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Referenz
Dezentrale Energieerzeugung orchestrieren

Wer schwingt eigentlich den Taktstock, wenn es darum geht, erneuerbare Energien zu orchestrieren? Politiker sehen sich gern als Dirigenten des Klimawandels. Doch die Musik spielt ganz woanders: in den Verteilnetzen. Und denen geht unter der Last zunehmend dezentraler, hoch volatiler Einspeisungen bald die Puste aus. In diesem Szenario sind Verteilnetzbetreiber selbst gefragt, die Energiewende zu dirigieren. Wie das technisch effizient und wirtschaftlich möglich ist? Das erfahren Sie in diesem Heft.

1,4 Milliarden Euro haben nach Angaben der Bundesnetzagentur die Maßnahmen zur Netzstabilisierung im Jahr 2017gekostet – Rekord. Die Netzstabilität ist aber weiterhin in Gefahr, zum Beispiel durch die zunehmende E-Mobilität. Zwar tragen Technologien wie Batteriespeicher, Sektorenkopplung und virtuelle Kraftwerke dazu bei, Sonnen-, Wind- und Wasserkraft nutzbar zu machen. Damit Sie jedoch auch ihren Weg in die Netze finden, brauchen die Netzdirigenten Daten. Erst damit können sie den Zustand und das Potential ihrer Netze erkennen und nutzen. Martin Breitenbach von der NGN Netzgesellschaft Niederrhein bringt es auf den Punkt: „Wir müssen zuerst mehr über unser Netz wissen, um bessere Entscheidungen treffen zu können.“

Wie Verteilnetzbetreiber selbst zu Dirigenten der Energiewende werden.

Daten – die Noten für Netzdirigenten

Es gehe darum, Schätzungen gegen echtes Wissen einzutauschen. Damit rücken Wahrscheinlichkeiten näher an die Wirklichkeit und lassen reale Prognosen zu. Erst ein an Realitäten ausgerichtetes Erzeugungs- und Lastmanagement ist effizient und wirtschaftlich. Es schafft eine solide Grundlage, um den Netzausbau sinnvoll zu priorisieren und sowohl vorausschauend als auch kosteneffizient zu planen – vor allem mit Blick auf die Netzstabilität. Nur dafür muss der Netzzustand erst einmal transparent gemacht werden. Um im Bild des Orchesters zu bleiben: Daten sind die Noten, die Netzdirigenten brauchen, um die dezentrale Energieerzeugung zu orchestrieren.

  • 4 Mrd. €
    Auf diese jährliche Summe könnten die Kosten für stabilisierende Netzeingriffe bundesweit anwachsen – nach der Abschaltung der letzten Atomkraftwerke 2022. (Quelle: Bundesnetzagentur)

  • 1.679.000 km
    Das ist die Gesamtstromkreislänge der Verteilnetze in Deutschland, die von 883 Verteilnetzbetreibern bewirtschaftet werden. (Quelle: dena)

  • Neujahrmorgen 2018
    Am 1. Januar 2018, um 6 Uhr morgens, versorgte sich Deutschland erstmals ausschließlich mit Ökostrom – natürlich nur rein rechnerisch. (Quelle: Bundesnetzagentur, Plattform Smard)

Koordinationsbedarf wächst

Nur wie kann eine so nützliche Datenbasis aufund ausgebaut werden? Die wichtigsten Daten entstehen dort, wo die Energie erzeugt wird – im Niederspannungsnetz. Schon heute werden sie dazu verwendet, um die unmittelbaren Ortsnetzstationen regelbar zu machen. Interessant wird es, wenn diese Ortsnetzstationen die Daten komplett bündeln, intelligent und automatisiert aufbereiten und diese zur Regelung der darüberliegenden Ebene genutzt werden – im Mittelspannungsnetz. Es erweitert das Blickfeld auf die Netze und nicht nur das: Es vergrößert den regelbaren Bereich. Daher spricht man in diesem Zusammenhang auch von Weitbereichsregelung. Und dieses Szenario wird weiter an Bedeutung gewinnen. Denn wie die Denkfabrik Agora Energiewende gGmbH in ihrem 12-Punkte-Impulspapier schreibt: „Die Zukunft zeichnet sich aus durch eine engere Verknüpfung und einen höheren Koordinationsbedarf zwischen den Spannungsebenen – und damit auch zwischen Übertragungs- und Verteilnetz.“ Dafür müssten die Kommunikationsanforderungen und -schnittstellen zwischen den Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern sowie Priorisierungen bei Steuerung und Regelung klar definiert sein.

Die Zukunft zeichnet sich durch eine engere Verknüpfung und einen höheren Koordinationsbedarf zwischen den Spannungsebenen aus.

Wettbewerbsfähig bleiben

Um die vorhandene Netzinfrastruktur stabil und zukunftsfähig aufzustellen und wettbewerbsfähig zu halten, wird kein Netzbetreiber mehr um eine weitreichende datenbasierte Kommunikationsgrundlage herumkommen. Mithilfe neuer, netzentlastender Technologien können sie eine Transparenz der Netze erreichen, die eine vorausschauende Netzplanung ermöglicht und aufzeigt, wo genau Handlungsbedarf oberste Dringlichkeit besitzt. Die Energiewende sei schließlich nicht nur mit Klimaschutzaspekten verbunden, es gehe auch um eine international wettbewerbsfähige Stromerzeugung, sagt Patrick Graichen, Direktor von Agora Energiewende. Doch dafür muss erst einmal die Netzmelodie stimmen. Zeit, den Taktstock dafür selbst in die Hand zu nehmen.

Text: Linda Bögelein | WAGO
Foto: Getty Images und Pixabay

  • 70.000 Ladepunkte
    Für das Jahr 2020 hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und die Nationale Plattform Elektromobilität (NPE) einen Bedarf von etwa 70.000 öffentlich zugänglichen Ladepunkten und circa 7.100 Schnellladepunkten ermittelt. (Quelle: BDEW)

  • 610 Mio. €
    Der Entschädigungsanspruch von Anlagenbetreiber für den aus Netzsicherheitsgründen nicht produzierten Ökostrom lag 2017 bei rund 610 Millionen Euro. Die Verbraucher zahlten damit rund 237 Millionen Euro mehr für nicht produzierten Ökostrom als noch 2016. (Quelle: Bundesnetzagentur)

  • 36 %
    Die Erneuerbaren im Stromsektor decken inzwischen 36 Prozent des Verbrauchs und sind weiter auf Rekordkurs. Wind lag 2017 im Strommix erstmals vor der Steinkohle und der Atomkraft, die beide auf das niedrigste Niveau seit 1990 fallen. (Quelle: Agora Energiewende)

Hintergrund der Netzlabilität

Im neuen Energiesystem ist die große Mehrzahl der dezentralen Erzeugungsanlagen direkt an das Verteilnetz angeschlossen. Auch ein Großteil der neuen Verbraucher, wie Elektroautos, Wärmepumpen und weitere flexible Lasten, beziehen ihren Strom aus dem Verteilnetz. Im Gegensatz zum hergebrachten System fließt der Strom also nicht mehr einfach „top down“ vom Übertragungsnetz ins Verteilnetz. Vielmehr gibt es „Gegenverkehr“ in Form von Rückspeisungen aus dem Verteil- in das Übertragungsnetz. Dies geschieht insbesondere dann, wenn immer mehr Strom, der im Verteilnetz erzeugt wird, von den Verbrauchern vor Ort nicht mehr abgenommen werden kann. Infolge der Rückflüsse werden beispielsweise auch Städte von Erneuerbare-Energien-Anlagen aus dem Umland beliefert.

Wenn Netzengpässe im Übertragungsnetz entstehen, bedarf es häufig auch der Steuerung von Anlagen im Verteilnetz (flexible Erzeuger und Lasten), um diese Engpässe zu beheben. Zudem kann es im Verteilnetz durch die neuartigen Lasten, insbesondere Elektroautos, zu neuen Herausforderungen beim Netzbetrieb kommen, wenn diese mit hoher Gleichzeitigkeit Strom aus dem Netz beziehen. Bei Eingriffen der Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber ist stets die Rückwirkung auf die jeweils anderen unter- oder überlagerten Netzebenen zu beachten. (Quelle: Agora Energiewende gGmbH)

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