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Smart Grid - oder: Flexibilität ist Trumpf

Die Aufgabe von virtuellen Kraftwerken und der damit verbundenen intelligenten Verteilnetze, der Smart Grids, lässt sich leicht auf einen einfachen Nenner bringen: Gerade immer nur so viel Strom ins Netz speisen wie die Kunden benötigen.

09.12.2014
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Die Vortragsfolien ähneln sich, ob der Referent nun von ABB oder von Siemens kommt, von einem Energieversorgerverbund wie Trianel oder dem Allgäuer Überlandwerk, von der Thüga, der SAG Group oder dem Aachener Softwarehaus Kisters AG - gezeigt wird ein Verteilnetz, an dem verschiedene Stromerzeuger und Stromverbraucher hängen: Photovoltaik-Anlagen und Windkraftwerke, konventionelle Gas- und Kohlekraftwerke, Biogasanlagen und Batteriespeicher, Blockheizkraftwerke und Notstromaggregate, Kühlhäuser und Kunststoffproduzenten, Elektrofahrzeuge und Aluminiumhütten. Power-to-Heat und Power-to-Gas ist auf den Folien zu lesen, vom Regelenergiemarkt wird gesprochen und von Lastverschiebungen. Und immer wieder kommt das Wort "Flexibilität" aus dem Mund der Referenten, das bei der zunehmenden Menge von fluktuierend erzeugtem Strom aus erneuerbaren Energien ins Zentrum der Überlegungen rückt in der virtuellen, dezentralen Energiewelt jenseits von Kernkraftwerken, riesigen Braunkohleblöcken und umstrittenen Höchstspannungstrassen quer durch die Republik.

Die Aufgabe von virtuellen Kraftwerken und der damit verbundenen intelligenten Verteilnetze, der Smart Grids, lässt sich leicht auf einen einfachen Nenner bringen: Gerade immer nur so viel Strom ins Netz speisen wie die Kunden benötigen – die 50 Hertz-Frequenz gilt es konstantzuhalten, und das wird für die Netzbetreiber eben wegen der fluktuierenden Einspeisung immer schwieriger.

Der "einfache Nenner" gestaltet sich in der Praxis dann aber höchst aufwendig. Den von der HANNOVER MESSE ausgelobten HERMES AWARD (ein internationaler Technologiepreis für besondere Innovationen) gewann 2014 die SAG Group GmbH mit ihrer Lösung "iNES – Intelligentes Verteilnetz-Management", mit der ein konventionelles Niederspannungsnetz schrittweise zu einem Smart Grid umgerüstet werden kann. Die Award-Jury zur Preisverleihung: "Die modulare, dezentrale und autarke Mess- und Regelsystemplattform iNES besteht aus einer dezentralen Netzzustandserfassung unter Einbeziehung dezentraler intelligenter Software-Agenten. Die Einspeise- und Lastflusssituationen werden in Echtzeit kontrolliert. Bei Bedarf werden kritische Abweichungen durch Regelung im Netz vorhandener Betriebsmittel sowie der eingebundenen Erzeuger und Verbraucher gezielt ausgeglichen. So können vorhandene Netzkapazitäten optimal ausgenutzt und der konventionelle Netzausbau reduziert werden, ohne die Netzstabilität zu gefährden."

Damit ist beschrieben, worauf es bei der notwendigen Modernisierung der Verteilnetze ankommt. Mehr als 90 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien werden in sie eingespeist, verschiedene Studien kommen zu dem Ergebnis, dass der Netzausbau in der Nieder- und Mittelspannung bis zum Jahr 2030 mindestens 30 Milliarden Euro kosten wird. Die Netzbetreiber klagen darüber, dass die Bundesnetzagentur zu wenig Anreize für den Ausbau und die intelligente Ertüchtigung der Netze gibt, sie seien jedoch das Rückgrat der Energiewende.

Die egrid applications & consulting GmbH, ein Tochterunternehmen der Allgäuer Überlandwerke (AÜW), hat 2014 zwei Preise gewonnen: den "Stadtwerke Award" und einen der "Energy Awards". Es ging jeweils um innovative Verteilnetzkonzepte und damit verbundene Geschäftsmodelle für die Energiewende.

"Messung bringt Licht ins Dunkel", sagt egrid-Geschäftsführer Bernhard Rindt, wenn er den Weg zum Smart Grid beschreibt. In einem Netzgebiet der AÜW mit sechs Megawatt Photovoltaik-Leistung, mit zwei Megawatt Wind und einem Megawatt Biogas, einer erzeugten Arbeit von 15,7 MWh/a und einer verbrauchten Arbeit von 6,6 MWh/a, sind 87 Ortsnetzstationen installiert, und es wurden über Jahre an 1 400 Messpunkten Lastflüsse registriert und analysiert mit dem Ziel, die Kenntnisse über die Gleichzeitigkeit von Einspeisung und Verbrauch zu verbessern und somit die Netzplanung zu vereinfachen. Das Ergebnis: 20 Prozent der Netzausbaukosten konnten durch Optimierung der Auslegungskriterien in der Netzplanung eingespart werden – was bei den vorher genannten 30 Milliarden Euro immerhin sechs Milliarden wären.

Was egrid vor der Haustür gemacht hat, bietet es nun bundesweit anderen Netzbetreibern als Dienstleistung an. Geschäftsführer Rindt: "Wir können auf Zeit Messtechnik und deren Auswertung bereitstellen, Netzgebiete berechnen und simulieren sowie gemeinsam mit dem Kunden intelligente Verteilnetz-Zellen aufbauen."

Diese intelligente Vernetzung von Erzeugern und Verbrauchern könnte in Zukunft auch in die privaten Haushalte hineinreichen. Eine aktuelle, vom Strom-Riesen RWE beim Züricher Think Tank Future Matters in Auftrag gegebene Studie besagt, dass schon im Jahr 2018 mehr als die Hälfte der neuen Endgeräte aus den Bereichen Elektrogroßgeräte und Unterhaltungselektronik untereinander vernetzt werden könnten, und zu diesem Zeitpunkt, so die Studie "sind die lokale Erzeugung und Speicherung von elektrischer Energie erstmals günstiger als die zentrale Erzeugung und Verteilung".

Die Schweizer Zukunftsforscher sehen als wesentlichen Umbruch die "Smartness" von Energieverbrauchern und die Smart Grid-Technologie. "Im Jahr 2017 sind die Energie-, Mobilitäts- und Kommunikationsnetze so eng miteinander verwoben, dass neue Geschäftsmodelle und Kooperationen entstehen", so die Studie, und weiter, "die Netze rücken also immer enger zusammen und befruchten sich dabei gegenseitig".

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