{"id":13970,"date":"2024-06-04T16:24:39","date_gmt":"2024-06-04T13:24:39","guid":{"rendered":"https:\/\/aidon.com\/?p=13970"},"modified":"2024-06-06T21:12:41","modified_gmt":"2024-06-06T18:12:41","slug":"aufbau-eines-smart-grid-was-deutschland-von-skandinavien-lernen-kann","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aidon.com\/de\/aufbau-eines-smart-grid-was-deutschland-von-skandinavien-lernen-kann\/","title":{"rendered":"Aufbau eines Smart Grid – Was Deutschland von Skandinavien lernen kann"},"content":{"rendered":"
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Carlo Lazar, Smart Grid-Experte, Aidon, Jyv\u00e4skyl\u00e4 (Finnland)<\/figcaption><\/figure>\n

Netzpraxis, Magazin f\u00fcr Energieversorgung, Mai 2024<\/em><\/p>\n

Wie kann das deutsche Stromnetz so intelligent werden wie es in Skandinavien bereits ist? Da der aktuelle Status des Rollouts von Smart Metern hierzulande eher schleppend verl\u00e4uft, hat der Regulator mit dem Paragraf 14a versucht, eine Beschleunigung herbeizuf\u00fchren. Um das vorgesehene Monitoring des Niederspannungsnetzes nun aber zeitnah und mit \u00fcberschaubarem Aufwand umzusetzen, sollten Verteilnetzbetreiber zun\u00e4chst die Ortsnetzstationen ins Visier nehmen. Diese lassen sich mit modernen L\u00f6sungen auf der Basis der existierenden Technik schnell zu Lieferanten von Echtzeitdaten \u00fcber den Netzzustand im Verteilnetz aufr\u00fcsten.<\/strong><\/p>\n

Der Strommarkt in Skandinavien weist im Vergleich zu dem in Deutschland einige erhebliche Un\u00adterschiede auf. Diese liegen vor allem im Bereich der Erzeugung. W\u00e4hrend in Deutschland bekannterma\u00dfen die Kernkraft nicht mehr existiert und die Wasserkraft eine nur untergeordnete Rolle spielt, liegt der Schwerpunkt mit dem Auslaufen fossiler Energietr\u00e4ger inzwischen vor allem auf der Windkraft und der Photovoltaik. Das bedeutet: Das Stromnetz unterliegt immer wieder volatilen Erzeugungsschwankungen, die im Netz abgebildet werden m\u00fcs\u00adsen. Ein Stromnetz, das Erzeugung und Verbrauch \u00fcber ein intelligentes Lastmanagement stabil halten kann, ist also unabdingbare Voraussetzung f\u00fcr die komplette Integration der re\u00adgenerativen Erzeugung.<\/p>\n

Dagegen werden in Skandinavien gro\u00dfe Teile der Erzeugung durch die grundlastf\u00e4hige Wasserkraft abge\u00addeckt. Das gilt vor allem f\u00fcr Norwe\u00adgen oder auch f\u00fcr Schweden. In Finnland ist die Situation etwas an\u00adders, da dort noch eine ganze Reihe von Kernkraftwerken betrieben wer\u00adden. Jedoch werden auch diese Stromm\u00e4rkte immer st\u00e4rker von Er\u00adneuerbaren gepr\u00e4gt, vor allem durch die Windkraft.<\/p>\n

K\u00f6nigsweg Smart Meter<\/h2>\n

Der Netzaus- und Umbau steht da\u00adher hier wie dort vor der Herausfor\u00adderung, Smart Grids aufzubauen. Denn auf der Verbrauchsseite steigt der Bedarf nach Strom. In Norwegen sind es vor allem die wachsende Zahl von Elektroautos, die eine intel\u00adligente Steuerung erfordern. Der W\u00e4rmemarkt spielt dort keine so gro\u00dfe Rolle, wie wir ihn in Deutsch\u00adland zu erwarten haben. Daher brauchen auch die nordischen Netz\u00adbetreiber mehr Daten, um den Zu\u00adstand des Netzes zu messen und f\u00fcr die intelligente Steuerung der Las\u00adten.<\/p>\n

Smart Meter gelten als K\u00f6nigsweg, um diese Aufgaben zu erf\u00fcllen. Und auf diesem Feld spielt Skandinavien in einer ganz anderen Liga als Deutschland. W\u00e4hrend der Rollout von intelligenter Messtechnik in den deutschen Haushalten mehr als schleppend vorankommt, haben die nordischen L\u00e4nder bei dieser Tech\u00adnologie eine fast 100-prozentige Ab\u00addeckung erreicht.<\/p>\n

Aidon besch\u00e4ftigt sich seit 2004 damit, das Netz intelligenter zu machen. Dadurch hat man sehr viele Erfahrungen gesammelt und vertief\u00adte Kompetenzen beim Aufbau und Betrieb von Smart Grids erworben. Aidon ist mit Smart Metern gestartet und stellt diese Ger\u00e4te seit 20 Jahren her. Dann hat das finnische Unter\u00adnehmen zun\u00e4chst f\u00fcr den Markt in Norwegen eine L\u00f6sung entwickelt, um die Ortsnetzstationen, die Trans\u00adformatoren f\u00fcr den Anschluss des Niederspannungsnetzes an das Mit\u00adtelspannungsnetz, mit intelligenter, digitaler Messtechnik aufzur\u00fcsten.<\/p>\n

Detaillierte Daten auch \u00fcber die Stromqualit\u00e4t<\/h2>\n

Die dortigen Verteilnetzbetreiber wollten mehr dar\u00fcber wissen, wie\u00adviel Strom durch diese Stationen konkret flie\u00dft, wie viel diese selbst verbrauchen und wie sich die Situa\u00adtion auf der Nachfrageseite bei den Endkonsumenten darstellt. Die zen\u00adtrale Frage war, wie gro\u00df die Verluste in diesen Stationen sind. Meistens war das alles im Rahmen, aber es gab eben F\u00e4lle, da waren die Verbin\u00addungen falsch geschaltet. Das konnte dann optimiert werden.<\/p>\n

Das war der Ausgangspunkt und das hat Aidon dann in Richtung Stromqualit\u00e4t weiter entwickelt. Denn wenn man sich diese Trans\u00adformatorstationen anschaut, dann werden diese bereits in den Spitzen\u00adzeiten bei hohem Verbrauch ge\u00adstresst. Ist dagegen die Erzeugung erh\u00f6ht, dann steht das \u00dcbertra\u00adgungsnetz unter Stress. Diese Szena\u00adrien kann man mit L\u00f6sungen wie der von Aidon sehr genau erfassen. Ge\u00adliefert werden detaillierte Daten nicht nur \u00fcber den Verbrauch, son\u00addern auch \u00fcber die Stromqualit\u00e4t.<\/p>\n

Volatile Erzeugung mit volatilen Preisen<\/h2>\n

Wenn man die Unterschiede der Netzstrukturen betrachtet, sind die\u00adse gar nicht so gro\u00df. Auch in Skandi\u00adnavien gibt es viele unterschiedliche Verteilnetzbetreiber, in Finnland sind es etwa 80, in ganz Skandina\u00advien 400, w\u00e4hrend es in Deutschland \u00fcber 800 sind. Allerdings steht man im Norden vor der Situation, dass es Verteilnetzbetreiber gibt, in deren Gebiet so gut wie gar keine lokale Er\u00adzeugung stattfindet. Aber die Ten\u00addenz zur Dezentralisierung, wie sie aktuell in Deutschland stattfindet, l\u00e4sst sich teilweise auch in Skandina\u00advien feststellen. Das ist erw\u00fcnscht. In Finnland z\u00e4hlt man aktuell 1600 Windkraftanlagen und weitere wer\u00adden \u00fcberall im Land errichtet. Hinzu kommt, dass es einen starken Ener\u00adgieaustausch zwischen den L\u00e4ndern gibt, etwa zwischen Finnland und Schweden.<\/p>\n

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Die Installation eines M\u00e4ssger\u00e4ts an einer Transformatorstation.<\/figcaption><\/figure>\n

F\u00fcr die Verbraucher bedeutet das in Skandinavien inzwischen, dass diese sich mit erheblichen Fluktuati\u00adonen bei den Strompreisen konfron\u00adtiert sehen. Viele Konsumenten sind nach den erheblichen Preissteige\u00adrungen im Zusammenhang mit der Ukrainekrise auf st\u00fcndliche Tarif\u00admodelle umgestiegen. An windrei\u00adchen Tagen kann es sein, dass der Strom fast gratis geliefert wird. Im Gegensatz dazu, wenn es -20 Grad und kaum Wind hat, kann die Kilo\u00adwattstunde schon mal 1 Euro kosten.<\/p>\n

Die stark fluktuierenden Preise haben bereits zu umfangreichen politischen Debatten gef\u00fchrt. Denn niedrige und stabile Preise erfor\u00addern unweigerlich eine staatliche Subvention, w\u00e4hrend die Kopp\u00adlung an die Spotm\u00e4rkte diese star\u00adken Schwankungen verursacht. In Ausnahmesituationen hat das schon mal zu einem Preis von 2 Euro pro kWh gef\u00fchrt. Daraus hat sich allerdings eine hitzige Debatte entwickelt und es stellte sich her\u00adaus, dass das auf einen Fehler im System der Stromb\u00f6rse zur\u00fcckzu\u00adf\u00fchren war. Im Allgemeinen liegt der H\u00f6chstpreis bei etwa 50 Euro\u00adcent. Die Verteilnetzbetreiber ste\u00adhen allerdings auch in Skandinavi\u00aden vor der Herausforderung, die Netzstabilit\u00e4t zu garantieren. Daf\u00fcr existieren inzwischen die genannten L\u00f6sungen f\u00fcr intelligente Ortsnetz\u00adstationen.<\/p>\n

Mit Smart Metern Lasten steuern<\/h2>\n

Mit diesen L\u00f6sungen kann man sehr genaue und in Echtzeit ausgespielte lnformationen \u00fcber den Status des Netzwerks und in den Verteilpunk\u00adten erhalten. Das erlaubt es, die Kapazit\u00e4ten in den Ortsnetzstationen besser auf die Erzeugung, den Ver\u00adbrauch und den Netzzustand abzu\u00adstimmen. Ein Anwendungsfall be\u00adsteht etwa darin, den Zustrom der ganzen dezentralen PV-Anlagen besser zu steuern. Aktuell ist es kaum m\u00f6glich, in Spitzenzeiten diese An\u00adlagen komplett in die Ortsnetzstatio\u00adnen einspeisen zu lassen. Die deut\u00adschen Verteilnetzbetreiber wissen teilweise gar nicht, was da in dem Moment genau passiert.<\/p>\n

Generell muss man den Rollout von Smart Metern unter zwei Aspek\u00adten betrachten. Es geht einerseits um die Erfassung des Netzzustands und andererseits um die Kontrolle des Verbrauchs, also um die gegebenen\u00adfalls notwendige, punktgenaue Abregelung der Stromnachfrage, um das Netz zu stabilisieren. Das ist im Kern die Aufgabe, die der \u00a7 14a des deut\u00adschen EnWG an die Verteilnetzbetrei\u00adber stellt: Die Stromlast im Bedarfsfall sehr schnell zu reduzieren, etwa \u00fcber die Smart Meter den Strombedarf der W\u00e4rmepumpen zu begrenzen. Daf\u00fcr muss man nat\u00fcrlich genau wissen, wo nun die abregelharen Verbrau\u00adcher \u00fcberhaupt stehen.<\/p>\n

Die L\u00f6sung von Aidon ist auf jeden Fall dazu geeignet, den netzseitigen Status auf Verteilnetzebene zu erfas\u00adsen. Die Verteilnetzbetreiber erhal\u00adten die entsprechenden Daten – auf\u00adbereitet und visualisiert. Auf dieser Basis k\u00f6nnen sie automatisierte Pro\u00adzesse entwickeln, um regelnd in das Netz einzugreifen.<\/p>\n

Zentral ist bei dieser L\u00f6sung, dass die alten Ortsnetzstationen im Prin\u00adzip so bleiben wie sie sind. Alle vor\u00adhandenen Installationen k\u00f6nnen wie vorhanden weiter genutzt wer\u00adden. Es lassen sich sogar bereits ver\u00adbaute Ger\u00e4te zur Datenerfassung in\u00adtegrieren. Das betrifft etwa Sensoren von Drittanbietern, die den rein phy\u00adsikalischen Zustand der Station an sich erfassen, beispielsweise im Hin\u00adblick auf \u00dcberhitzung. Deren Daten werden ausgelesen und an die Ver\u00adteilnetzbetreiber mitgeliefert. So wird das alte System in das n\u00e4chste Jahrhundert gebracht, ohne dass dieses an sich umgebaut werden muss. Das ist nat\u00fcrlich wichtig, denn aktuell verf\u00fcgen 99 % der Ortsnetz\u00adstationen \u00fcber keinerlei intelligente Funktionen.<\/p>\n

Deutschland hinkt gewaltig hinterher<\/h2>\n
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Trafol\u00f6sung. Digitale Messtechnik in der Netzstation.<\/figcaption><\/figure>\n

Ein Aspekt beim Aus- und Umbau des Stromnetzes ist \u00fcberall auf der Welt gleich: Investitionen in die Netzinfrastruktur werden auf 50 Jah\u00adre abgeschrieben. Deswegen kann man nicht erwarten, dass alles von jetzt auf gleich umgebaut sein wird, denn die Stadtwerke werden kaum Infrastruktur aussondern, die erst 20 Jahre alt ist. Deswegen ben\u00f6tigen sie L\u00f6sungen, um die vorhandene In\u00adfrastruktur weiter n\u00fctzen zu k\u00f6nnen. Damit kann der dringend erforder\u00adliche Umbau beschleunigt werden.<\/p>\n

Jedoch geht die Installation von Smart Metern und Gateways bisher nur schleppend voran. Der Ausbau ist jedoch absolut erforderlich, um Strom verbrauchende Ger\u00e4te wirk\u00adlich zu kontrollieren und situations\u00adbedingt abzuregeln. Ohne das hat man zwar die Daten, aber man kann nichts unternehmen, um die Last granular zu reduzieren und das Netz zu stabilisieren. Daher bin ich in Be\u00adzug auf Deutschland etwas pessi\u00admistisch, ob die zeitlichen Vorgaben, die jetzt im Raum stehen, wirklich eingehalten werden k\u00f6nnen.<\/p>\n

Der Gesetzgeber k\u00f6nnte hier den Verteilnetzbetreibern etwa mit Bu\u00dfgelddrohungen etwas Beine machen, sodass die entsprechenden Investi\u00adtionen get\u00e4tigt werden. Andererseits m\u00fcssen diese bereits die Installa\u00adtions- und Anschaffungskosten der Mess-Hardware tragen, w\u00e4hrend die Verbraucher oder Geb\u00e4udeeigent\u00fcmer nur einen geringen Festpreis zahlen. Aber so, wie sich die Situation aktuell darstellt, wird sich das Ziel von 2030 kaum einhalten lassen. Si\u00adcher ist: Verteilnetzbetreiber, die al\u00adternative Wege zur \u00dcberwachung des Niederspannungsnetzes beschreiten, werden die Nase vorn haben.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Netzpraxis, Magazin f\u00fcr Energieversorgung, Mai 2024 Wie kann das deutsche Stromnetz so intelligent werden wie es in Skandinavien bereits ist? Da der aktuelle Status des Rollouts von Smart Metern hierzulande eher schleppend verl\u00e4uft, hat der Regulator mit dem Paragraf 14a versucht, eine Beschleunigung herbeizuf\u00fchren. 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