Die Forderung, das Stromnetz für die klimapolitischen Anforderungen der nächsten 40 Jahre fit zu machen, ist zum Mantra der Energiepolitik geworden. Bei genauerem Hinsehen zeigt sich jedoch, wie heterogen die hiermit verbundene Zielstruktur ist und wie steinig ihr Implementierungsweg. Der folgende Beitrag versteht sich als Erläuterung dieses Sachverhalts. Der Fokus liegt dabei auf Verteilnetzen (also nicht auf Übertragungsnetzen), da ein wesentlicher Teil der erneuerbaren Energiequellen an diese angeschlossen ist und somit Verteilnetze zu einem wichtigen operativen Baustein der Energiewende werden.

Haupttreiber und -ziele der Modernisierung

In Deutschland gibt es über 800 Stromnetzbetreiber mit insgesamt mehr als 500.000 Transformatoren und 1,7 Mio. km Leitungen. Beim weit überwiegenden Teil handelt es sich um Verteilnetze im Mittel- und Niederspannungsbereich. Von einigen regionalen Versorgern abgesehen, gehören die meisten dieser Verteilnetze den Stadtwerken und werden von deren Netzgesellschaften gemanagt. Seit der Liberalisierung des Energiesektors hat es auch in den Stadtwerken einen deutlichen Rationalisierungsschub gegeben. Dennoch stellen die heraufziehenden Anforderungen alle bisherigen in den Schatten. Es gibt fünf Haupttreiber für diese Entwicklung:

  • Demographischer und sozioökonomischer Wandel: Bevölkerungsrückgang und Arbeitsmarkt bedingte Migrationsbewegungen sowie Verlagerung oder Untergang von Industriekunden führen in einigen Regionen zu einer Bedarfsreduktion von mehr als 20% (siehe hierzu den Bericht von RWE zur Rhein-Ruhr-Region: Smart Grid Projekte, 25.02.2011)).
  • Altersstruktur der Geräte und Anlagen (Assets): In den 60er und 70er Jahren wurden die deutschen Stromnetze massiv ausgeweitet, d.h. der Assetbestand ist mit einem angenommen Durchschnittswert von 30 Jahren so alt, dass den meisten Verteilnetzbetreibern in den  nächsten 10 bis 15 Jahren massive Ersatzinvestitionen ins Haus stehen.
  • Einspeisung erneuerbarer Energien: Laut klimapolitischen Vorgaben soll sich der Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch bis 2020 auf mindestens 35% steigern, was gegenüber heute nahezu einer Verdoppelung entspricht.
  • Smart-Grid-Visionen: „Smart Grid“ ist ein schillernder Begriff, der unterschiedlichste Tatbestände umfassen kann. Allgemein formuliert zielt der Smart Grid-Ansatz darauf ab, Stromerzeugung und -Bedarf unter den Bedingungen fluktuierender, dezentraler Energieeinspeisung quantitativ und qualitativ besser aufeinander abzustimmen, als dies im bisherigen unidirektionalen Lastfolgebetrieb möglich ist.  Das Netz muss “smart” werden, weil nun Strom nicht mehr bloß von „oben“ nach „unten“ verteilt wird sondern aufgrund der lokalen Produktion auch in die Gegenrichtung, d.h. vom Niederspannungs- ins Mittel und Hochspannungsnetz fließen kann, wenn dort Nachfrage besteht. Außerdem soll die Last, d.h. die Stromnutzung, zu Zeitpunkten stattfinden, an denen die Stromverfügbarkeit besonders hoch ist. Automatisierter Lastabwurf und tarifliche Anreize, transparent gemacht durch Smart Meters, sind zwei Umsetzungsoptionen für diese Lastverschiebestrategie. Alle dieser Konzepte setzten die Implementierung eines geschlossenen Informationskreislaufes, eines “Closed Loop”, mit den beiden Endpunkten Erzeugung und Verbrauch voraus. Aus Produktsicht läßt sich das Smart Grid-Thema in die die Bereiche „Smart Metering“ und „Intelligente Verteilnetze“ segmentieren (siehe hierzu die kürzlich erschienene exzellente Studie von acatech, Future Energy Grid).  Außerdem gibt es auch noch Marktplatzkonzepte für die dynamische Bepreisung des von Haushalten erzeugten Stroms (siehe hierzu z.B. das E-Energy-Projekt des BMWi www.e-energy.de). Die anfängliche Euphorie um das Thema Intelligente Zähler (Smart Meter) ist in den letzten Jahren allerdings deutlich abgekühlt, weil empirische Tests gezeigt haben, dass der Stromverbrauch der Konsumenten in nur begrenztem Umfang in netzauslastungsarme Phasen verschoben werden kann, selbst wenn die Tarifstrukturen entsprechend angepasst würden (siehe hierzu auch den kürzlich veröffentlichten Zwischenbericht  des MoMa – Modellstadt-Mannheim-Projektes. Ein größerer Hebel bestände natürlich, wenn über gezielte Endgerätesteuerung aus dem Netz heraus, Lasten verschoben werden könnten. Aber dies setzt bereits ein intelligentes Verteilnetz voraus, was wieder zeigt, dass Smart Meter erst an späterer Stelle der Netzevolution voll zur Entfaltung kommen werden. Infolgedessen verschiebt sich derzeit die Aufmerksamkeit von den Endpunkten (Smart Meter) auf den infrastrukturellen Kern der Verteilnetze, aber dazu später mehr.
  • Wettbewerbsregulierung: Die seit 2009 wirksame Anreizregulierung (ARegV) ist ein weiterer wichtiger Treiber der Netzentwicklung. Allerdings liegt der Fokus hier auf dem Heben von Effizienzpotenzialen und weniger auf einer Grunderneuerung der Netztechnik.

Die Elektromobilität wurde bewusst nicht als Haupttreiber aufgelistet, weil in Deutschland bis 2020 der Effekt eher gering sein wird. Die von der Bundesregierung für 2020 geplanten 1 Mio Elektrofahrzeuge würden weder eine signifikante Belastung des Netzes darstellen noch als Elektrospeicher zu einer nennenswerten Entlastung führen. Das würde sich natürlich ändern, wenn bis 2030 die Elektroautos tatsächlich den Sprung zum Massenvehikel schafften.

Um zu verstehen, wie sich die genannten Entwicklungstreiber voraussichtlich auswirken werden, skizziere ich zunächst die Ist-Situation der Verteilnetze auf Basis eigener Erfahrungen aus dem Asset Management-Segment sowie vielen Hintergrundgesprächen mit anderen Marktteilnehmern. Aus der Gegenüberstellung von Soll und Ist wird ersichtlich, wie groß die Kluft zwischen Modernisierungsanforderungen und der aktuellen Ausgangssituation ist.

Netzstrukturen und Assets stammen aus einer Zeit, wo der Netzbetrieb unidirektional erfolgte und die Versorgungssicherheit das Hauptziel der Netzbetreiber war. Der Gesichtspunkt der Kostenoptimierung und intelligenten Netzsteuerung war demgegenüber eher tertiär als sekundär. Der Netzbetrieb wurde und wird vielerorts von den Verantwortlichen als primär technische Aufgabe verstanden. Betriebswirtschaftliches Denken im Allgemeinen sowie Kosteneffizienz im Netz- und Asset-Management im Besonderen erscheint in dieser Lesart als schlecht vereinbar mit der angestrebten Versorgungssicherheit und –zuverlässigkeit.

Die Optimierung der Netzauslastung und die Minimierung von Asset-Redundanzen sind vergleichsweise neue Anforderungen. Parallel zur Liberalisierung der Energiemärkte verschärfte sich der staatliche Druck auf Stromerzeuger und Netzbetreiber, kostenbewusster zu wirtschaften. So wurde z.B. der Ruf nach Zustands- und Risiko-basiertem Asset Management (Anlageninvestitionen und -instandhaltung) laut, noch bevor die Diskussion um die Energiewende einsetzte.

Allerdings sind bisher die meisten Netzbetreiber diesem Ruf eher zögerlich gefolgt, in vielen Fällen haben sie ihn auch so gut es ging ignoriert. Bis heute sind daher in den meisten Verteilnetzen Anlagenhistorie- und zustand sowie relevante Umgebungsparameter nur unzureichend dokumentiert. Budgetallokationen für Anlagenersatz und Instandhaltungsmaßnahmen wurzeln eher in individueller Erfahrung einzelner Asset Manager als in  Asset-Klassen übergreifenden vergleichenden Analysen. Und dass, obwohl Best Practices zu diesen analytischen Vorgehensweisen dokumentiert sind. Auch die Anreizregulierung hat diese Intransparenz nicht beseitigt, da sie ja nicht den Einsatz moderner betriebswirtschaftlicher Methoden vorschreibt, sondern Output-bezogen Produktivitätsverbesserungsziele vorgibt.

Konkrete Modernisierungsanforderungen

Während das häufig zitierte „Internet der Energie“, in dem „das Anbieten von Least-Cost oder Pre-paid-Strombezug, (…) oder eine weitgehend automatisierte Stromsparsteuerung von Hausgeräten unter Nutzung der bidirektionalen IKT-Gateways“ (Formulierung aus einer E-Energy Broschüre des BMWi) als mittel- bis langfristige Visionen aufgefasst werden kann, sind die sich aus der Energiewende ergebenden Anforderungen an die Netze sehr real und zeitlich auf dem kritischen Pfad. Durch sie wird eine Modernisierung von Netztechnologie- und Betrieb quasi erzwungen. Das „weiter-wie-bisher“ ist immer weniger haltbar. Die Netzbetreiber sind aufgefordert unter hohem Kostendruck ihre Netze für die Einspeisung erneuerbarer Energien zu befähigen. Hieraus resultierende Anforderungen sind insbesondere:

  • Netzstabilität bei fluktuierender Einspeisung: Je höher der Stromerzeugungsanteil der erneuerbaren Energien, desto stärker hängen Spannung, Stromstärke und Frequenz des Verteilnetzes vom Wetter ab. Wird auf die Wetterlage nicht oder zu spät reagiert, kann es zu versorgungsgefährdenen Spannungschwankungen und Überfrequenzen im Verteilnetz kommen. Detaillierte Wetterprognosen werden also wichtiger für einen reibungslosen Netzbetrieb. Allerdings sind diese Prognosen selten hinreichend zuverlässig. Spannungs- und Frequenzschwankungen müssen daher im Netz instantan gemessen werden,  um Abweichungen vom prognostizierten Zustand zu erfassen. Diese Informationen werden über eine Hierarchie von Netzleitstellen verarbeitet, angefangen von der Ortsnetz- bis hin zur Smart-Grid-Leitstelle, die über Spannungshierarchien hinweg das gesamte regionale Verteilnetz steuert. Dabei greift eine Art Subsidiaritätsprinzip: Was lokal identifiziert wird, soll auch lokal gelöst werden, bevor übergeordnete Leitstellen zum Zuge kommen. Ein Beispiel sind lokal auftretende Spannungsspitzen aufgrund hoher örtlicher Sonneneinstrahlung. Über Ortsnetzleitstellen kann dann entsprechend reagiert werden. Regelbare MS/NS-Ortsnetztransformatoren, Energiespeicher sowie Blindleistungskompensatoren können dann den notwendigen Spannungsausgleich herbeiführen. Außerdem soll bei Bedarf der Spannungseinspeiser von Netzleitstelle abgeschaltet werden können – idealerweise automatisiert auf Basis vorgegebener Parameter. Allerdings bergen Abschaltungen auch ein Problem, wie das Beispiel der Überfrequenzen (das sogenannte 50,2 Hertz-Problem) infolge vermehrter Einspeisungen zeigt: Würden nämlich bei Überschreitung des Frequenz- Schwellenwertes die einspeisenden Kleinanlagen schlagartig abgeschaltet, wäre die Netzstabilität ebenfalls gefährdet. Lösungsansätze für dieses Problem werden derzeit erarbeitet. Mit welchen komplexen Netzsteuerungsszenarien zu rechnen ist, illustriert sehr schön die kürzlich veröffentlichte Studie der VNB RMN und Hochschule Darmstadt. Dabei kann es z.B. zu simultanen Überlastsituationen auf verschiedenen Netzebenen kommen, was eine besonders hohe Anforderung für die Smart Grid-Steuerung bedeutet.
  • Verbesserte Nutzung der bestehenden Netzkapazitäten: Um Netzkapazitäten besser zu nutzen und somit den Aufwand für einen Netzumbau  bzw. -ausbau möglichst gering zu halten, ist es zwingend erforderlich, die Asset-Auslastung und -Belastung zu erfassen: Bei Transformatoren z.B. über die kontinuierliche Lastmessungen, um insbesondere Überlastzeiten zu identifizieren,  bei Kabeln z.B. mittels Temperatur-Monitoring. Ein vergleichsweiser radikaler Weg zur verbesserten Kapazitätsauslastung setzt an der Nachfrageseite an und wird daher „Demand Side Management“ genannt. Gemeint ist die Steuerung der Stromnachfrage durch Lastabwurf oder –verschiebung. Das geht natürlich nur unter wohl definierten Bedingungen und dürfte bis auf weiteres vor allem eine Option für Industriekunden sein, insbesondere wenn sie hierdurch signifikante Einsparungspotentiale realisieren können.
  • Kostenoptimiertes Asset Management bei gleichzeitig akzeptabler Versorgungszuverlässigkeit: Die bei den kontinuierlichen Netzmonitoring gewonnenen Informationen dienen zwar primär der unmittelbaren Netzsteuerung, sind aber auch extrem wertvoll für ein zustandsbasiertes Asset Management, weil hierdurch Leistungsabfälle oder Überbeanspruchungen zeitnah und Asset-spezifisch erkannt und dokumentiert werden. Die Effektivität von Instandhaltungsmaßnahmen dürfte sich hierdurch signifikant verbessern. Auch eine kontrollierte Ausdehnung des „normalen“ Lebenszyklus eines Assets wird hierdurch möglich.  Neben dem kontinuierlichen Monitoring können diese Nutzeneffekte auch durch punktuelle Untersuchungen befördert werden, wie z.B. die Überprüfung der Isolierflüssigkeiten von Transformatoren (beispielsweise via Gasanalyse) oder anderen Inspektionsmaßnahmen.

Auf einen Nenner gebracht, geht es bei den genannten Anforderungen darum, Lasttransparenz herzustellen und somit eine aktive Lastverteilung und die Kontrolle der Lastgenerierung zu ermöglichen. Dem ZVEI (Zentralverband Elektrotechnik und Elektronikindustrie) und BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft) zufolge können durch erhöhte Lastfluss- und Infrastrukturtransparenz und die dadurch ermöglichte aktive Lastverteilung die Auslastung des Verteilnetzes um 20 bis 25% erhöht werden.

Idealerweise könnten durch technologische Modernisierung Ausbaumaßnahmen vermieden werden. Aus betriebswirtschaftlicher Sicht handelt es sich hierbei um einen klassischen „Trade-off“ zwischen Investitionen in konventionellen Netzausbau inklusive Betriebskosten versus Investitionen in ein intelligenteres Netz mit umfangreichem Monitoring und einer IT-basierten, weitgehend automatisierten Steuerung. Diese Abwägungsentscheidungen müssen für jedes Netz spezifisch und im Detail vorgenommen werden. Wie viel Monitoring ein Netz tatsächlich benötigt, hängt unmittelbar vom Ausmaß der Einspeisebelastungen ab und der Frage, wie eng das Netz an der Kapazitätsgrenze gefahren werden soll.

Die Wirtschaftlichkeit dieser Investitionen ergibt sich aus der Differenz zwischen dem „Weiter-wie-Bisher“- und dem Modernisierungsszenario.. In der Realität scheitern derartige Vergleiche aber häufig bereits daran, dass nur eine eingeschränkte Transparenz der zukünftigen Ersatzinvestitionen und Instandhaltungskosten auf Basis des Status Quo besteht. Vielen Assetmanagern fehlt schlichtweg das Planungsinstrumentarium sowie das betriebswirtschaftliche Verständnis, um zukünftige Instandhaltungs- und Ersatzbedarfe abzuschätzen und monetär zu bewerten. Aber genau darauf kommt es angesichts des wachsenden Handlungsdrucks an. Auch die für die Auswertung von Massendaten (in der aktuellen IT-Debatte auch „Big Data“ genannt) befindet sich in einer vergleichsweisen frühen Entwicklungsphase. Das gleiche gilt für die Steuerungslogiken selbst.

Sieht man sich die aktuellen Fachbeiträge zu Smart Grids an, so gewinnt man den Eindruck, dass sich viele technischen Lösungen zur Zeit in einer recht frühen Phase ihrer Entwicklung befinden. Das zeigt sich z.B. auch am Automatisierungsgrad der Smart Grid-Leitstellen – hier reichen die Vorschläge von fast vollständig automatisiert auf Basis vorher festgelegter Regeln bis hin zu Assistenzsystemen, die einem hochspezialisierten Leitsystempersonal lediglich Handlungsvorschläge unterbreiten. Im Lichte dieser relativen Unbestimmtheit ist die Initiative der EU Kommission und einiger großer Energiekozerne zu begrüßen, im Rahmen des grid4Eu-Projektes „Showcases“ zu schaffen, in denen unterschiedliche Technologien unter realen Bedingungen implementiert werden. Die Erfahrungen hieraus dürften die oben aufgezeigten Unsicherheiten zumindest verringern.

In der öffentlichen Smart-Grid-Debatte wird freilich selten Tacheles über die Betreiber-internen Umsetzungsbedingungen für die Netzmodernisierung geredet. Statt dessen echauffiert sich die Branche lieber über die modernisierungshemmenden Effekte des bestehenden Anreizregulierungsregimes.  In der Tat hebt die Regulierung stärker auf Kosteneinsparungen als auf Innovationen ab, obwohl auch dieser Befund relativiert werden muss, weil über die Eigenkapitalverzinsung ein gegenläufiger Mechanismus implementiert ist. Allerdings müssen Investitionen auch erst einmal finanziert werden, was parallel zu Kostensenkungen sowie einem hohen Anteil kurzfristig nicht zu beeinflussender, prädeterminierter OPEX (gemeint sind hier v.a. Abschreibungen) problematisch ist. Hinzu kommen Mechanismen wie Fotojahre bzw. Blindspots, die eine zeitliche Konzentration der Investitionen fördern, unabhängig von den tatsächlichen Erfordernissen.

Die Finanzierung durch private Investoren gewinnt daher als Option an Bedeutung. Ein besonders kritischer Punkt bei der anstehenden Netzmodernisierung ist der Bau von Speichern, um fluktuierende Stromgenerierung via erneuerbarer Energien zu kompensieren. Auch der Bau privat finanzierter Kraftwerke ist ein Thema, da spätestens ab 2018 vielerorts mit Kapazitätsengpässen gerechnet wird.  Angesichts der diffusen Planungssituation verwundert es allerdings nicht, dass sich die Privatwirtschaft hier zur Zeit noch abwartend verhält.

Fazit

Angesichts der dargestellten Herausforderungen ergibt sich ein akuter Handlungsbedarf für Verteilnetzbetreiber:

  • Betreiber von Verteilnetzen müssen mit Blick auf die politisch gewollte dezentrale Energieeinspeisung ihre Netze mit automatisierter Intelligenz aufrüsten. Das bedeutet konkret die Einführung eines umfangreichen Echtzeit-Netzmonitorings in Verbindung mit Daten-getriebenen Steuerungstechniken.
  • Der erste Schritt auf diesem Weg ist die Ermittlung des netzspezifischen Modernisierungsbedarfs.  Die Netzbetreiber müssen daher zunächst die regionale Last- und Einspeiseentwicklung prognostizieren. Aufgrund der Planungsunwägbarkeiten bietet sich bereits hier ein Szenarioansatz an. Für die wahrscheinlichsten Lastszenarien sind dann technische Lösungs- und Investitionsoptionen zu ermitteln und im Lichte der Budgetrestriktionen via Simulation zu bewerten. Ein Teil der Netzbetreiber – vor allem die Größeren -, haben diese Übung bereits erledigt oder planen dies in Kürze zu tun. Aber auch kleine und mittelgroße Stadtwerke kommen um diesen ersten Planungsschritt nicht herum.
  • Voraussetzung für diesen Prozess ist das Vorhandensein technisch-betriebswirtschaftlicher Planungskompetenz sowie entsprechender Software-Werkzeuge. Komplexe Szenarien und Simulationen lassen sich nun mal nicht mit Bordmitteln wie Excel sinnvoll bewältigen.  Darüber hinaus bedarf es einer unternehmerischen Einstellung (Stichworte: Entscheidungen unter Unsicherheit, Offenheit für Innovationen) nicht nur beim Management der Netzbetreiber, sondern auch bei den ausführenden Ingenieuren und Asset Managern. Anstatt tausend Gründe dafür zu finden, warum etwas nicht funktionieren kann, sollten die Mitarbeiter konstruktiv an der Lösungsfindung mitwirken.
  • Die Beseitigung dieser mentalen Barrieren ist umso wichtiger, als die Smart-Grid-Technologie sich als solche noch mitten in der Entwicklung befindet. Es handelt sich also nicht um das Ausrollen einer hundertfach erprobten Technologie, sondern um Systeme, die noch in den Kinderschuhen stecken und deren erfolgreiche Einführung auch vom „guten Willen“ der Projektbeteiligten innerhalb der Netzbetreibergesellschaften abhängen.

Angesichts dieser Ausgangssituation könnte es sehr wohl sein, dass die Netzmodernisierung länger dauern wird als bisher angenommen. Das wiederum bedeutet, dass die eingangs erwähnten 2020-Ziele zum Stromanteil erneuerbarer Energien noch einmal auf Machbarkeit überprüft werden sollten bzw. die Umsetzungshürden aggressiver angegangen werden müssen.

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