Lösungen für die Verteilnetze von Morgen

Zum einen wächst der Zubau im Bereich der Stromgewinnung aus Erneuerbaren Energien, vor allem durch Photovoltaik, dynamisch an. Für Deutschland sind bis 2030 215 Gigawatt Leistung aus Solarstrom geplant. Diese werden fast ausschließlich in die Verteilnetze eingespeist. Zum anderen sorgen die Markthochläufe von Wärmepumpen und Elektromobilität künftig für hohe Energiebedarfe mit zeitlichen und örtlichen Lastspitzen. Allein im PKW-Bereich rechnet man durch das geplante Verbrennerverbot relativ kurzfristig mit einem exponentiellen Anstieg der Verkaufs- und Zulassungszahlen von batterieelektrischen Fahrzeugen – der Energiebedarf und die Ladeinfrastruktur müssen entsprechend mitwachsen.

Um die Verteilnetze aktiv zu betreiben, ist vor allem ein intelligentes Management der Lasten vonnöten: Die von Erzeugern eingespeiste und von Verbrauchern entnommene Leistung muss angepasst oder zeitlich verschoben werden. Wie das gehen kann, zeigt ein Blick nach Amsterdam: Dort soll schon bis ins Jahr 2025 der gesamte Autoverkehr elektrisch werden. Ohne Lastmanagement müsste deshalb nach Angaben des Netzbetreibers Alliander AG etwa jede dritte Straße aufgegraben werden, um das Stromnetz physisch zu verstärken. Um das zu vermeiden, setzt der Versorger darauf, für die einzelnen Ladepunkte lediglich eine klar definierte reduzierte Mindestleistung rund um die Uhr zu garantieren. Darüber hinaus sollen die Fahrzeuge nach einem vom Netzbetreiber vorgegebenen Profil immer dann laden dürfen, wenn zusätzliche Netzkapazität frei ist. Der Schlüssel sind dabei die Akkus der Fahrzeuge, die eine zusätzliche Flexibilität ins System bringen. „Wir können so dreimal so viele Ladepunkte an derselben Leitung anschließen, ohne unser Netz zu überlasten oder Ladekomfort zu verlieren", erklärt Roy Crooijmans aus der Alliander-Abteilung Netzbetrieb.

Aktives Lastmanagement bedeutet für die Stromkunden allerdings keine Einbußen hinsichtlich des Komforts. Dies zeigt sich in vielen Netzen bereits am Beispiel der Wärmepumpen. Thermische Speicher halten die Häuser auch in der Zeit warm, in denen die Netzbetreiber kontrolliert die Versorgung verringern oder unterbrechen. Und im Gegenzug erhalten die Kunden dafür bereits heute in vielen Netzgebieten einen günstigeren Tarif für den Wärmepumpenstrom. In Zukunft werden Stromkunden auch in anderen Bereichen für Flexibilität und die zeitliche Verschiebung ihres Stromverbrauches, etwa beim Zeitpunkt des Ladens ihres E-Autos oder dem Betrieb von Waschmaschine oder Geschirrspüler, mit deutlich günstigeren Strompreisen entlohnt.

Eine weitere zentrale Herausforderung für die Verteilnetzbetreiber ist die Integration der immer zahlreicher werdenden Erzeuger von Solarstrom in die Netze, technisch, organisatorisch und administrativ. Mit intelligenten, digitalen Lösungen lassen sich die Erneuerbaren schneller ans Netz bringen und vorhandene Kapazitäten besser ausnutzen. Ein Blick nach Österreich zeigt, wie das geht: Die Kärnten Netz Gmbh (KNG) hat für die Bearbeitung von Anschlussanträgen für PV-Anlagen einen vollständig digitalen und weitgehend automatischen Prozess entwickelt und implementiert. Durch diesen ist man in der Lage, auf alle Anträge für PV-Anlagen mit einer netzrelevanten Einspeiseleistung von bis zu 30 Kilowatt – das sind mehr als 90 Prozent der Anlagen in Kärnten – innerhalb von nur dreißig Minuten mit einem Anschlussangebot zu antworten. Möglich ist das durch einen digitalen Zwilling des Verteilnetzes, mit dem das Unternehmen die Auswirkungen der Netzanbindung von erneuerbaren Anlagen simulieren kann. Dafür hat der Netzbetreiber sämtliche Ortsnetze und Trafos digital erfasst.

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