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Paul Langrock / Zenit / laif – Ein Tunnel im Berliner Untergrund verbindet Friedrichshain und Marzahn per Stromautobahn. Ein Netzingenieur auf Inspektionstour

24.9.2013 | Von:
Hans-Peter Beck
Jens-Peter Springmann

Das Stromnetz im Zeichen der Energiewende

Intelligente Netze – Antwort auf ein Mehr an erneuerbaren Energiequellen

Die bisherigen Stromnetze waren darauf eingerichtet, dass große Kraftwerke viele Verbraucher mit relativ konstanter Leistung versorgen. Der Strom aus erneuerbaren Energien kommt dagegen aus einer Vielzahl kleiner Anlagen, die dezentral angesiedelt sind, sich kaum übergreifend steuern lassen und starken Leistungsschwankungen unterliegen. Dies erfordert ein intelligenteres Stromnetz (englisch: Smart Grid), das diese Vorgaben unter Beobachtung von Wirtschaftlichkeit und Netzstabilität mit den Bedürfnissen der Verbraucher in Einklang bringt. Die Übertragungs- und Verbundnetze müssen also so umgestaltet werden, dass die schwankenden Erzeugerleistungen problemlos einbezogen werden können. Hierzu müssen die Kraftwerke nicht mehr nur nach den Verbraucher-Lastgängen gesteuert werden, sondern zunehmend auch nach der mit Vorrang eingespeisten erneuerbaren Energie. Der schwankende Teil muss möglichst genau vorhergesagt werden, damit keine Netzengpässe ("Staus auf den Stromautobahnen") entstehen. Heutige Kraftwerke brauchen je nach Typ zehn bis 60 Minuten, um auf 100 Prozent Leistungsabgabe anfahren zu können. Je ungenauer die erneuerbare Leistung vorhergesagt wird, desto mehr teure Regelkraftwerke müssen dann am Netz sein. Zudem ist ihre Leistung nicht unbedingt dort verfügbar, wo die erneuerbaren Quellen bei ausreichend Sonne und Wind einspeisen. Erneuerbare Energiequellen erzeugen den Strom häufig nicht immer wo (z. B. in Ballungszentren) und wann er benötigt wird. Das lokale Defizit kann durch neue Leitungen ausgeglichen werden, das zeitliche durch Kraftwerke und zukünftig auch durch Speicher.
Erneuerbare Anlagen speisen je nach Spitzenleistung auf verschiedenen Spannungsebenen ein: kleine PV-Anlagen meistens in das Niederspannungsnetz, größere in das Mittelspannungsnetz. Windparks "onshore" speisen immer mittelspannungs- oder hochspannungsseitig ein und "offshore"–Parks in der Regel auf der Höchstspannungsebene. Die auf einer Ebene eingespeiste Energie kann nicht immer auch dort abgenommen werden; der Lastfluss kehrt sich um, die Verbrauchsebene mit Überschussleistung wird für die höhere Spannungsebene zur Erzeugerebene. Dies kann zur unzulässigen Spannungserhöhung am Einspeiseort führen. Der Netzbetreiber hat dies zu verhindern und muss auch in kritischen Fällen, wie Windstille und Bewölkung, kombiniert mit Starklast oder Schwachlast bei gleichzeitiger hoher Sonnen- und Windenergieeinspeisung, das zulässige Spannungsband (±10 Prozent der Normspannung) sicherstellen. Die Vermeidung von Fehlspannungen führt schon heute teilweise zu einem Netzausbau mit leistungsstärkeren Transformatoren, Schaltern und Leitungen bzw. Kabeln. Bei zukünftig noch höheren erneuerbaren Anteilen (>30 Prozent) sind neue Wege zu gehen wie beispielsweise selbstregelnde Ortsnetztransformatoren, Blindleistungsregelanlagen mit Umrichtern oder Speicher in Verbindung mit einer intelligenten Automatisierungstechnik.
Ein Smart Grid ist also aus elektrotechnischer Sicht ein Netz, welches einen stabilen Betrieb auch bei schwankender Lastflussumkehr ermöglicht. Diese wäre vermeidbar, wenn lokal die eingespeiste Energie stets dem Verbrauch entsprechen würde und somit das Netz nicht zusätzlich in Anspruch nähme. So ließe sich der eigene Verbrauch zeitlich und leistungsmäßig an die Erzeugung anpassen (z. B. Laden von Elektroautos bei Stromüberangebot). Auch die Wärme- und Kälteerzeugung durch Blockheizkraftwerke kann mit eigenerzeugtem Strom gekoppelt werden, beispielsweise durch die angebotsabhängige Steuerung von Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlagen oder Wärmepumpen. Auch eine Zwischenspeicherung in Batterien ist möglich, wenngleich die derzeit teuerste Methode.

Studien zeigen allerdings, dass auch bei einem solchen Last- und Erzeugungsmanagement über "intelligente" Rechner (z. B. Smart Meter, s. u.) ein vollständiger lokaler Ausgleich von erzeugter und benötigter elektrischer Energie nicht immer erreicht werden kann. Es wird deshalb auf der Verteilnetz-Ebene einen Markt für dezentral erzeugte elektrische Energie geben müssen (Smart Market). Zudem werden auch weiterhin zentrale Großkraftwerke elektrische Energie für die Verbundnetze bereitstellen, um die Defizite aufzufangen, die gerade in Ballungsgebieten nach Abschaltung der dortigen nuklearen Kraftwerke erwartbar sind.
Um alle genannten Dienstleistungen sowie die Netzsteuerung und Abrechnung erbringen zu können, ist eine sichere und zuverlässige Kommunikation im Verteilnetz erforderlich. Die bereits bei den Übertragungsnetzebenen und Verbundnetzebenen vorhandenen Kommunikationsnetze werden entsprechend ausgebaut und durch eine zuverlässige Kommunikation im Verteilnetz ergänzt.

Ein Vorbote hierfür sind Smart Meter, also der Ersatz des bisherigen kommunikationslosen Stromzählers durch einen kleineren Messcomputer mit Datenaustausch. Diese Zähler eröffnen neue Möglichkeiten, zum Beispiel eine dynamische Abrechnung bei zeitabhängigen Stromtarifen. Der Kunde könnte dann prinzipiell Geld sparen, wenn er Strom in Starkwind- und Schwachlastzeiten bei niedrigen Preisen nutzen würde. Wirtschaftlich besonders interessant könnte der Betrieb eigener Speicher werden, da überschüssige Energie zu Preisen unterhalb der Tarifpreise verfügbar wäre. Diese lastabhängigen Tarife fehlen allerdings heute noch. Sie gibt es bisher nur für Großverbraucher, so dass sich für Tarifkunden ein Smart Meter derzeit noch nicht lohnt.

Quellentext

Smart Grid auf dem Dorf

[...] In Wildpoldsried wird das [schlaue Netz, genannt "Smart Grid"] erprobt, im Forschungsprojekt IRENE (Integration regenerativer Energien und Elektromobilität). Das kleine Dorf der Erneuerbaren ist zu einer Modelllandschaft geworden für Ökostrom und seine Verteilung.
Bevor die schlaue Steuerung beginnen kann, muss geklärt werden, was in einem Ortsnetz eigentlich genau passiert. Bisher wissen Stromversorger darüber fast nichts, schließlich werden die Zähler in Haushalten nur einmal im Jahr abgelesen. Zuerst wurden also 200 kleine schwarze Kästen über Wildpoldsried verteilt. Permanent funken diese "Smart Meter" Erzeugungs- und Verbrauchsdaten an die Zentrale der AÜW [Allgäuer Überlandwerke] in Kempten.
Wenn Wind und Sonne absehbar mehr Strom liefern, als die Wildpoldsrieder brauchen, kommen 32 Elektroautos zum Einsatz. Ihre Batterien werden dann nachgeladen und entlasten so das Netz. Der neu installierte Ortsnetztrafo senkt die überhöhte Spannung zusätzlich ab. Er ist nämlich regelbar – das gibt es normalerweise nur im Hochspannungsnetz. Im Herbst wird zusätzlich noch ein Lithium-Ionen-Speicher aufgebaut. Er soll überschüssigen Solarstrom aufbewahren für die verbrauchsintensiven Abendstunden.
Auch Wettereffekte werden berücksichtigt. So liefert viel Sonne nicht immer viel Solarstrom. Brennt sie im Sommer lange auf die Module, dann werden die sehr heiß, und ihr Wirkungsgrad sinkt. "Deshalb kann an einem Sommertag der Ertrag um über 20 Prozent niedriger liegen als bei gleicher Sonneneinstrahlung im Winter", sagt Robert Köberle. Der Ingenieur ist für die Feinjustierung und Wartung all der Technik zuständig. Beim neuen Ortsnetztrafo hat er eine Wetterstation eingebaut.
Schon im Wildpoldsrieder Miniaturmaßstab ist ein Smart Grid erstaunlich komplex. Jeden Tag liefert es drei Gigabyte Daten, fünf CDs ließen sich damit füllen. Ein schlaues Netz braucht schnelle Computer mit leistungsfähiger Software. [...]
Ein "selbst organisiertes Energieautomatisierungssystem" soll für den steten Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage im lokalen Stromnetz sorgen. "So Easy" lautet sein griffiges Kürzel. Dafür wird nach dem Vorbild großer Strombörsen ein lokaler Marktplatz simuliert, auf dem automatische Agenten die Interessen der Erzeuger und Verbraucher wahrnehmen. Wer Strom bei hoher Nachfrage erzeugt, wird belohnt, wer ihn bei hohem Angebot verbraucht, bekommt ihn billig.
[...] Mit dem Smart Grid können die [AÜW] einen Teil der Kosten vermeiden, die normalerweise beim Anschluss neuer Solar-, Biogas- und Windkraftanlagen ans Ortsnetz entstehen. "Das Einsparpotenzial liegt bei bis zu 20 Prozent", sagt Technikchef Fiedeldey. Dagegen stehen allerdings die Kosten für den Bau und den Unterhalt all der Technik, die ein Smart Grid wiederum erfordert. "Für den Betrieb müssen wir bisher einen halben Manntag ansetzen", weiß der Wartungschef Robert Köberle. Die größten Probleme macht ihm die drahtlose Übertragung all der Messdaten über das Handynetz. "Für unser System brauchen wir eine sehr sichere Verbindung, doch die reißt immer mal wieder ab."
Und für den Weg von Pilotprojekten zur flächendeckenden Anwendung fehlt den Smart Grids der rechtliche Rahmen. "Wenn wir Kupfer durch Intelligenz ersetzen wollen, brauchen wir Investitionssicherheit", sagt Michael Fiedeldey von den Allgäuer Überlandwerken. Doch im bisherigen System werden nur Erzeugung, Transport und Vertrieb des Stroms vergütet, nicht aber Systemdienstleistungen wie das Abpuffern großer Spannungsschwankungen im Ortsnetz.
Nötig wäre also noch mehr Regulierung in einem schon heute völlig überregulierten Markt. Der AÜW-Techniker veranschaulicht das mit einer Grafik. Sie zeigt den exponentiellen Anstieg erneuerbarer Energieeinspeisung in seinem Netz. Darüber liegt eine zweite, ebenso steile Kurve, die für die Zahl der Paragrafen in den Energiegesetzen steht. "Als ich vor 15 Jahren anfing, gab es ein Gesetz mit 19 Paragrafen. Heute haben wir sieben Gesetze mit 306 Paragrafen."
[...] Albert Moser, [d]er Leiter des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft an der RWTH Aachen, hat eine Marktsimulation entwickelt für den von der Bundesregierung angeforderten Netzentwicklungsplan. Er warnt davor, das Potenzial schlauer Netze zu überschätzen. "Dieser Autarkie-Gedanke funktioniert mit viel Idealismus vielleicht an ausgewählten ländlichen Standorten, nicht aber in einer Großstadt." Die werde immer sehr viel mehr Strom benötigen, als sie erzeugen könne. "Smart Grids können deshalb den Ausbau der Übertragungsnetze nicht ersetzen."
[...] Für den Bürgermeister und CSU-Vorsitzenden von Wildpoldsried [Arno Zengerle] ist die Energiewende keine nüchterne Kosten-Nutzen-Rechnung. "Es kommt immer auf einzelne Menschen an", sagt er. 30 Millionen Euro haben die Bürger seines Dorfes in erneuerbare Energie investiert. Aus dem Erlös der Solarmodule auf kommunalen Dächern wird die Jugendarbeit von Sportvereinen und Feuerwehr finanziert. Im Gegenzug stellt jeder Verein einen Rentner für Wartungsarbeiten. "In einer kleinen Gemeinde geht so was per Zuruf", sagt er.
Auf die Interessen der Industrie muss er nicht achten. Denn Letztere gibt es in Wildpoldsried gar nicht. Nur eine kleine Firma produziert für Ökohäuser Lehmbauplatten. Die werden mit Heißluft getrocknet. Ein Glücksfall für die vier Blockheizkraftwerke im Dorf. Deren überschüssige Wärme lässt sich so im Sommer einigermaßen sinnvoll nutzen.

Dirk Asendorpf, "Mit schlauer Power", in: DIE ZEIT Nr. 34 vom 16. August 2012