Strommasten auf einer Wiese vor Bergen
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05.02.2019 Fachinformation 3061 0

Energieversorgung – Transformation der Energiewelt

Die variierende Solarstrahlung und das wechselnde Windangebot sorgen für zunehmend häufige, schnelle und intensive Lastwechsel. Das erfordert den Umbau des Energieversorgungssystems, das gleichermaßen flexibel, effizient und volkswirtschaftlich sinnvoll arbeitet.

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Sebastian Kosslers

Die Visionen, wie die Energieversorgung von morgen aussehen könnte, sind bereits farbenprächtig ausgemalt: Der saubere Strom für das E-Auto, die Brennstoffzellenheizung und das Smart Home, das automatisch für die leere Vorratskammer nachbestellt, wird von der Photovoltaikanlage auf dem Dach geliefert. Wenn Solarflaute herrscht, beziehen die Verbraucher den Strom aus dem öffentlichen Netz.

Eine intelligente Einspeisekommunikation sorgt dafür, dass die Batterie immer dann lädt, wenn Strom besonders günstig ist, stellt aber gleichzeitig sicher, dass sie stets ausreichend voll beladen ist, damit einer Spritztour nichts im Wege steht. Prosumer-Einheiten, wie die Batterie des Elektrofahrzeugs oder der Solarspeicher im Keller, tragen dazu bei, Lastspitzen abzufangen und das Stromnetz stabil zu halten. Smart Grids, ausgestattet mit tausenden Sensoren und intelligenten Komponenten, managen in Sekundenschnelle und automatisch die rasch wechselnden Anforderungen im Netz. Solaranlagen, Autos, Heizungen, Batterien – all diese Komponenten werden Teil eines modernen Energie-Ökosystems sein. Je mehr Einheiten mitwirken desto flexibler wird das gesamte System – und desto und desto weniger Kosten fallen für den Netzausbau an. Auch ein technisch völlig uninteressierter Bürger kann unkompliziert und sicher in dieser neuen Energiewelt agieren, denn alle beteiligten Technologien lassen sich intuitiv, sicher und komfortabel bedienen.


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In der alltäglichen und gesellschaftlichen Diskussion ist sie ein ebenso großes Thema wie in der DKE – die Rede ist von der Energie. Unsere Normungsexperten bringen ihr Wissen aber nicht nur ein, um die Energieversorgung und –verteilung zukünftig „smart“ und dezentral zu machen, sondern leisten einen ebenso hohen Beitrag für den Betrieb elektrischer Anlagen und bei der flächendeckenden Verbreitung erneuerbarer Energien. Weitere Inhalte zu diesem Fachgebiet finden Sie auf unserer

DKE-Themenseite Energy

Neue Akteure, branchenübergreifende Kommunikation

Ganz so weit ist es nicht, aber die Energiewelt entwickelt sich in rasanten Schritten. Experten, wie zum Beispiel jene im System Komitee „Smart Energy“ (DKE/K 901) sind sich einig, dass die nahe Zukunft der Energieversorgung von einem branchenübergreifend hohen Vernetzungsgrad geprägt sein wird. Dabei sind zahlreiche Händler-Konsumenten-Konstellationen sowie der Markteintritt völlig neuer Akteure möglich. Sicher ist: In der digitalisierten Welt wird es vor allem darum gehen, wie anwenderfreundliche Produktlösungen geschaffen werden können, die reibungslos miteinander kommunizieren. Die im Expertenteam „Netzleittechnik“ (DKE/K 952) entwickelten Systemansätze beschränken sich deshalb schon längst nicht mehr nur auf das Stromnetz.

Heute gilt es, althergebrachte Denkmuster, Barrieren und Vorbehalte zwischen Netzbetreibern, Vertretern der erneuerbaren Energien, der Automobilindustrie und IT- und Kommunikationstechnologie abzubauen. Die Fachdiskussionen, beispielsweise im Normungsgremium „Systemaspekte der elektrischen Stromversorgung (DKE/K 261), spielen dabei eine große Rolle, Technologien aus unterschiedlichen Branchen und Philosophien zusammenzubringen.

Digital Energy Twins – Das Energienetz als Datenmodell

Digitale Twin Business- und Industrieprozessmodellierung
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Eine ebenso wichtige Rolle bei der intelligenten Digitalisierung werden Digital Twins einnehmen. Digital Twins sind virtuelle Abbilder von physischen Objekten oder Systemen wie etwa Schalter, Speicher oder ganzen Windkraftanlagen. Das Expertenteam „Netzleittechnik“ (DKE/K 952) entwickelt hierzu international anerkannte Lösungen und bringt diese im IEC-Pendant „Power systems management and associated information exchange“ (IEC/TC 57) ein.

Als Komponenten sind Sensoren und Konnektivität eine Grundvoraussetzung für das Konzept der Datenmodellierung. Mit der IEC-Normenreihe 61850 „Communication networks and systems for power utility automation“ sind auf diese Weise softwareunabhängige und somit hochflexible Datenmodelle aller Player im Energienetz der Zukunft möglich. Darüber hinaus verfügen Digital Twins über definierte Datenstrukturen, die Analytics-Funktionalitäten ermöglichen und ein User Interface, das die relevanten Daten visualisiert. Die Benutzeroberfläche ermöglicht die Überwachung und Steuerung der realen Gegenstücke. Die digitale Kopie eines Hauses unterstützt die vernetzte Steuerung von Hardware, wie Lichtelementen, Klimatisierung, PV-Anlage, Solarspeicher und Ladesäule, wobei die Auswertung der Daten eine individuelle und optimierte Anpassung an die Nutzung durch die Bewohner ermöglicht.

Ähnliches ist für ganze Städte denkbar: Hier könnten beispielsweise Daten zur Verkehrssteuerung, zum Parkraummanagement und für die Straßenbeleuchtung unter Berücksichtigung aller verfügbaren Daten effizient gesteuert werden. Für Kraftwerkparks bedeuten Digitale Zwillinge eine kontinuierliche Überwachung und vorausschauende Wartung. Die Normenreihe IEC 61850 liefert das grundlegende Übertragungsprotokoll für alle möglichen Anwendungsfälle. Eine ganz wesentliche Voraussetzung für die Interoperabilität verschiedener Systeme stellt das „Smart Grid Architecture Model“: Es wurde entwickelt, um Smart Grid-Anwendungen zu standardisieren und ihre optimale Vernetzung zu ermöglichen.

Saubere Energie für alle

In Deutschland ist die Entwicklung der Energiewelt von morgen stark vom Verbraucher getrieben. Der Wunsch, unabhängig von Strompreisen und großen Kraftwerken zu sein, liegt hierzulande im Trend. In vielen ländlichen Regionen der Welt hingegen sind dezentrale, kleine Erneuerbare-Energien-Kraftwerke nicht selten der erste Schritt überhaupt in Richtung einer zuverlässigen Stromerzeugung. Eine Orientierung im Hinblick auf die Normenlandschaften bietet unter anderem die IEC-Normenreihe 63189 „Virtual Power Plants“ sowie die IEC-Serie TS 62898 „Microgrids“. Das Expertenteam „Systemaspekte der elektrischen Stromversorgung“ (DKE/K 261) richtet auch hier den Blick vor allem auf intelligente und autonome Kommunikationsmodelle sowie die Definition einheitlicher Schnittstellen. Durch eine aufeinander abgestimmte Struktur und Kommunikation unterschiedlichster Akteure wird ein flexibles und effizientes, durch dezentrale Prosumer-Einheiten geprägtes, Energiesystem ermöglicht – in Deutschland und weltweit.

Redaktioneller Hinweis:

Die im Text aufgeführten Normen können Sie beim VDE VERLAG erwerben.

Zum VDE VERLAG

Übersicht der im Artikel aufgeführten Normen und Spezifikationen

Norm Titel
IEC 61850 Communication networks and systems for power utility automation
IEC 63189 Virtual Power Plants
IEC TS 62898 Microgrids

Auswahl beteiligter DKE-Gremien an Energieversorgung

Gremium Bezeichnung
DKE/K 952 Netzleittechnik
DKE/K 901 System Komitee Smart Energy
DKE/K 261 Systemaspekte der elektrischen Energieversorgung

Interview mit Dr. Michael Stadler

Dr. Michael Stadler, technischer Geschäftsführer von BankableEnergy | XENDEE Inc., Kalifornien sowie Senior Scientific Advisor bei der Bioenergy2020+ GmbH, Österreich und bis vor kurzem Leiter der Forschungsgruppe Netzintegration am Lawrence Berkeley National Laboratory der Universität Berkeley in Kalifornien, spricht im Interview mit Sebastian Kosslers von der DKE über die Zukunft intelligenter Stromnetze, Kulturunterschiede zwischen den USA und Europa, warum Deutschland von dezentraler Energieversorgung weit entfernt ist und Kostenwahrheit bei Strompreisen unerlässlich sein wird.

Dr. Michael Stadler

Dr. Michael Stadler

Kosslers: Herr Stadler, woran hapert es bei der Entwicklung und Umsetzung von Smart Grids und Microgrids am meisten?

Stadler: Ein wichtiger Punkt für mich ist die Tatsache, dass der Kunde bislang eigentlich gar nicht auf Echtzeitdaten zugreifen kann. Ich habe zum Beispiel in meinem Haus in Österreich eine PV-Anlage, über die ich auch das Elektroauto versorge. Aber ich habe einen eigenen Zähler installieren müssen, damit ich an die relevanten Daten komme. Mein Eindruck ist: Viele Energieversorger haben überhaupt kein Interesse daran, diese Daten zugänglich zu machen, weil das einen neuen Business Case eröffnen würde, den sie aktuell nicht beherrschen. Aus meiner Sicht müssen wir aber endlich den Weg beschreiten, Standards zu entwickeln mit denen ein offener Datenaustausch möglich ist.

In Europa werden Smart Meter allerorts eingeführt. Aber diese Geräte sind schon veraltet, bevor sie flächendeckend installiert sind. Daten werden mit dem Smart Meter nur alle 15 Minuten aufgezeichnet und anschließend zeitverzögert zur Verfügung gestellt – ohne standardisierte Schnittstelle – zumindest auf Basis der derzeitigen Diskussion. Das ist für jedwede wirtschaftliche Anwendung im Bereich der intelligenten Stromnetze ein riesiges Problem. Aus meiner Sicht ist das mehr ein rechtliches Problem als eine Aufgabe der Normung. Funktionieren würde es ja, es ist halt nur nicht erlaubt oder erwünscht.

Kosslers: Oft werden solche Angebote ja mit Bedenken des Datenschutzes abgeschmettert. Sind Sie der Meinung, dass die Datenhoheit beim Kunden bleiben muss?

Stadler: Unbedingt. Es muss möglich sein, über eine offene, aber gesicherte, Schnittstelle ins System verfügen zu können. Die muss ja noch nicht einmal nach außen gehen.

Datenaustausch

Kosslers: Wie beurteilen Sie den Ansatz der IEC-Norm 61850, die Datenmodelle vorgibt, Schnittstellen definiert und es erlaubt, jede Software zu nutzen?

Stadler: Die IEC-Norm 61850 ist genau der richtige Ansatz, aber es existieren einfach nicht genug Daten. Bei unseren Forschungen zu Smart Grids und Microgrids hier in den USA ist unser größtes Problem, dass wir nur sehr schwer Echtzeitdaten erhalten, die wir für die Planung verwenden können. In den USA gibt es zum Beispiel die „The Green Button“-Initiative, die es Versorgungsunternehmen/Kunden erlaubt, Energieverbrauchsinformationen abzurufen.

Aber in 90 Prozent der Fälle befinden wir uns im Blindflug, wenn es um die Auslegung von Technologien (Energiespeicher, PV-Anlagen etc.) geht. Viele Technologieanbieter möchten ihr eigenes System aufbauen, um die Kunden zu binden und haben aus diesem Grund auch kein Interesse an einem offenen Datenaustausch.

Kosslers: Besteht ihrer Ansicht nach die Gefahr, dass traditionelle Energieversorger Marktanteile verlieren, weil Unternehmen, wie Apple und Google, in den Markt einsteigen?

Stadler: Absolut. Auf gewisse Weise fühlen sich die Energieversorger von den großen Datensammlern bedroht. Am Ende wird derjenige das Rennen machen, der über die besten Datensammlungen verfügt. Es besteht durchaus die Möglichkeit, dass die Apples und Googles dieser Welt die Energiemanagementtools der Zukunft bereitstellen werden. An der Diskussion, wie sich Daten am besten auswerten lassen, führt definitiv kein Weg vorbei.

Kosslers: Wie könnte sichergestellt werden, dass alle Marktteilnehmer die gleichen Wettbewerbschancen haben?

Stadler: Die Energieversorger hätten einen Vorsprung, wenn sie den Datenaustausch offen betreiben würden – sie haben den Energie- und Kundenzugang. Bislang ist aber bei den Energieversorgern in Europa eine konservative Vorgehensweise und sehr viel Unsicherheit zu beobachten. Europäische Energieversorger kontaktieren uns in Kalifornien, um sich über neue Geschäftsmodelle in diesem Bereich zu informieren. Das zeigt ganz klar, dass die Energieversorger eigentlich wissen, in welche Richtung es geht. Aber in Europa selbst will das niemand so recht anpacken.

Kosslers: Im Moment erscheint die Elektromobilität als entscheidender Impulsgeber im Bereich der Lastverschiebung. Für das Stromnetz bedeutet das gleichzeitig auch eine große Herausforderung.

Stadler: Europa „leidet“ sozusagen unter der hohen Versorgungssicherheit. In den USA sieht die Versorgungssicherheit deutlich schlechter aus, wodurch Microgrid- und dezentrale Anwendungen sehr attraktiv sind. Zugespitzt formuliert: In Kalifornien installiert sich der Tesla-Käufer auch eine Photovoltaikanlage und wenn möglich eine Powerwall. Das heißt, die Energie wird genau dort erzeugt und gespeichert, wo sie letztlich auch gebraucht wird. Das dämpft die Netzprobleme, weil die Batterien in den Gebäuden mit der PV-Anlage als Zwischenspeicher dienen.

Kostenwahrheit

Kosslers: Mircrogrids werden in Deutschland oft unter dem Aspekt der „Autarkie“ debattiert. Löst das vielleicht einen gewissen Egoismus aus, der dem Anspruch der Versorgungssicherheit entgegen steht?

Stadler: Das kommt darauf an, wie man die Entwicklung steuert. Wenn man Kommunen erlaubt, Energie intern und zu ihrem eigenen Nutzen zu verteilen, dann ist das ein Vorteil für jeden Bürger der Kommune. Wenn man sowas rechtlich aber nicht gut ausgestaltet, läuft man Gefahr, dass tatsächlich jeder Einzelne nur auf seinen eigenen Vorteil blickt und sich selbst absichert. Und das kann dann auch Probleme für das Versorgungsnetz bringen.

Kosslers: Braucht es in diesem Bereich gesetzliche Vorgaben oder regelt sich der Markt selbst?

Stadler: Ich denke, es braucht beide Ansätze. In den USA sehen wir, dass Energieversorger erfolgreich mit variablen Stromtarifen auf „egoistisches“ Handeln reagieren. Über „Dynamic Pricing“, also dynamische Preisanpassungen, setzt der Energieversorger die Preise fest und das Microgrid reagiert entsprechend. Diese Tarife garantieren über das Jahr hinweg grundsätzlich günstige Preise. Im Falle einer hohen Netzlast gibt es für den Energieversorger aber die Möglichkeit, den Strom sehr teuer zu verkaufen – bis zu 0,80 Euro/kWh (sog. „Peak Day Pricing“ in Kalifornien), sofern der Energieversorger die Preisanpassung am Tag zuvor angekündigt hat. Der Verbraucher hat somit die Möglichkeit, selbst zu entscheiden, ob er den Strom nutzt oder lieber spart.

Ein solches Konzept unterscheidet sich also zu dem in Deutschland oder Österreich. Dort ist der Verbraucher es gewohnt, den Strom meistens zum gleichen Preis zu beziehen. Das bildet aber nicht die wahren Kosten des Netzes und der Erzeugung ab. Wenn man Strom um Mitternacht zum gleichen Preis beziehen kann wie tagsüber, dann stimmt mit dem System etwas nicht. Kostenwahrheit ist wichtig. Solange wir einen konstanten Strompreis haben, werden sich auch elektrische Speicher nur schwer rentieren.


Microgrid-Blockchain als zentrales System für automatisierten Energiehandel

Kryptowährungen, Identitätsmanagement und Versicherungen - es gibt kaum einen Anwendungsbereich, in dem sich die Blockchain-Technologie nicht vorstellen ließe.

Im Bereich der Energieversorgung und -verteilung wird ebenfalls darüber diskutiert, welches Potenzial in der Blockchain-Technologie steckt. Im Falle von Microgrids soll ein zentrales System den Energiehandel automatisiert betreiben und dafür sorgen, Energie dorthin zu liefern, wo sie benötigt wird - und auch das vollkommen automatisiert.

Was kann Blockchain dazu beitragen? Verkettete Informationen können aus einer Datenbank heraus automatisiert zwischen den Teilnehmern ausgetauscht werden können. Blockchains bringen darüber hinaus Stabilität und Sicherheit in das gesamte System.


Kosslers: Provokativ gefragt: Gibt es in zehn Jahren nur noch Microgrids und gar keine Kraftwerke mehr?

Stadler: Wahrscheinlich nicht. Das wird in Europa schon deswegen nicht passieren, weil es hier eine sehr gute Infrastruktur gibt. Die Frage, die sich aber schon stellt: Macht es Sinn in neue Infrastruktur zu investieren? Ich glaube, viele dieser geplanten, neuen „Stromautobahnen“ werden nicht mehr gebaut werden. Es müssen einfach Geschäftsmodelle gefunden werden, die das existierende Netz optimal nutzen.

Dazu braucht es aber auch ein Umdenken: Viele Ingenieure denken immer noch ausschließlich von der Erzeugungsseite her und übersehen, dass es elementar ist, die Verbrauchsseite flexibler zu gestalten. Deswegen werden die Begriffe „Microgrid“, „intelligentes Stromnetz“ und „dezentrale Energieversorgung“ häufig miteinander verwechselt. Deutschland hat mit den riesigen Windflächen im Norden ein zentrales System aufgebaut, das die Industriezentren im Süden versorgen muss. Das „intelligente Stromnetz“ soll nur dabei unterstützen, die Energielasten des weiterhin ‚zentralen‘ Erzeugungssystems mit Hilfe von Computertechnologien zu managen. Echte Dezentralisierung würde helfen, die Netze zu entlasten.

Dezentralisierung

Kosslers: Stellen Sie sich vor, ein Dorf erwägt die Integration eines Microgrids, um sich nach Bedarf an- und abkoppeln zu können. Wer sollte die Anpassung des Stromnetzes bezahlen?

Stadler: In den USA lässt sich die Entwicklung stellenweise schon beobachten, dass die verbleibenden Kunden im Netz die Rechnung zahlen müssen. Bei einigen Energieversorgern kostet die Kilowattstunde inzwischen bis zu 50 Cent, weil deren Strom-Absatz, neben anderen Faktoren, gering ist. Die Energieversorger wollen deshalb neue Geschäftsmodelle entwickeln, um wieder Geld zu verdienen. Das bedeutet entsprechend, nicht mehr auf Energie alleine zu setzten, sondern im Bereich Microgrids, Elektromobilität und Consulting tätig zu werden.

Meine Einschätzung ist, dass wir Spitzenlastkraftwerke nur dann kostendeckend betreiben können, wenn das Preissystem deutlich überarbeitet wird. Verbraucher müssen sich auf ein saisonales System einstellen: Im Sommer wird Energie dann günstiger sein als im Winter.

Aus meiner Sicht ist das auch die richtige Entwicklung. Wir haben einfach vergessen, wie viel eine Kilowattstunde wert ist oder leistet. Dezentralisierung wird dazu führen, dass wir wieder mehr darüber nachdenken, was Energie eigentlich bedeutet – und zwar nicht nur aus einer rein technischen Perspektive.

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