Intelligentes Stromnetz

Die bestehenden Netze werden schon seit längerer Zeit mit einer Kommunikationstechnik, der sogenannten Netzleittechnik (engl. bzw. allgemein SCADA), ferngesteuert. Die Leittechnik der Hoch- und Höchstspannungsnetze ist auf einem hohen Stand; einen Eindruck davon geben die Leitwarten der Übertragungsnetzbetreiber.[2] Dagegen besteht bei den Niederspannungs- und Mittelspannungsnetzes noch Nachholbedarf, allerdings ist hier das Kosten-Nutzen-Verhältnis ein anderes.

Historische Bedeutung bei der Steuerung von Stromnetzen haben:[3]

• Fernwirktechniken, eine Verbindung von betrieblichen Telefonnetzen mit Möglichkeiten zur Fernbedienung von Anlagen,
• Trägerfrequenzanlagen, mit denen Daten direkt über die Stromnetze übertragen werden können,
• Richtfunkanlagen, siehe auch die Liste der Richtfunkanlagen von Energieversorgungsunternehmen in Deutschland,
• Rundsteuertechnik bzw. Funkrundsteuertechnik, mit der ein zentrales Signal über das gesamte Stromnetz verbreitet werden kann und damit beispielsweise die Straßenbeleuchtung an- und ausgeschaltet oder Stromzähler auf Niederstromtarif und umgekehrt umgeschaltet werden können.

Diese historischen Steuerungstechniken sind heutzutage kabel- oder mobilfunknetzbasiert. Ziel dieser Übertragung von Daten und Signalen und der damit verbundenen rechnergestützten Regelungstechnik war und ist es unter anderem, die Energieflüsse durch Ab- und Zuschaltung zu optimieren.

Eine neuere Entwicklung ist im Hochspannungsbereich z. B. das Freileitungsmonitoring, mit dem die außentemperatur-abhängige Kapazität von Freileitungen durch in Echtzeit übertragene lokale Temperaturdaten besser genutzt werden kann. Der Einsatz von Stelltransformatoren führt im Mittel- und Niederspannungsbereich zu einer verbesserten Ausnutzung vorhandener Netzkapazitäten. Smart-Meter liefern mittelfristig Verbrauchsdaten von kleineren Verbrauchern in beliebiger örtlicher und anderweitiger Differenzierung, die zur Entwicklung von genauer aufgelösten Lastprofilen anstelle eines pauschalen Standardlastprofils genutzt werden können.

Eine Studie der Lobby-Organisation Agora-Energiewende aus dem Jahr 2017 empfiehlt weiterhin die folgenden Adhoc-Maßnahmen zur Entlastung der Übertragungsnetze:[4]

• Umbeseilung auf Hochtemperaturseile (Freileitungen werden durch Seile mit höherer Temperaturbelastbarkeit bestückt)
• Zubeseilung auf bereits bestehenden Freileitungen
• Querregler zur Lastflussreglung

Mit dem Ausbau der Windenergie entstanden zunächst ein Erzeugungsschwerpunkt an der Nordseeküste und damit neue Anforderungen an das Hochspannungsnetz, Strom in die Verbrauchszentren und bis in den südlich Teil Deutschlands zu transportieren. Weiterhin führte die Erzeugung aus fossiler Primärenergie durch kleine KWK-Anlagen wie auch die Erzeugung aus erneuerbaren Quellen wie Photovoltaikanlagen, solarthermischen Kraftwerken, kleinen Windkraftanlagen und Biogasanlagen zu Einspeisungen ins Niederspannungsnetz und vermehrten Einspeisungen ins Mittelspannungsnetz.

Dies führt zu einer wesentlich komplexeren Struktur, primär im Bereich der Lastregelung, der Spannungshaltung im Verteilnetz und zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität. Gleichzeitig steigt durch die immer größeren Anteile erneuerbarer Energien, insbesondere Windkraft und Photovoltaik, die Volatilität der Einspeisemengen deutlich. Dadurch wird eine schnellere und effizientere Netzsteuerung erforderlich.

Generell werden Netze, auch elektrische Energieversorgungsnetze, auf die mögliche Höchstbelastung ausgelegt. Die Reduktion jener Höchstbelastung und die zeitliche Verlagerung der zu übertragenden Energie in Zeiten mit geringerer Auslastung ermöglicht, die notwendige Netzinfrastruktur kleiner auszulegen, und führt dadurch zu Kostenvorteilen auf Betreiberseite. Hierbei bleibt die insgesamt übertragene Energiemenge in etwa gleich; es wird nur die Auslastung der Netze optimiert. Beispielsweise waren im Jahr 2009 Stromnetze in der Schweiz im Jahresdurchschnitt nur zu 30 bis 40 % ausgelastet. Kostenvorteile und Versorgungssicherheit sind daher Anreize für die Netzbetreiber, teure Lastspitzen zu vermeiden und im theoretischen Idealfall nur einen möglichst zeitlich konstanten Lastanteil, welcher über dem so genannten Grundlastanteil liegt, zu haben. Diese Nivellierung der Last kann mittels intelligenter Netze durch automatische Steuerungen und Kontrolle von Verbrauchsanlagen im Rahmen einer Laststeuerung erfolgen.

Eine Eigenschaft jener Netze ist die Möglichkeit, Zustandsinformationen und Lastflussdaten aus den einzelnen Netzelementen, wie z. B. Erzeugungsanlagen, Verbrauchern und Transformatorenstationen in Echtzeit abzurufen und verarbeiten zu können. Ein intelligentes Stromnetz bezieht neben den Produktionsanlagen der Industrie und anderen Großverbrauchern auch mittlere Verbraucher und das Verhalten privater Haushalter in das Netzmanagement mit ein. Um auf dieser kleinteiligen Ebene wirksame Preisanreize zu schaffen, wird auch ein intelligenter Markt benötigt.

Intelligentes Markt- und Netzdesign ermöglicht es dem Verbraucher, über die Steuerung seines Verbrauchsverhaltens Geld zu sparen. Nötig sind dafür dynamische Tarife (intelligenter Markt) und die Echtzeit-Kommunikation der Verbrauchsdaten an das Netz (intelligentes Netz).[5]

Damit das Stromnetz stabil bleibt, muss Stromerzeugung und Stromverbrauch zu jedem Zeitpunkt genau im Gleichgewicht sein. Dies wird hauptsächlich durch den Markt erreicht. Der Einsatz von Kraftwerken und Speichern wird langfristig und kurzfristig im Interesse der Eigentümer so optimiert, dass Kraftwerke und Speicher ein bestmögliches Ergebnis erzielen. Dies führt dazu, dass für jeden Zeitpunkt immer die Kraftwerke ihren Einsatz planen und ihre Stromerzeugung verkaufen, die für diesen Zeitpunkt die erwartete Nachfrage zu den besten Konditionen ausfüllen können.

Nur die Aussteuerung sehr kurzfristiger oder instantaner, ungeplanter Abweichungen zwischen Erzeugung und Abnahme verbleibt Aufgabe des Übertragungsnetzbetreibers. Weiterhin verbleibt es Aufgabe des Netzbetreibers, den Strom dorthin zu bringen, wo er gebraucht wird. Da Strom zunehmend im Norden von Windrädern eingespeist und in süddeutschen Zentren verbraucht wird, wird dies auch zunehmend zur Herausforderung. Dem Netzbetreiber stehen dafür zwei Instrumente zur Verfügung:

• der Regelmarkt (ein Markt für instantane Stromerzeugung und Stromabnahme)
• der Redispatch (der zwangsweise Eingriff in die Kraftwerksfahrweise gegen regulierte Entschädigungsentgelte)

Beide Mechanismen setzen ursprünglich große Akteure auf der Erzeugungs- und Nachfrageseite voraus, die Börsenzugänge haben und auf der Angebots- oder Nachfrageseite so große Mengen umsetzen können und so große Flexibilitäten besitzen, dass Änderungen an den Einspeise- oder Lastprofilen zu nennenswerten Ergebnissen für die Akteure führen.

Aufgabe eines intelligenten Marktes und eines intelligenten Netzes ist es jedoch, auch Flexibilitäten kleiner Verbraucher und Erzeuger, sogenannter Flexumer, in das System zu integrieren. Dazu gehören dezentrale Batteriespeicher incl. Fahrzeugantriebsbatterien (Smart Charging), einzelne Windräder, kleine KWK-Anlagen, Solaranlagen und am Ende der Kette auch der Haushaltskunde als Verbraucher.

Auf der Marktseite werden die Flexibilitäten dieser kleinen Einheiten zunehmend zu sogenannten virtuellen Kraftwerken gebündelt (intelligenter Markt). Auf der Netzseite wurden PV- und Windanlagen verpflichtend mit einer Fernsteuerung ausgestattet, um Eingriffe des Netzbetreibers zu ermöglichen (intelligentes Netz).[6]

Eine wesentliche Änderung auf Endverbraucherebene ist der Einbau von intelligenten Zählern (auch Smart Meter). Ihre Kernaufgabe sind Fernauslesung und die Möglichkeit, zeitvariable Preise abrechnen zu können. Die Datenübertragung zwischen den einzelnen Komponenten läuft über Telefon-Modem, GSM, PLC oder ADSL-Verbindungen uvm. Damit ist die Gestaltung differenzierterer Tarife und damit besserer Preisanreize auch für Haushaltskunden möglich (intelligenter Markt). Der Verbraucher kann jedoch nur dann ohne Komfort-Einbußen Preisvorteile realisieren, wenn er auch über Geräte verfügt, die automatisch vorzugsweise während Niedertarif-Zeiten arbeiten. Dabei handelt es sich um zeitunkritische Prozesse wie insbesondere das Laden von Elektrofahrzeugen, der Betrieb von Wärmepumpen, Tiefkühlen, Heizen (Elektroboiler), Waschen oder Geschirrspülen.[7]

Mit Nachtspeicheröfen und festen Nachttarifen wurde dies bereits vor Jahrzehnten realisiert, moderne Systeme können jedoch flexibler und intelligenter arbeiten, was insbesondere für die Einbeziehung erneuerbarer Energien wichtig ist. Eine eingeführte Technologie ist hierzu die Rundsteuertechnik, die allerdings aufgrund der geringen Bandbreite keine Einzeladressierung ermöglicht, sondern Anlagengruppen anspricht.

Da elektrische Energienetze keine Energie speichern können und zur Erhaltung der Stabilität im Stromnetz die Nachfrage nach elektrischer Leistung immer gleich dem Angebot an elektrischer Leistung sein muss, muss entweder die Angebotsseite dem nachgefragten Verbrauch angepasst werden, wie dies weitgehend in klassischen Stromnetzen durch Veränderung der Kraftwerksleistung erfolgt, oder durch eine Anpassung mittels Lastverschiebungen der Verbraucher an das momentane Angebot der Erzeugereinrichtungen, ähnlich wie sie bei sogenannten Lastabwurfkunden im Falle von Versorgungsengpässen seit Beginn der elektrischen Energieversorgung realisiert sind.

Auch wenn die in intelligenten Stromnetzen ausgelösten zeitlichen Lastverschiebungen ausgewählter Verbraucher (Demand Side Management) in Form der Laststeuerung nur im Bereich von Stunden bis wenigen Tagen möglich sind, gelten sie als eine zweckmäßige Möglichkeit, um in erneuerbaren Energiesystemen mittels gesteuerter Veränderung der momentanen Nachfrage, diese dem teilweise nicht nachfrageorientierten Angebot anzupassen. Der Vorteil der Nachfrageanpassung liegt in ihrer großen Energieeffizienz, da sie im Gegensatz zu Speicherkraftwerken sehr verlustarm oder verlustfrei eingesetzt werden können.[8] Gut geeignet sind insbesondere Wärme- und Kältemaschinen wie Kühlschränke, Kühlhäuser, Wärmepumpenheizungen usw. Mit Einschränkungen bieten sich aber auch energieintensive industrielle Prozesse wie die Aluminiumherstellung per Elektrolyse, die Elektrostahlherstellung und der Betrieb von Zementmühlen und Lüftungsanlagen für Lastverschiebungen an. Beispielsweise kann der konkrete Einschaltzeitpunkt eines entsprechend ausgelegten intelligenten Kühlschranks in einem gewissen Zeitintervall so verschoben werden, dass er mit dem Angebot an elektrischer Leistung eher übereinstimmt, ohne dass dabei die gekühlten Lebensmittel unzulässig stark erwärmt werden. Die Steuerung kann entweder indirekt über den Preis oder direkt über Energieversorgung bzw. Netzbetreiber erfolgen; größere Unternehmen können auch direkt am Regelenergiemarkt handeln.

Ein erhebliches Potential zur Lastverschiebung bieten auch Rechenzentren. Da Rechenzentren üblicherweise nur teilausgelastet sind und manche Rechenoperationen nicht zeitkritisch sind, kann Rechenleistung bei Bedarf sowohl räumlich als auch zeitlich verschoben werden. Somit kann regional der Verbrauch gezielt gesenkt oder erhöht werden, ohne dass dies Auswirkungen auf zu erbringende Dienstleistungen hat. Da die Infrastruktur bereits vorhanden ist, wäre dies mit minimaler Anpassung der Infrastruktur möglich, zudem könnten Rechenzentren als Stromgroßverbraucher ein bedeutender Faktor im Demand Response sein. Weiteres Potential ergibt sich über die dort üblicherweise installierten Systeme zur Unterbrechungsfreien Stromversorgung wie Batterien und Notstromaggregate, die ebenfalls für die Erbringung von Regelleistung oder Spitzenlastdeckung eingesetzt werden können. Auf diese Weise könnten Systemkosten minimiert werden. Insgesamt wird für möglich gehalten, dass europäische Rechenzentren im Jahr 2030 ein Lastverschiebungspotential von einigen GW bis einigen Dutzend GW besitzen.[9]

In den Auswirkungen erzielt die Lastverschiebung die gleichen Effekte wie der Einsatz von Speicherkraftwerken zur Angebotsanpassung: Die Lasterhöhung (Zuschalten der Last bei Stromüberschüssen) entspricht der Ladung eines Speichers, die spätere Lastminderung der Speicherentladung; daher fungiert Lastverschiebung als „virtueller Speicher“.[10] Laut deutschem Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik liegt das Potenzial zur Lastverschiebung zur Hälfte bei energieintensiven Unternehmen und zur Hälfte bei Privathaushalten, Gewerbe und Handel sowie Dienstleistungen. Lastmanagement könne die Nachfrage ausgleichen und die Kosten der Energiewende deutlich senken.[11]

Den Aktivitäten der EU in Bezug auf Smart Grids liegen die politischen Zielsetzungen

• einer bilanziellen Vermeidung aller Kohlenstoffdioxid-Emissionen bis 2050 (Klimaneutralität)[12],
• einer erhöhten Energieunabhängigkeit (s. a. Energieautarkie),
• der Erhöhung der Energieeffizienz und
• eines Anteils an erneuerbarer Energieerzeugung auf (bilanziell) 100 % im Jahr 2050[13]

zugrunde.

So installierte erstmals das italienische Energieversorgungsunternehmen Enel als Schritt in Richtung intelligenter Stromnetze seit Ende der 1990er Jahre ein automatisiertes Ablesesystem für Stromzähler. Dieses geschah insbesondere zur Verhinderung der großen Verluste durch Stromdiebstahl, dem durch die modernen Zähler Einhalt geboten wurde.

Im Projekt E2SG, Energy to Smart Grid,[14] arbeiteten 31 Partner aus 9 europäischen Ländern beginnend April 2012 an zentralen Themen intelligenter Energienetze: Methoden zur sicheren Kommunikation im Versorgungsnetz, optimierte Technologien zur effizienten Strom-/Spannungswandlung und verbesserte Verfahren zur Bedarfsermittlung und Netzsteuerung sollen helfen, erneuerbare Energiequellen besser einzubinden und die Energieeffizienz zu steigern. E2SG wird von ENIAC Joint undertaking und den Nationalstaaten der Projektpartner gefördert.[15]

Innerhalb des Projektes Web2Energy, welches durch das 7. Rahmenprogramm (FP7) der Europäischen Kommission gefördert wird, wird ein diskriminierungsfreies Kommunikationssystem für alle beteiligten Marktpartner innerhalb eines intelligenten Stromnetzes in Südhessen unter Verwendung der weltweit anerkannten IEC-Normen aufgebaut und getestet.

2016 fand die erste internationale Konferenz zur Systemintegration von Erneuerbaren Energien (Integration of Sustainable Energy Conference, kurz iSEneC) im Messezentrum Nürnberg statt, in der verschiedene technische Lösungen vorgestellt wurden.[16]

Problematisch ist die Tatsache, dass es in einigen Bereichen noch keine anerkannten Standards gibt, was gemessen wird und wie die Daten an ein Ziel übertragen werden. Bisher werden meist proprietäre Messsysteme eingesetzt, die nicht einfach miteinander kombinierbar oder austauschbar sind. Nach der Einführung von Standards ist möglicherweise ein aufwändiger Wechsel der Systeme notwendig. Auf internationaler Ebene werden Datenmodelle und Kommunikationsprotokolle der IEC 61850 weiter entwickelt. Ursprünglich für die Automation in Umspannwerken konzipiert, dehnt sich das Anwendungsfeld dieser Norm auch auf die dezentrale Stromerzeugung in Verteilnetzen aus.

Neben der IKT-bezogenen Normung sind für ein intelligentes Verhalten vieler kleinerer Anlagen am Netz auch systemstabilisierende elektrotechnische Eigenschaften wichtig, d. h. die Reaktion auf Spannungs- und Frequenzänderungen. Diese wurden z. B. in Deutschland in der Mittelspannungsrichtlinie definiert, mittlerweile abgelöst durch die Technische Anschlussregel Mittelspannung (VDE-AR-N 4110:2018-11).[45] Die FNN-Anwendungsregel „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“ (VDE-AR-N 4105:2018-11).[46] existiert seit August 2011, mittlerweile in einer zweiten überarbeiteten Fassung.

Auf europäischer Ebene sind hierzu die DIN EN 50438 (Anforderungen für den Anschluss von Klein-Generatoren an das öffentliche Niederspannungsnetz)[47] zu nennen, sowie die EN 50549:2019 (Anforderungen für zum Parallelbetrieb mit einem Verteilnetz vorgesehene Erzeugungsanlagen).[48]

In den USA ist die IEEE 1547 (Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems)[49] von Relevanz.

• LINK-Paradigma
• Netzleittechnik
• Netzregelverbund

• C. Aichele, O. D. Doleski (Hrsg.): Smart Market – Vom Smart Grid zum intelligenten Energiemarkt. Springer Fachmedien, Wiesbaden 2014, ISBN 978-3-658-02778-0. (springer.com)
• European Commission: JRC-IET: JRC Scientific and Policy Reports. Smart Grid projects in Europe: Lessons learned and current developments. Europäische Kommission, 2013 (Übersicht, Langfassung (PDF; 5,0 MB)).
• Sebastian Knab, Kai Strunz, Heiko Lehmann: Smart Grid: The Central Nervous System for Power Supply – New Paradigms, New Challenges, New Services (= Scientific Series of the Innovation Centre Energy at the Technische Universität Berlin. Band 2). Universitätsverlag der TU Berlin, Berlin 2010. (shop.vde.com, PDF; 451 kB).
• VDE|FNN: Herausforderungen beim Umbau der Netze. Berlin 2011. (vde.com, PDF; 531 kB).
• Friedrich Augenstein, Ludwig Einhellig, Ingmar Kohl: Die Realisierung des „Smart Grids“ – in aller Munde, aber nicht in der Umsetzung. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen. 61. Jg., Heft 7, etv Energieverlag, Essen 2011, S. 28–31. (deloitte.com (Memento vom 3. Dezember 2013 im Internet Archive), PDF; 264 kB).
• Christian Neureiter: A Domain-Specific, Model Driven Engineering Approach For Systems Engineering In The Smart Grid. 2017, ISBN 978-3-9818529-2-9 (MBSE4U).

• European Technology Platform Smart Grids (englisch; PDF-Datei; 1,72 MB)
• Spiegel-Online-Themenschwerpunkt: Smart Grid
• Themenbereich Smart Grid bei heise.de
• Bundesnetzagentur: Eckpunktepapier zum Thema 'Smart Grid' (Dezember 2011, 50 Seiten)
• Smart grids – Informationen des Bundesamts für Energie (Schweiz)