Mit intelligenten Stromnetzen und -zählern soll die Stromversorgung auf die wesentlich komplexeren Anforderungen des neuen Stromzeitalters angepasst werden. In der Smart-Grid-Versuchsanlage von Siemens in Erlangen werden erste Technologien entwickelt.
In Arbon, Schweiz, arbeiten bereits intelligente Stromzähler.
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Vor rund 120 Jahren wurden in Europa die ersten Elektrizitätswerke gegründet und nach und nach die Stromversorgung aus der Steckdose aufgebaut. „Seit dieser Zeit waren wir im Blindflug unterwegs“, sagt Jürgen Knaak, Geschäftsführer der Arbon Energie AG, des lokalen Energieversorgers der gleichnamigen Kleinstadt am Schweizer Ufer des Bodensees. „Selbst heutzutage wissen weder Verbraucher noch Versorger exakt, wann wie viel Strom durch die Leitungen fließt.“ Doch dies soll sich nun mit der Einführung der intelligenten digitalen Stromzähler, der Smart Meter, ändern. Zumindest in der 13.000-Einwohner-Gemeinde Arbon: Dort ersetzt Siemens seit 2007 die rund 8.700 Haushaltszähler durch die neuen Hightech-Geräte. „Für die Strombranche ist das eine Revolution, vergleichbar mit der Einführung der Mobiltelefonie oder des Internets“, erklärt Knaak.
„Blindflug“ in Arbon bedeutete bislang eine fast komplette Intransparenz darüber, was im Stromnetz der Gemeinde geschieht. Mehr als das periodische Erfassen des Stromverbrauchs von Haushalten, Gewerbe- und Industriebetrieben gab es nicht. Doch das reicht in Zukunft bei weitem nicht. „Die Stromproduktion und -versorgung wird viel komplexer“, sagt Knaak. „Dem müssen wir gerecht werden.“ Die so genannten Amis-Zähler von Siemens, die in Arbon installiert sind, sind Geräte der neuesten Generation, die nicht nur den Stromverbrauch messen, sondern via Schnittstelle auch die Daten von Gas-, Wasser- und Fernwärmezählern übernehmen können. Diese werden ohne Verzögerung übers Stromnetz an den Energieversorger übermittelt. Der ist damit jederzeit und punktgenau informiert über den Strombedarf jedes Abnehmers im Netz, von den Kühlschränken in den Haushalten bis zu den Grossverbrauchern in der Industrie. Aktuell sind in Arbon rund 3.300 intelligente Zähler installiert, bis Ende 2013 soll die Umstellung abgeschlossen sein.
Dann beginnt für Jürgen Knaak ein neues Zeitalter – und ein Geschäftsmodell, das seinem Unternehmen die Zukunft sichern soll. Denn im künftigen Strommarkt werden Informationen so wertvoll sein wie die Energie. Erst die detaillierten Angaben zum Stromverbrauch werden es möglich machen, den Kunden maß - geschneiderte Tarifmodelle anzubieten und damit einen echten Wettbewerbsvorteil auszuspielen. Und die Stromverbraucher? Sie werden nicht nur besser Bescheid wissen, wohin ihr Strom im Haushalt oder in der Firma fliesst, sondern ihren Konsum auch gezielter steuern können. Zum Beispiel die St. Galler Stadtwerke, die Trinkwasser aus dem Bodensee in die Ostschweizer Metropole pumpen. Knaak kann dem Unternehmen fast sekundengenau mitteilen, wann es am günstigsten ist, die Pumpen laufen zu lassen, und ein entsprechendes Tarifmodell offerieren. Davon profitieren nicht nur die Stadtwerke, sondern auch der Arboner Energieversorger. Er kann dann günstig einkaufen, wenn der Strom wegen Überkapazitäten am Markt besonders preiswert zu haben ist.
Schlaue Zähler. Und wie wird die Zukunft in zehn, fünfzehn Jahren aussehen? Für die gewerblichen und privaten Stromkonsumenten wird sich auf den ersten Blick kaum etwas ändern, glaubt Knaak. Der Strom werde nach wie vor aus der Steckdose kommen, und natürlich immer dann zur Verfügung stehen, wenn er gebraucht wird. Die vielerorts noch verwendeten mechanischen Zähler, oft lediglich im Halbjahres- oder Jahrestakt abgelesen, werden nur noch im Technik-Museum zu besichtigen sein.
Das Stromnetz der Zukunft wird auch ein Informationsnetz sein. So könnten Haushalte ihre Waschmaschinen gezielt auf Hochtouren laufen lassen, wenn der Strompreis günstig ist. Die Steuerung erfolgt vollautomatisch, der Verbraucher kann die Geräte auch übers Internet ein- und ausschalten oder seinen Netzbetreiber damit beauftragen. „Bei einer konsequenten Umsetzung ist mit beachtlichen Einsparungen beim Stromverbrauch zu rechnen“, prognostiziert Michael Moser, Bereichsleiter in der Sektion Energieforschung beim Schweizer Bundesamt für Energie. Fünf bis zehn Prozent Energieeinsparungen seien in der Schweiz erreichbar. Davon profitieren auch die Verbraucher.
Smarte Stromautobahnen. Die Smart Meter sind eigentlich nur ein angenehmer Nebeneffekt der künftigen, „digitalen“ Stromversorgung. Die weit grössere technologische und ökonomische Herausforderung wird die Ausgestaltung der Stromnetze sein. Denn in Zukunft werden nicht mehr wie heute einige wenige Großkraftwerke den überwiegenden Teil der Stromproduktion sicherstellen, sondern viele mittelgroße und kleine Kraftwerke, die mal zum Eigenbedarf produzieren, mal Energie einspeisen.
Die Netze, die bisher praktisch als reine Einbahnstrassen funktionierten, werden damit zu mehrspurigen Energie-Autobahnen (Pictures of the Future, Herbst 2009, Neue Stromnetze knüpfen). Beispielsweise werden Windkraftanlagen auf Volllast laufen, wenn der Wind stark weht, und Gas- oder Biomassekraftwerke werden zugeschaltet, wenn die Nachfrage steigt. Hinzu kommen vermehrt Stromspeicher, die die Energie aus fluktuierenden regenerativen Quellen zwischenspeichern können.
Aus heutiger Sicht klingt das intelligente Netz noch wie Zukunftsmusik. Doch versuchen sich Wissenschaftler bereits an fortschrittlichen Kompositionen – etwa in der Versuchsanlage für Smart-Grid-Technologien von Siemens Corporate Technology (CT) in Erlangen. Dort entwickeln Experten spezielle Regelungsalgorithmen und Hardware- Bausteine für intelligente Netze. Dabei kombinieren sie Experimente mit ausgeklügelten Simulationsrechnungen. „Wir simulieren etwa die Verhältnisse im elektrischen Stromverteilnetz eines realen Dorfes in Deutschland mit sehr hohem Anteil photovoltaischer Stromerzeugung“, sagt Dr. Jochen Schäfer, der im CT-Leuchtturmprojekt Smart Grid die Entwicklung, den Test und die Demonstration von Hardware-Komponenten leitet.
Ein Straßenzug ist im Simulationsmodell besonders aufgefallen. „Dort haben wir viele große photovoltaische Erzeuger mit wenigen kleinen Stromkonsumenten. Bei starker Sonneneinstrahlung ist das für die Netzstabilität kritisch“, erläutert Schäfer. Im Laborversuch haben die Experten daraufhin den entsprechenden Netzstrang mit Erzeugern, Verbrauchern sowie den Leitungswiderständen im Maßstab 1:7 nachgebaut.
Die Solarzellen werden dabei von Wechselrichtern abgebildet, die ihre Energie aus einem unabhängigen Netz beziehen. Damit lassen sich die Versuchsbedingungen einstellen, etwa die Stärke der Sonneneinstrahlung. „Nun können wir Regelungsalgorithmen und kritische Zustände nicht nur in einer Modellrechnung, sondern auch praktisch erproben und untersuchen“, sagt Joachim Bamberger, der Leiter des Forschungsprojekts Smart Grid. In der Praxis funktioniert das so: In einem Demonstrationsszenario zieht etwa eine Wolkenfront über das Dorf.
Die Stromerzeugung der imaginären Photovoltaikanlagen – also die Stromeinspeisung durch die Wechselrichter – geht daraufhin drastisch zurück. Da der Ort seinen Strombedarf vollständig aus eigenen Quellen decken muss, setzen die Forscher zum kurzfristigen Ausgleich eine Batterie ein, bis das Blockheizkraftwerk im Erlanger Labor hochgefahren ist.
Der Abgleich von Stromerzeugung und -bedarf erfolgt dabei über einen Handelsmechanismus, der zuvor im Simulationsmodell getestet wurde. „Die regelbaren Komponenten wie Batterie und Blockheizkraftwerk reagieren auf Preissignale an einer lokalen Strombörse“, erklärt Bamberger. Steht weniger Sonnenenergie zur Verfügung, steigen die Preise. Die teureren Stromanbieter oder -speicher im Dorf – wie das Blockheizkraftwerk und die Batterie – fangen nun an, Strom zu liefern. Gleichzeitig sinkt der Stromverbrauch im Dorf, da über die Höhe des Strompreises auch Verbraucher wie Wärmepumpen oder Kühlaggregate beeinflusst werden können (siehe Artikel "Das Haus denkt mit beim Stromsparen").
„Bewähren sich diese elektronischen Steuerungsinstrumente in der Simulation, können wir die gewonnenen Erkenntnisse im Labor experimentell absichern und auch demonstrieren“, sagt Schäfer. Die bisherigen Resultate sind so gut, dass die Siemens-Forscher einen Pilotversuch im Netz des Allgäuer Energieversorgers AÜW (Allgäuer Überlandwerk) starten wollen. Dann rückt das smarte Stromnetz von morgen wieder ein großes Stück näher.