Auch in zwanzig
Jahren, so ist anzunehmen, fließt Strom noch aus der Steckdose. Doch hinter der
Wand bleibt nichts so, wie es war: Denn der traditionelle Stromfluss – vom
Übertragungsnetz in die Verteilnetze zum Verbraucher – kehrt sich gerade um. Besonders
für Verteilnetzbetreiber bedeutet das neue Verantwortung.
Wie sähe das Leben in den Metropolen Europas aus, wenn sie zu hocheffizienten und nachhaltigen Städten umgebaut würden? Die individuelle Mobilität ihrer Einwohner hätte sich stark verändert; die Menschen würden ihre smarten Haushaltsgeräte weitgehend mithilfe von Strom aus intelligenten Microgrids nutzen und als „Prosumer“ eigene Kraftwerke betreiben. Die Regionen bezögen ihre Energie hauptsächlich aus Solar- und Windkraft, Speichern und einer geringen und flexiblen konventionellen Reserve, vor allem in Form von Gaskraftwerken. So prognostizieren es zumindest Experten, die an der „Delphi-Studie zur Zukunft der Energiesysteme“ vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft, der Deutschen Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) und der Unternehmensberatung pwc mitgewirkt haben.
Das Netz ist angespannt
Auf
dem Weg in dieses „Tomorrowland“ ist bislang vor
allem der Ausbau der erneuerbaren Energien stark vorangeschritten. Im
Netzgebiet des Bayernwerks etwa fließt heute schon zu über 60 Prozent Erneuerbare
Energie, vorwiegend Solarstrom, so das Unternehmen. An das bayerische
Energienetz sind mittlerweile 265.000 dezentrale, regenerative
Erzeugungsanlagen angeschlossen. 260.000 davon sind Photovoltaik-Anlagen, die zusammen
5.600 Megawatt leisten – so viel wie sechs oder sieben Großkraftwerke. „Rund
400 Stunden im Jahr versorgen wir unsere Kunden heute schon zu 100 Prozent mit
grünem Strom. Darauf sind wir stolz, auch wenn der Aufwand im Netzbetrieb
erheblich ist, insbesondere durch die volatile Erzeugung der PV-Anlagen“, so
der Vorstandsvorsitzende Reimund Gotzel.
Denn
die fluktuierende Energie hat Folgen für das Netz: An manchen Tagen im Jahr
führt die hohe PV-Einspeisung zu immer mehr Auslastung der Netzkapazitäten und
steigenden Netzspannungen.. Bei optimalen Witterungsbedingungen steigt
der Anteil des fluktuierenden Stroms in den Nieder- und
Mittelspannungs-Verteilnetzen stark an und bringt diese an ihre
Kapazitätsgrenzen. Am 30. April etwa, einem Sonntag, trafen nach den Worten
Gotzels in Bayern „optimale Erzeugungsbedingungen auf vergleichsweise geringen
Verbrauch“. So musste der Netzbetreiber funkgesteuert die Leistung dezentraler
Einspeiseanlagen reduzieren. Ein Rekordwert von 3.800 Megawatt grüner Energie
wurde aus dem Netz in die Höchstspannung zurückgespeist.
„Technisches Neuland“
Jedes Jahr gehen mehrere Terawatt Energie verloren, weil Erneuerbare-Energie-Anlagen abgeregelt werden müssen. Das Prinzip, die neue Energie einfach in die bestehende Architektur zu integrieren, erweist sich als nicht tragfähig. Auch Bayernwerk forscht daher daran, wie seine Netze fit für die Zukunft werden können: Die Regensburger richteten in einem Netzgebiet mit starker Einspeisung ein Praxislabor ein. „Es galt ja, zu erforschen, was sich im Netz eigentlich tut, wenn statt einer überschaubaren Zahl zentraler Großkraftwerke tausende dezentrale Kleinanlagen einspeisen. Das war technisches Neuland“, sagt Gotzel.
Die frühe Forschung habe den Impuls für die Entwicklung des sogenannten regelbaren Ortsnetztransformators gegeben, der heute vielfach im Einsatz ist. „Daran arbeiten wir weiter. Die Veränderung geht ja nicht zu Ende“, ist der Chef überzeugt. Im Gegenteil: Es gehe erst richtig los, weil die Kunden mit ihren eigenen Energiezielen immer stärker ins Spiel kämen. „Sie bleiben nicht nur Konsumenten, sondern werden immer mehr zu Produzenten. Digitalisierung, Speicherung oder E-Mobilität werden neue Anwendungen ermöglichen oder fordern.“
Bei der Digitalisierung der Energiewende sieht Robert Spanheimer, Referent für Smart Grids und Smart Home beim Digitalverband Bitkom, die Netzbetreiber am Zug. „Im Verteilnetz müssen künftig Stromangebot und -nachfrage miteinander kommunizieren.“ Bei der Stabilisierung des Netzes komme Speicher- und Wärmepumpenschwärmen, Blockheizkraftwerken und gewerblichen Verbrauchern eine entscheidende Rolle zu. „Die Verteilnetzbetreiber stehen dabei im Zentrum. Sie werden künftig die Flexibilität im Verteilnetz nachfragen und steuern.“ Dafür gilt es nach Spanheimers Einschätzung nun, gemeinsam die Rahmenbedingungen zu schaffen und neue Märkte zu gestalten.
enera: Schaufenster der Energiewende
Wie Verteilnetzbetreiber und andere Marktteilnehmer in einer digitalen Energiewelt interagieren, wird derzeit im Nordwesten Deutschlands erforscht. In der Heimat des Dienstleisters EWE findet man Bedingungen vor, die morgen im Rest des Landes herrschen sollen: Im gesamten EWE-Netzgebiet lag der Anteil aus Erneuerbaren Energien am Strommix schon 2015 bei 82 Prozent – eine größere Menge, als die Bundesregierung deutschlandweit für das Jahr 2050 anpeilt. In der kleineren Modellregion „enera“ zwischen Friesland, Aurich, Emden und Wittmund fließen aktuell sogar 236 Prozent Erneuerbare durch die Netze – vereinfacht ausgedrückt bedeutet das, dass 2,4 Mal so viel Strom aus EEG-Anlagen eingespeist wird wie an die Letztverbraucher verteilt. „In unserem Netz gibt es im ganzen Jahr nur noch wenige Stunden, in denen wir tatsächlich Strom aus dem Übertragungsnetz beziehen, stattdessen leitet unsere Netzgesellschaft den grünen Strom in andere Regionen“, sagt Christian Arnold, Leiter des enera-Konsortiums, in dem sich Unternehmen des EWE-Konzerns sowie 75 Unternehmen, Start-ups, Forschungslabore und Stadtverwaltungen zusammengeschlossen haben. Gemeinsam entwickeln sie Strategien, mit denen die Delphi-Vision Wirklichkeit werden könnte – umweltfreundlich, sicher und bezahlbar.
Die Energiewende hat bislang viele tolle Innovationen hervorgebracht. Aber ihr Potenzial, das nächste Wirtschaftswunder hervorzubringen, ist noch lange nicht gehoben“, meint Arnold. Mit dem enera-Projekt wolle man nun den volkswirtschaftlichen Kosten des Umbaus des Energiesystems intelligente und effiziente Lösungen entgegensetzen.
Das Unternehmen EWE NETZ will in der 2.700 Quadratkilometer großen Region in den kommenden Jahren rund 1.000 Sensoren einbauen – an Stromleitungen im Feld, an großen Transformatoren in Umspannwerken, aber auch in den kleineren Ortsnetztransformatoren. Bis zu 30.000 Smart Meter werden bei den Feldtestteilnehmern installiert.
„Regionalen Herausforderungen regional begegnen“
Das komplette physikalische Netz wird mithilfe der Sensoren virtuell abgebildet, um genauen Einblick in die augenblickliche Situation zu bekommen. „Wir wissen heute schon, dass es sehr große geospezifische Unterschiede im Energiesystem gibt. Es gibt jedoch keine Marktmechanismen, regionalen Herausforderungen auch regional zu begegnen“, sagt Arnold. Studien gehen davon aus, dass der Netzausbau zwischen 30 und 50 Prozent reduziert werden könnte – wenn man denn genau wüsste, wie viel Strom gerade an welchem Ort gebraucht wird.
An die Stelle von Echtzeitinformationen sollen regionale Lastflussprognosen treten: Mit bis zu 200 intelligenten Trafos sollen im Rahmen von enera Schwankungen im Ortsnetz, wie sie häufig durch Photovoltaikanlagen entstehen, automatisch ausgeglichen werden. Windkraftanlagen sollen durch Vollumrichter helfen, die Spannung im Netz stabil zu halten. Große, flexible Verbraucher wie zum Beispiel Industriebetriebe werden mit Steuertechnik ausgestattet: Herrscht ein Überangebot an Strom, können sie ihre Produktion hochfahren und umgekehrt. Zehn Megawatt Stromspeicher nehmen überschüssigen Strom auf, der bei Bedarf abgerufen werden kann. Die Anlagentechnik in den fünf Schaufensterregionen soll möglichst selbstständig mit Hilfe der Informationen aus den Daten reagieren – eben smart werden. Eingriffe zum Erhalt der Stabilität der Verteilnetze, so die Hoffnung, könnten so auf ein Minimum reduziert werden.
Neue Daten brauchen neue Instrumente
Die Messdatentransparenz über das Energiesystem sei der entscheidende Punkt, um überhaupt neue Entscheidungsmechanismen zu entwickeln, so Arnold. Gleichzeitig will das enera-Projekt auch die Frage beantworten, welche Datenfrequenz und Datendichte an welchen Stellen tatsächlich notwendig ist, um das System ausreichend virtuell abbilden zu können. „Die Verwaltung dieser Menge von Daten, die Datensynthese und Analyse sowie die Sicherheitsarchitektur erfordern andere IT-Werkzeuge als jene, die wir heute in der Energiewirtschaft vorfinden“, sagt Arnold. Geplant ist eine komplett neue IT-Landschaft.
In der enera-Region hat man neue Jobs geschaffen und neue Mitarbeiter gefunden, die im Bereich Data-Science ausgebildet sind. Mit dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende hat das Bundeswirtschaftsministerium vergangenen Sommer zudem einem intelligenten Stromnetz den Weg geebnet. „Mit dem Gesetz wurde die Grundlage für eine sichere Kommunikationsinfrastruktur gelegt. Diese muss nun rasch installiert werden“, sagt Robert Spanheimer vom Bitkom. „Die noch ausstehenden regulatorischen Detailfragen, zum Beispiel zur Absicherung von Steuersignalen im Smart Meter Gateway, müssen deshalb zügig geklärt werden.“ Es geht dabei um Informationen der Netzbetreiber und Energielieferanten – Daten, die im Smart Meter Gateway als zentraler Sammelstelle zusammenfließen, gespeichert und aufbereitet werden.
Hier zeigt sich eine zweite Seite der zunehmenden Digitalisierung: In den Führungsetagen der globalen Energieversorger und Netzbetreiber gelten Cyber-Bedrohungen längst als eines der größten Unternehmensrisiken. Zu diesem Schluss kommt die Studie „Road to Resilience“ des Weltenergierats. Die Schadsoftware WannaCry, mit der im Mai weltweit Computer lahmgelegt wurden, war nicht der erste Beutezug von Hackern, um Geld zu erpressen. „Für die kommenden Jahre erwarten wir einen weiteren Anstieg dieser Angriffe, denn die fortschreitende Digitalisierung auf allen Ebenen des Energiesystems führt dazu, dass Möglichkeiten für Cyberangriffe sich vervielfachen“, sagt Dr. Carsten Rolle, Geschäftsführer des Weltenergierats Deutschland.
Albtraum Blackout
Früher waren Netzführungssysteme Stand-Alone-Systeme, abgeschirmt und physisch massiv gesichert. Heute hängen Informationstechnik, Energieerzeugung, -verbrauch und -verteilung voneinander ab. Im Zuge der Entwicklung von Smart Grids und automatisierten Wohnapplikationen werden die Einfallstore für Kriminelle immer zahlreicher. „Gerade auf Verteilnetzebene wachsen die technischen Anforderungen. In einem Hochtechnologieland wie Deutschland, in dem die Dezentralisierung und Digitalisierung des Energiesystems besonders rasch voranschreiten, sind Cyberangriffe ein zentrales Thema“, sagt Rolle. Eine Attacke auf die Energieinfrastruktur könnte zum Kontrollverlust von Leitstrukturen führen und einen Dominoeffekt im Netzbetrieb auslösen; bis hin zu einem Blackout und Kraftwerks-Havarien.
Ein Szenario, das es mit allen Mitteln zu verhindern gilt. In Deutschland soll das im Sommer 2015 in Kraft getretene IT-Sicherheitsgesetz dafür sorgen, dass die Betreiber besonders gefährdeter Infrastrukturen wie Energie, Wasser, Gesundheit oder Telekommunikation ihre Netze besser vor Hacker-Angriffen zu schützen. Neben der obligatorischen Meldung von IT-Sicherheitsvorfällen wurden darin Mindeststandards für die IT-Sicherheit festgelegt. Für Netzbetreiber hat die Bundesnetzagentur zusammen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) einen Katalog mit Sicherheitsanforderungen und den allgemein anerkannten „Stand der Technik“ in Bezug auf die Absicherung der jeweils eingesetzten Systeme zusammengestellt. Bis Januar 2018 müssen Energieunternehmen die darin beschriebenen Managementsysteme etablieren und zertifizieren.
„In Zusammenarbeit mit dem Gesetzgeber müssen immer wieder neue adäquate Standards gefunden werden, die Prävention – beispielsweise durch den Aufbau redundanter Systeme und der Vermeidung von Monostrukturen in Technologien, aber auch die zeitnahe Handlungsfähigkeit – wieder ermöglichen. Ohne Investitionen in Resilienzmaßnahmen wird es nicht gehen“, appelliert Carsten Rolle an die Budgetverantwortlichen. Neben technischen Maßnahmen wie der regelmäßigen Überprüfung von Soft- und Hardware spielen für ihn auch „softe“ Maßnahmen eine wichtige Rolle. Allzu oft sind Fehler von Mitarbeitern Ursache von Cyberangriffen. Das Management muss also eine entsprechende Sicherheitskultur im Unternehmen etablieren und erreichen, dass diese von den Mitarbeitern gelebt wird.
Nach außen auch in Zeiten des Umbruchs eine lückenlose Versorgung garantieren – und zugleich innerhalb des eigenen Systems neuen Sicherheitsanforderungen begegnen: Es ist ein gewaltiger Spagat, den die Verteilnetzbetreiber bewältigen müssen. „Die Verteilnetzbetreiber haben in den letzten Jahren viel geleistet. Haushalte mit Photovoltaikanlagen und Speichern, als Beispiel für sogenannte Prosumer, verhalten sich bei Einspeisung und Entnahme aus dem Stromnetz natürlich völlig anders als ein klassischer Hausanschluss. Die Integration ins Netz wurde gemeistert und die hohe Zuverlässigkeit des Netzes erhalten“, lobt Spanheimer. „Mit der Elektromobilität stehen wir vor neuen Herausforderungen, wenn gleichzeitig mehrere Schnellladestationen in einer Straße bedient werden müssen.“ enera-Leiter Arnold sieht die Branche in einem fundamentalen Veränderungsprozess. „Wir wollen und wir müssen Teil der Veränderung sein und sie als Chance begreifen. Der Druck ist sehr spürbar – aber unter Druck entstehen auch Diamanten.“
Text: Daniela Becker