derzeit besteht der Strommix hierzulande aus rund 35 Prozent Ökostrom. Die Gestehungskosten für erneuerbaren Strom liegen inzwischen unter denen von Atomstrom und wenn man die externen Kosten berücksichtigt, auch unter denen von Kohle. Den weiteren Ausbau auszubremsen sei schon deshalb nicht sinnvoll, sagt Löw. Netzengpässe, die heute bereits auftreten, werde es immer wieder geben. Das sei ganz normal. „Aber wir bauen unsere Straßen auch nicht nach dem Platzbedarf während der Rushhour aus.“ Andernfalls würden enorme Überkapazitäten entstehen. Eine Verknüpfung zwischen Strom-, Wärme- und Mobilitätssektor sei künftig unbedingt erforderlich, meint nicht nur Löw. Genau das wird beispielsweise in dem Projekt Windnode verstärkt untersucht.

Ein Soli für die Energiewende

Die Energiewende muss als eine Investition in unsere zukünftige Infrastruktur verstanden werden. Das bedeutet auch, dass wir heute etwas mehr zahlen. Diese Investitionen werden sich aber später – oder für die nächsten Generationen – durch stabile und günstigere Energiepreise auszahlen. Eine reine Refinanzierung über Netzentgelte ist laut Löw nicht die Lösung. „Es handelt sich um eine gesamtgesellschaftliche Aufgabe, die von allen gemeinsam getragen werden sollte.“

Alles durch die Verbraucher bezahlen zu lassen führe nicht zum Ziel. Löw kann sich eine Art Soli für die Energiewende vorstellen, der über Steuern finanziert wird. „Elegant wäre es, einen staatlichen Rentenfonds zu schaffen, der in Infrastruktur investiert und damit auch entsprechend sicher angelegt wäre.“ So würden mehr Bürger von den Früchten der Energiewende profitieren. Ob das politisch durchzusetzen ist, steht allerdings auf einem anderen Blatt.

www.zukunftsnetz.net

C-Sells

Das Land Baden-Württemberg fördert die Smart-Grid-Plattform Süddeutschland. In der Region gibt es besonders viele Photovoltaikanlagen, insgesamt 700.000 sogenannte Prosumer und eine vielschichtige Netzstruktur mit rund 420 Verteilnetzbetreibern. Die Forscher wollen ein zelluläres Energiesystem in Baden-Württemberg, Bayern und Hessen umsetzen: Liegenschaften, Quartiere und Städte bilden einzelne Zellen im System. Der Plan: Innerhalb der Zellen wird die Energie weitgehend autonom zwischen Verbrauchern, Konsumenten und Speichern optimiert.

Designetz

Im Schaufenster Designetz in Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Saarland wird Energie aus Solar- und Windenergie genutzt, um die urbanen und industriellen Verbraucher zu versorgen. In die Demonstrationsprojekte werden rund 7.000 Haushalte und 140.000 Messsysteme einbezogen. Angestrebt wird neben einem stabilen Netzbetrieb auch ein weitgehend lokaler oder regionaler Verbrauch der erneuerbaren Energie. Geprüft wird dabei auch die Rolle von Energiespeichern.

Enera

In dem Pilotprojekt Enera in Niedersachsen geht es unter anderem um regionale Systemdienstleistungen. Forscher wollen analysieren, wie die Dienste das Stromnetz lokal stabilisieren und die Stromversorgung auf Basis von erneuerbaren Energien weiter erhöhen. Es soll gezeigt werden, welche Voraussetzungen auf systemtechnischer Ebene nötig sind, um das Netz zuverlässig und effizient zu betreiben. Ein weiterer Fokus ist die verteilnetzdienliche Erweiterung des sogenannten Intraday-Marktes an der Strombörse um regionale Produkte. Ziel ist es dabei, die Netzführung zu demonstrieren und die stabilisierenden Eingriffe auf Verteilnetzebene weitgehend zu reduzieren.

New 4.0

Unter dem Slogan New 4.0 haben sich in Hamburg und Schleswig-Holstein rund 50 Partner aus den Bereichen Energieerzeugung, Transport und Vermarktung zusammengeschlossen. Die Situation vor Ort: In der Region herrscht ein starkes Ungleichgewicht in der Erzeugungs- und Lastsituation. Während in Hamburg ein großer Verbrauchsschwerpunkt liegt, werden dort lediglich drei Prozent des Bedarfs durch erneuerbare Energien bereitgestellt. Der Pilot soll zeigen, wie sich solche Unterschiede ausbalancieren lassen. Die Region will sich bereits 2025 sicher und effizient mit 70 Prozent Ökoenergie versorgen.

Windnode

Das Schaufenster Windnode umfasst die fünf ostdeutschen Länder und Berlin. Ziel ist eine effiziente Einbindung von Ökoenergie in einem System, das sektorenübergreifend Strom, Wärme und Mobilität verbindet. Erzeuger und Nutzer sowie Stromnetz und Märkte werden so verbunden und damit flexibler. Beispielsweise sind verschiebbare industrielle Lasten, Power-to-Heat- und Kühlanlagen sowie Elektromobilität verbunden. Neun Demonstratoren werden so miteinander zu einem Gesamtmodell vernetzt.

www.bmwi.de/Netzausbau

Bessere Netzintegration durch genaue Prognosen

Wechselrichterhersteller SMA wird künftig Leistungsdaten liefern, um Photovoltaikanlagen besser ins Stromsystem zu integrieren. So kann Übertragungsnetzbetreiber Tennet die eingespeiste Solarstrommenge seiner Regelzone zeitnäher berechnen. Das haben beide Unternehmen nun vertraglich vereinbart.

In Kombination mit Wetterdaten für die nächsten Stunden und Tage werden die Prognosen genauer. So kann der wachsende Anteil von Strom aus Photovoltaikanlagen erheblich besser geplant und ins Netz integriert werden. „Mit dem schnell wachsenden Ökostromanteil an der Stromerzeugung werden dezentrale und zeitnahe Daten zur Erzeugung von grünem Strom immer wichtiger“, sagt Tennet-Chef Urban Keussen.

Die Kooperation von Tennet und SMA ist die erste ihrer Art in Deutschland. Das bedeutet, erstmals erhält ein Übertragungsnetzbetreiber direkte Daten zur Erzeugung von Solarstrom.

Mit mehr als 220.000 weltweit im Sunny Portal registrierten Photovoltaikanlagen verfügt SMA über breite Prognosebasis der Solarstromerzeugung. Allein in der Regelzone von Tennet befinden sich über 40.000 Solaranlagen mit Wechselrichtern von SMA. Das Unternehmen verhindert etwa durch eine Aggregation der aktuellen Messdaten, dass Rückschlüsse auf einzelne Kundenanlagen möglich sind.

Hintergrund: Die zunehmende dezentrale und volatile Einspeisung auf den Spannungsebenen unterhalb der Höchstspannung stellt eine Herausforderung für den sicheren Netzbetrieb dar. In die Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers Tennet fallen rund 40 Prozent der Solareinspeisung in Deutschland.

www.sma.de