Kleinräumige Netze sind die schnellere und billigere Lösung

Netzintegration, Ausbau erneuerbarer Energien sowie Maßnahmen zum Umbau und Ausbau der Stromnetze waren die beherrschenden Themen des 1. Fachkongresses „Zukunftsfähige Stromnetze“, der im Rahmen der Renexpo am 23. September 2011 in Augsburg stattfand.

Bis zum Jahr 2020 soll beispielsweise rund 50% der Stromproduktion in Bayern aus erneuerbaren Energien (EE) stammen. Detlef Fischer, Geschäftsführer des Verbandes der Bayerischen Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (VBEW) sieht in der Beliebigkeit der Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien jedoch eine Gefahr für die Sicherheit der Stromversorgung: „Die installierte Leistung aus erneuerbaren Energien wird immer größer, aber sie ist nicht abrufbar. Es kann nicht so weitergehen, dass jeder beliebig Strom erzeugt und ebenso beliebig in das Netz einspeist.“ Der grüne Stromanteil werde bereits heute von rund 250000 natürlichen und juristischen Personen eingespeist, allerdings ohne Lieferverpflichtung und ohne Netzverantwortung.

Das Problem sei allseits bekannt: Zum einen müsse man damit rechnen, dass Wind- und PV-Strom aufgrund trüben Wetters über Wochen hinweg nur in Bruchteilen zur Verfügung stehe, zum andern lassen sich an lastarmen, sonnigen Sonntagen oftmals keine Abnehmer für den produzierten PV-Strom finden. Um überschüssigen PV- bzw. Windstrom sinnvoll zu verwerten, müssten entweder Speicherkapazitäten oder schaltbare Lasten geschaffen werden, fordert Fischer. Erstere seien jedoch teuer und benötigten viel Platz. Für Langzeitspeicher im großindustriellen Maßstab stünde außerdem noch keine ausgereifte Technik zur Verfügung. Am ehesten könne man mit Unterstützung der Gaswirtschaft das derzeitige Speicher- und Durchleitungsproblem durch die Umwandlung von EE-Strom in Erdgas lösen. Allerdings benötige das Verfahren zur Umwandlung von Strom zu Gas (Methanisierung) und zurück zu Strom vergleichsweise viel Energie; der Wirkungsgrad liege bei nur 30 bis 40%.

Technologiesprünge sind zwingend notwendig

„Die eigentliche Herausforderung unserer künftigen Energieversorgung liegt darin, die in über 100 Jahren gewachsenen zentralen Strukturen an die künftige dezentrale Energieproduktion anzupassen.“ Rainer Bäsmann von der N-Ergie Netz GmbH, Nürnberg, untermauerte sein Eröffnungsstatement mit Diagrammen der aktuellen Einspeiseleistung bzw. des Netzaufnahmevermögens sowie des Ausbauzustands nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Derzeit werde das Aufnahmevermögen des N-Ergie-Netzes (etwa 8000km² Versorgungsfläche) nur an 7% der Zeitpunkte überschritten. In einem von EEG-Anlagen gespeisten Netz müssten zur heutigen Aufnahmekapazität von rund 20MW weitere 22MW für die EEG-Einspeisungen bereitgestellt werden. Diese Kapazität werde aber nur wenige Stunden im Jahr benötigt, konkret an nur 610 Stunden (7%) von 8760 Stunden. Hier sei aus volkswirtschaftlicher Sicht ein erheblicher Optimierungsbedarf erforderlich. „Unsere Hauptarbeit ist künftig weniger die Versorgung der Kunden, sondern die geordnete Einspeisung von EEG-Strom“, resümiert Bäsmann. Im Grunde könne ein Netzbetreiber nur auf den Zubau von EEG-Anlagen reagieren, da die Netzentgelte durch den Netzausbau drastisch ansteigen. Auch sei der Betrieb von EEG-Strom-gespeisten Netzen extrem aufwendig. Bereits jetzt gäbe es im Netzausbau erhebliche Engpässe, sei es durch die langen Lieferzeiten und mangelnde Verfügbarkeit von Material, sei es durch die erhebliche Auslastung der Baufirmen. Durch das im Netz gebundene Kapital und die geringen Nutzungsstunden durch EEG-Anlagen werde die Energieerzeugung auf regenerativer Basis sehr teuer und aufwendig. Auch die Versorgungsqualität könne leiden. Rein technisch gesehen könnte man höhere Netzeinspeisungen auch durch Stromspeicher kompensieren. Unklar sei jedoch, wer dafür als Betreiber in Frage komme. Der EEG-Anlagenbetreiber? Der Netzbetreiber? Der Stromkunde? Unabhängige Betreiber? Stromspeicher müssten marktorientiert arbeiten, aber das würde eine Katastrophe für die Netze bedeuten, so Bäsmann. Am ehesten käme der EEG-Anlagenbetreiber in Frage, da er damit seine Wirtschaftlichkeit absichern könne.

Geplante Netzausbauprojekte sind als illusorisch zu sehen

Nach wie vor scheint die Energiewende eine Rechnung mit vielen Unbekannten zu sein. Marian Klobasa vom Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung (ISI), Karlsruhe, sieht die Entwicklungen auf dem Strommarkt so:

Ausbau der Onshore-Windenergieanlagen: sehr wahrscheinlich

Beiträge von Biomasse und Wasserkraft: substanziell

Beiträge von PV- und Offshore-Wind: unsicher

Beiträge von Technologien wie Geothermie, Wellen- und Gezeitenenergie: offen

Entwicklung der Stromnachfrage in Abhängigkeit von den Effizienzbemühungen: starker Effekt, unter anderem durch zusätzliche Verbraucher wie E-Mobility und Wärmepumpen.

Für völlig illusorisch halten Branchenkenner die Umsetzung mittelfristiger Netzausbauprojekte der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTO-E) zwischen 2015 und 2020. Nach diesen Plänen sollen innerhalb Europas 42200 km neue Hochspannungsleitungen, Gleichstromverbindungen und Trassenmodernisierungen realisiert werden. Die Investitionssumme wird auf 100 Milliarden Euro bis 2020 veranschlagt. Schon jetzt reichten weder die Kapazitäten bei den Materialien und Systemen noch bei den Baufirmen aus, so die Diskussionsbeiträge zu diesem Thema. Das hieße allerdings auch, dass der weitere Zubau erneuerbarer Energien aufgrund fehlender Netzkapazitäten kaum Vorteile brächte. Eine der zentralen Herausforderungen sei deshalb die Einbindung regionaler Akteure, um die vorhandenen Netze zu entlasten. Konkret bedeutet das, den EE-Strom möglichst dort zu erzeugen, wo er gebraucht wird, nämlich im Gebäude.

Überschussprobleme sind nur regional zu lösen

Schon jetzt sind Überschussprobleme im Netz durch EEG-Einspeiser abzusehen, vor allem in Regionen mit hoher PV-Dichte. Joachim Bamberger, Siemens AG, Energy Sektor, sieht Netzprobleme insbesondere in ländlichen Gebieten wie beispielsweise dem Allgäu, wenn weiter unkontrolliert eingespeist werde. Im Projekt Irene (Integration Regenerative Energien und Elektromobilität) soll jetzt herausgefunden werden, in wie weit die unkontrollierte PV-Einspeisung durch eine aktive Beeinflussung von Energieerzeugern und dem Lademanagement von Elektrofahrzeugen kompensiert werden kann.

Der Projektansatz sieht vor, PV-Strom während der Erzeugungsspitzen sowohl in stationäre Großbatterien als auch in die Batterien von Elektrofahrzeugen einzuspeichern. Weitere Stabilisierungsmaßnahmen könnten über schaltbare Transformatoren erfolgen. Ein speziell aufgebautes Mess- und Regelungssystem soll nicht nur Daten über die fluktuierenden Energieströme liefern, sondern auch Informationen über die künftigen Anforderungen an die Regelungsarchitektur und mögliche Geschäftsmodelle für den Netzbetreiber. Selbst bei den prognostizierten 10 Millionen Elektrofahrzeugen bis zum Jahr 2030 würde es durch einen unkontrollierten Ausbau von PV-Anlagen zu Überschüssen kommen, da die beliebige Beladung der Elektrofahrzeuge nicht netzstabilisierend wirke. Erst durch eine Konzentration von Elektrofahrzeugen und PV-Anlagen, zum Beispiel auf öffentlichen Parkplätzen sowie auf Parkplätzen von Büro- und Gewerbeimmobilien, Flughäfen oder Bahnhöfen, könnte die Belastung der Netze durch PV-Anlagen reduziert werden. Sinnvoll sei es, die notwendigen regelungstechnischen Maßnahmen für die Netzintegration der Photovoltaik auch für die Rückspeisung von Batteriestrom aus den E-Cars ins Netz zu nutzen.

Konkret umgesetzt wird das Irene-Projekt derzeit beim Allgäuer Überlandwerk (AÜW), das die Region Kempten und Immenstadt mit den Gemeinden Buchenberg, Wildpoldried und Wattenhofen mit „heimatstarker“ Energie versorgt. Dazu wurden zunächst 260 Smart Meter in Wohnhäusern, bei Gewerbe, Einzelhandel und Behörden installiert. Über einen Internetzugang zum AÜW-Kundenzentrum haben die Projektteilnehmer direkten Zugriff auf den Lastgang ihres Stromanschlusses. Das Abrechnungsmodell beruht auf dem in der Region üblichen Strompreis, auf den es zu bestimmten Zeiten einen Bonus gibt; Malus-Zeiten gelten als kontraproduktiv und sind deshalb nicht vorgesehen.

Spaßfaktor soll abflachendes Interesse ausgleichen

Stromkunden mit Smart Meter verlieren schnell das Interesse an ihren Verbrauchskurven, so die allgemeinen Erfahrungen der Anbieter. Deshalb sei es wichtig, die Nutzerakzeptanz durch einen kreativen Umgang mit dem eher drögen Thema zu verbessern. Jeremy Robinson von der Green Pocket GmbH, Köln, will durch ein Lösungsportfolio aus Smart-Home-Komponenten, Web-Portalen für Gewerbekunden und Haushalte sowie Display-Lösungen für Smart Phones und Tablet-Computer die Kunden nicht nur bei Laune halten, sondern zu mehr Energiebewusstsein und Investitionen in Effizienzmaßnahmen aktivieren. Wichtigste Botschaft: Die Nutzeroberfläche muss gut aussehen, leicht zu handhaben sein und Spaß machen. Deshalb werde großer Wert auf verständliche Übersichten und intuitiv zu bedienende Oberflächen gelegt. Der Mehrwert für den Kunden müsse offensiv darstellbar sein, beispielsweise durch Transparenz des Verbrauchs, Angaben über Kosteneinsparungen und mehr Sicherheit sowie durch soziale Interaktion mit anderen Kunden. Wichtig sei, dass der Kunde Verbrauch, Kosten und CO₂-Bilanz seines Haushalts für beliebige Zeiträume abrufen kann. Auch Einspeiser von Strom aus PV- und BHKW-Anlagen seien interessiert, wie viel Energie sie in welchen Zeiteinheiten ins Netz geliefert haben und wie sich ihre Erlöse aus der Einspeisung entwickeln. Für Gewerbekunden sei es wichtig, dass der Energieverbrauch auch pro Mitarbeiter, m² Büro- oder Gewerbefläche, Kundenbesuch oder als Vergleichswert (Benchmark) dargestellt werden kann. Damit könnten weitere Energieeffizienzpotenziale aufgedeckt werden.

Je mehr sich die Energiekunden mit ihren Verbrauchskurven und Energiekosten auseinandersetzen, desto mehr wachse die Bereitschaft, dieselbe Oberfläche auch für Regelungs- und Steuerungsfunktionen einzusetzen, beispielsweise für Heizung, Lüftung, Licht und andere Energieverbraucher, so Robinson. Smart Phones und Tablet-Computer böten dazu die ideale Oberfläche.

Durch die Verknüpfung mit sozialen Netzwerken, das Anlegen von Ranglisten, Energiesparwettbewerben und das Einrichten von User-Groups (PV, Mikro-KWK, E-Mobility) könne aufgrund des Spaßfaktors ein nachhaltiger Mehrwert geschaffen werden. Erste Projekte hat Green Pocket unter anderem mit den Energieversorgern Mainova, Rheinenergie und SW Bonn umgesetzt; insgesamt zählt die Referenzliste 30 nationale und internationale Kunden.

Kompressionskältemaschinen als steuerbare Verbraucher

Während die großen Kraftwerks- und Netzbetreiber bei den Lösungsansätzen zur Netzstabilität fast ausschließlich auf Batteriespeicher, Salz- und Fernwärmespeicher, Gasspeicher inklusive Methanisierung von Windstrom, Druckluftspeicher und Pumpspeicher setzen, sehen kommunale Unternehmen, wie z. B. die Stadtwerke München (SWM), im virtuellen Kraftwerk eine praktikable Strategie, trotz fluktuierender Einspeisungen das Netz stabil zu halten. Die von den SWM betriebenen BHKW sowie externe Kundenanlagen sind dazu über das SWM-Lan per VPN-Tunnel auf Fernwirkzentralen und weiter auf ein dezentrales Energiemanagementsystem aufgeschaltet. Dort wird die eingespeiste Leistung mit den Preisdaten der Strombörse, der Minutenreserve, den Wetterdaten, den Wetterprognosen und den Kundendaten abgeglichen. Durch gezieltes Verschieben der Eigenstromerzeugung (BHKW) in Zeiten hoher Spotmarktpreise im Abgleich mit den thermischen Lastprognosen und einer am elektrischen Lastgang orientierten Speicherbewirtschaftung lassen sich elektrische Lastspitzen sicher vermeiden. Allerdings seien umfangreiche Kontrollen und eine dezentrale Automatisierungstechnik notwendig, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, so Markus Henle von den Stadtwerken München. Und weiter: Jeder zusätzliche Anschluss an das virtuelle Stromnetz ändere die Situation und sei entsprechend aufwendig.

Eine wichtige Rolle zur Stabilisierung des Netzwerks im virtuellen Kraftwerk spielen die Integration schaltbarer elektrischer Verbraucher, die Akquisition von Zugriffen auf externe BHKW und Vereinbarungen mit den Eigentümern von Netzersatzanlagen über die Lieferung von Notstrom in das Netz bei Spitzenbedarf. Besonderes Augenmerk legten die SWM auf Energiegroßverbraucher: „Kompressionskälteanlagen sind wunderbar steuerbare Stromverbraucher, die einen wesentlichen Beitrag zur Netzstabilisierung liefern“, betont Henle. So sei geplant, das Nahkältenetz „Stachus“ in das virtuelle Kraftwerk mit einzubinden. Auch andere Großkälteanlagen, z. B. in Bürogebäuden und Kühlhäusern, wolle man künftig integrieren, da eine kurzzeitige Unterbrechung der Anlagen durch die Speicherwirkung des Gebäudes oder durch das Kühlgut kompensiert werde. Auch Kombikraftwerke aus EE-Anlagen, also Biogas- und Biomasseanlagen könnten Regelenergiefunktionen übernehmen.

Abschalten von HLK-Anlagen kann kontraproduktiv sein

Auffällig bei Veranstaltungen rund um das Thema Stromnetze der Zukunft ist der bislang geringe Stellenwert der Gebäude und der gebäudetechnischen Anlagen bei der Netzstabilisierung. Das mag daran liegen, dass die Gebäudetechnik-Branchen die Themen Abschalt- und Verschiebepotenzial sowie Spitzenstrombereitstellung eher defensiv angehen. Umso interessanter ist das Projekt „Lastmanagement in Nichtwohngebäuden“ der Technischen Universität München, das gemeinsam vom Lehrstuhl für Bauklimatik und Haustechnik (Prof. Dr.-Ing. Gerhard Hausladen), dem Lehrstuhl für Energie­wirt­schaft (Prof. Dr.-Ing. Ulrich Wagner/Prof. Dr. rer. nat. Thomas Hamacher) und Siemens durchgeführt wird. Das Projekt hat zum Ziel, die zunehmende fluktuierende Stromerzeugung durch EE-Strom mithilfe intelligenter Stromnetze und steuerbarer Verbraucher in Gebäuden als planbare Leistung zur Verfügung zu stellen. Voraussetzung sei ein Smart Building, das den Eigenbedarf an Energie über PV-Module und BHKW selbst erzeuge und die Überschüsse möglichst bedarfsgerecht und zielgerichtet dem Netz zur Verfügung stelle. Dafür seien Energiemanagementsysteme erforderlich, die sowohl Energieverbraucher als auch Energieerzeuger eines Gebäudes erfassen und aufgrund von Bedarfs- und Preissignalen im Abgleich mit Wettersignalen und Wetterprognosen die gebäudetechnischen Anlagen sowie die gebäudeinternen Speichermöglichkeiten gezielt bzw. prädiktiv schalten. Untersucht wurde unter anderem das Verschiebepotenzial und die Verschiebedauer von Kälte- und RLT-Anlagen, Lüftungen, Heizungsanlagen, USV-Anlagen, Aufzügen und Grauwasseranlagen, aber auch die Einbindung von Ladesta­tionen für Elektroautos. Ein Zwischenergebnis: Lastverschiebepotenzial ist vorhanden, aber zeitlich begrenzt. Nach einem Abschaltzyklus kann jedoch der Leistungsbezug höher sein, sodass die zunächst vermiedene Lastspitze womöglich später eintritt. Gebäude mit Nur-Luft-Systemen und abgehängten Decken eignen sich weniger für Lastverschiebungen als Gebäude mit Betonkerntemperierung und frei liegenden Betondecken. Die kurzzeitige Abschaltung der Kälteversorgung für eine Klimaanlage könne in vielen Fällen durch einen höheren Luftwechsel kompensiert werden, so die Studie. Auch die Übersteuerung eines ansonsten individuell gesteuerten Sonnenschutzes kann zur Lastbegrenzung beitragen. Ein wichtiger Aspekt in einem künftigen Smart Building sei die Verarbeitung von kurz- und mittelfristigen Wetterprognosen in Gebäudeautomationssystemen, um prädiktive Anlagenbetriebszyklen im Abgleich mit voraussichtlichen Lastkurven auf der Energieerzeugerseite wie auch auf der Nutzerseite zu generieren.

Fazit

Die Energiewende entpuppt sich für die betroffenen Branchen als Gleichung mit vielen Unbekannten. Insbesondere fehlt es an Geschäftsmodellen zum Umbau der Stromversorgung. Das Ende der Beliebigkeit bei der Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien und BHKW ist absehbar. Auf den Ausbau der Hochspannungsnetze zu setzen erscheint wegen der langen Realisierungszeiträume, Materialverknappung und begrenzter Montagekapazitäten wenig sinnvoll. Experten empfehlen als Ausweg kleinräumige intelligente Netze, bei denen Einspeiser, Erzeuger und Verbraucher räumlich möglichst nahe beieinander liegen. Die TGA-Branche hat ihre Rolle bei der Neugestaltung der Energiewirtschaft offenbar noch nicht gefunden, obwohl sie in puncto Energieeffizienz, dezentrale Strom- und Wärmeerzeugung mittels BHKW, Lastmanagement und Bereitstellung von Speicher- und Verschiebepotenzial überzeugende Argumente hätte.

Lesen Sie hierzu auch das folgende Interview mit Frauke Rogalla.