28. März 2013

Eine Frage der Perspektive

Leistungsfähige Verteilnetze sind eine Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende – darüber besteht weitgehend Einigkeit. Große Hoffungen ruhen auf einer intelligenteren Steuerung der regionalen und lokalen Stromnetze. Sind die Erwartungen an solche „Smart Grids“ realistisch? Ein Konzernvertreter und ein Stadtwerke Manager über erste Erfahrungen und offene Fragen.

Herr Dr. Breuer, RWE untersucht in mehreren Modellprojekten, wie das Stromnetz der Zukunft aussehen und gesteuert werden könnte. Welche Erkenntnisse haben Sie bisher gewonnen?

Dr. Andreas Breuer: Ich kann das am Beispiel unseres Projekts Smart Country im rheinland pfälzischen Kreis Bitburg­-Prüm erläutern. Das Areal ist rund 170 Quadratkilometer groß. Unsere Versuche zeigen: Wir brauchen keine flächendeckende Veränderung, wir müssen nicht jede Ortsnetzstation austauschen und überall Sensoren installieren. Als Netzbetreiber haben wir analysiert, welche Probleme für die Infrastruktur bei der Integration insbesondere von Photovoltaik und Windkraft auf der Mittel­ und Niederspannungsebene entstehen, und an den neuralgischen Punkten angesetzt. Denn auf der einen Seite müssen wir die Spannungsqualität sicherstellen, auf der anderen Seite für eine optimale Netzauslastung sorgen.

Ist die nötige Technik schon verfügbar?

Breuer: Technologisch ist das Ganze keine Quantenphysik. Beispielsweise haben wir einen Speicher für das auf einem Bauernhof erzeugte Biogas mit einem Blockheizkraftwerk gekoppelt: Wenn zu wenig Leistung aus Photovoltaik oder Windkraft im Netz ist, produziert die Anlage Strom und Wärme. Liefern die erneuerbaren Energien genügend trom, wird das Kraftwerk heruntergefahren und das Biogas gespeichert. Wir nutzen also existente Technologie, verwenden sie im Verteilnetz und übertragen anschließend die gesammelten Erfahrungen in unsere konzernweiten Planungs­ und Betriebsgrundsätze.

Herr Noske, was können die Stadtwerke Hannover daraus für ihren Netzbetrieb lernen?

Noske: In einem städtischen, eng vermaschten Netz mit ganz anderen Gebäude­ und Kundenstrukturen haben wir bei weitem nicht so viel dezentrale Erzeugung. Dementsprechend stellt sich die Frage nach einem Smart Grid völlig anders, nämlich in einer um mindestens eine Größenordnung geringeren Dimension. Natürlich müssen auch wir für ein ausgeglichenes und möglichst immer und überall konstantes Spannungsniveau sorgen. Dazu brauchen wir in erster Linie den flexiblen Ortsnetz ­Transformator. Ergänzt durch ein wenig mehr Mess­ und Automatisierungs­Technik sind wir dann im Grunde schon am Ziel. Und die Netzstützung durch verbrauchsnah positionierte und flexibel betreibbare Heizkraftwerke, die alle vom Netzbetreiber benötigten Systemdienstleistungen bereitstellen, haben wir bereits.

Heißt das, städtische Netze benötigen gar nicht so dringend mehr eingebaute Intelligenz?

Noske: Ich meine, dass wir in der Vergangenheit bewusst sehr robuste Systeme gebaut haben. Wenn wir jetzt über smarte Systeme der Zukunft reden, dann klingt das für mich erst mal nach einer sehr sensibel und feinteilig auszusteuernden Welt. Da frage ich mich, ob wir nicht lieber weiter auf Robustheit setzen sollten. Damit sorgt man im Zweifel eher für Versorgungssicherheit im Sinne einer verlässlichen Funktion der Netze als mit aktiver Feinsteuerung.

Ein Grundgedanke des Smart Grid ist die Steuerung des Verbrauchs, das sogenannte Demand Side Management. Wie viel kann dieses Instrument zur Sicherheit des Netzbetriebs beitragen?

Breuer: Das untersuchen wir gerade auf europäischer Ebene. Das Projekt heißt Demand Response in Industrial Production, kurz DRIP. Verlässliche Ergebnisse haben wir noch nicht, aber wir erwarten wesentlich größere Effekte als in den privaten Haushalten.

Noske: Ich halte das Aktivieren von Potenzialen für Demand Side Management vor allem in der Industrie für eine lohnende Aufgabe. Man darf aber auch dieses Instrument nicht überschätzen. Übrigens hatten wir das schon einmal: Anfang der Neunzigerjahre war der Einkauf von Spitzenlast für uns sehr teuer, deshalb haben wir Abschaltpotenziale bei Kunden akquiriert. Bei Bedarf hat unsere Netzleitstelle dann beispielsweise Antriebe von Lüftungsanlagen und Klimageräte in diesen Betrieben gezielt vorübergehend vom Netz genommen. Nach der Liberalisierung konnten wir den Kunden dafür nichts mehr bezahlen, weil Leistung keinen Preis mehr hatte; deshalb wurde das eingestellt. Aber die neue Abschaltverordnung besagt ja, dass Betriebe Geld erhalten können für das Unterbrechen ihrer Prozesse. Das könnte funktionieren.

Herr Dr. Breuer, Sie haben gerade angedeutet, dass in den Privahaushalten durch Demand Side Management nur geringe Effekte zu erzielen sind. Wie kommen Sie darauf?

Breuer: Im Rahmen des Modellprojekts „E­DeMa“ hat RWE in Mülheim an der Ruhr intelligente Stromzähler mit bidirektionaler Kommunikation in Betrieb genommen. Unter anderem wollten wir herausfinden, welche Flexibilitäten es im Haushaltsbereich überhaupt gibt und wo Lasten sich verschieben lassen. Eine Erkenntnis war, dass es im Regelfall drei oder vier Prozent theoretisches Verschiebepotenzial gibt. Die andere lautet: Die eingesetzte Technologie – etwa für die Ansteuerung von Geräten und für das Erfassen von Daten – hat sich bewährt. Wir werden sie jetzt für Versuche im Gewerbe­ und Industriesektor einsetzen.

Noske: Wenn man überlegt, dass die Haushalte nur 30 Prozent des deutschen Strombedarfs aufnehmen, dann ergibt sich aus Ihren Zahlen aufs Ganze gesehen vielleicht ein theoretisches Potenzial von einem Prozent. Ein Prozent von der Netzlast wären etwa 700 Megawatt, und dafür müssten wir Millionen von Haushalten mit den sogenannten Smart Metern ausrüsten und die Stromkunden dauerhaft und verlässlich zur Lastverschiebung anhalten. Aus meiner Sicht könnten wir dasselbe Maß an Flexibilität wesentlich billiger und gesichert bereitstellen, indem wir schlicht ein paar Spitzenlast­Gasturbinen mit dieser Leistung bauen.

Stichwort Smart Meter: Welche Perspektive sehen Sie für intelligente Zähler in Privathaushalten?

Breuer: Aus der Sicht des Netzbetreibers brauchen wir keine flächendeckende Installation von Smart Metern, um unser Smart Grid aufzubauen. Wo aber Smart Meter vor Ort bereits in Betrieb sind, werden wir sie nach Möglichkeit nutzen, um Verbrauchsinformationen für die Steuerung des Netzes zu erhalten. In Mülheim an der Ruhr waren die Teilnahme am Projekt und der Einbau des Smart Meter übrigens freiwillig. Natürlich hätten wir eine andere Lage, wenn die Nutzung dieser Geräte gesetzlich vorgeschrieben würde.

Noske: Meiner Einschätzung nach werden wir uns gemeinsam mit der Bundesnetzagentur darauf besinnen, dass das Geschäft der Netzbetreiber am Hausanschluss endet. Heute haben wir noch die Verantwortung für den Zähler, aber das ändert sich gerade: Messdienstleistungen und der Messstellenbetrieb sind liberalisiert, der Netzbetreiber hat nicht mehr unmittelbar damit zu tun. Die Hausinstallation inklusive Smart Meter wird dann eher ein Betätigungsfeld für den intelligenten Vertrieb sein.

Der Netzbetrieb ist reguliert, das bedeutet, Sie können den Aufwand für Pilotprojekte und neue Technik nicht ohne Weiteres über den Preis weitergeben. Was erwarten Sie von der Politik?

Noske: Wir brauchen ein innovationsförderndes Regulierungsregime …

Breuer: … das wir heute aber noch nicht haben. Wenn ich neue Technologien einbauen möchte, brauche ich die Rahmenbedingungen, die mir eine Refinanzierung sicherstellen. Wir benötigen stärkere Anreize für Forschung und Entwicklung. Da gibt es noch viele Ansatzpunkte, denn wir müssen beispielsweise Marktmechanismen beschreiben, Geschäftsmodelle und Regelwerke entwickeln. Die Großunternehmen können sich das punktuell leisten, aber es fehlt das koordinierte Vorgehen.

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Harald Noske
ist technischer Direktor und Vorstandsmitglied der Stadtwerke Hannover AG. Das Unternehmen zählt zu den großen kommunalen Akteuren auf dem deutschen Energiemarkt.

Dr. Andreas Breuer
leitet den Bereich Neue Technologien/Projekte bei der RWE Deutschland AG. RWE beteiligt sich federführend an verschiedenen Forschungs- und Entwicklungsprojekten im Energiesektor in Deutschland.

Artikel entnommen aus dem BDEW-Magazin "Streitfragen!" 1/2013.