SIEMENS

Behende klettert Ignaz Einsiedler die Leiter zu der enormen grauen Blase hoch, die sich über dem mächtigen Tank wölbt. Unter der Gummihaut blubbert eine braune Brühe aus Gras, Mais und anderer Biomasse, vermischt mit etwas Gülle – „wie ein riesiger Kuhmagen“, erklärt der 63-Jährige gestikulierend. Der „Magen“ verdaut die Biomasse zu Methan, das zwei Gasmotoren im Keller verbrennen und zu Strom veredeln. Die elektrische Energie aus der Biogasanlage – und die von drei Photovoltaikanlagen auf dem Dach – speist der Landwirt in das Stromnetz der Allgäuer Überlandwerke GmbH (AÜW) ein.

Ignaz Einsiedler ist Energiepionier, einer von vielen in der 2.500-Seelen-Gemeinde Wildpoldsried im Landkreis Oberallgäu. Fast auf jedem Dach liegen blauschimmernde Solarzellen in der Wintersonne, hinter mehreren Höfen dampfen aus silbrigen Schornsteinen die Abgase der Blockheizkraftwerke, die mit Methan aus der Biomasse-Gärung betrieben werden. Zahlreiche Häuser zapfen Wärme aus der „Dorfheizung“, einem 4,7 Kilometer langen Fernwärmenetz, das Einsiedler in einer Genossenschaft mit anderen Bürgern errichtet und finanziert hat. Anteile an einem Gasnetz, das weitere drei Blockheizkraftwerke versorgt, besitzt der Energiewirt auch, ebenso an den fünf Bürgerwindanlagen, die die Wildpoldsrieder gemeinsam finanziert haben, ohne auswärtige Investoren.

„Die Wildpoldsrieder sind positiv verrückt“, lobt Guido Zeller, Prokurist der AllgäuNetz GmbH & Co. KG, die das Stromnetz betreibt. Der Verrückteste von allen ist vermutlich Arno Zengerle, seit 1996 Bürgermeister. Zu Beginn seiner Amtszeit hat er die Wildpoldsrieder über die Entwicklungsziele der Gemeinde abstimmen lassen. „Klimaschutz kann in der Praxis nur mit den Bürgern und nicht gegen sie umgesetzt werden“, sagt Zengerle. Und die ziehen mit. Wildpoldsried erzeugt heute mehr als doppelt so viel Strom, als es verbraucht. Viele seiner Bewohner sind zu Prosumern geworden, also zugleich zu Produzenten und Konsumenten von Energie.

Luxusproblem. Damit ist der Ort ein Vorbild für die Energieversorgung, wie sie in etwa 20 Jahren überall in Deutschland geplant ist. Bis dahin sind allerdings noch viele Hürden zu überwinden, denn mit dem Bau von Solar-, Wind- oder Biogasanlagen allein ist es nicht getan. Der Strom muss auch zu den Verbrauchern geschafft werden. Und es muss eine Instanz geben, die Erzeugung und Verbrauch ausbalanciert. Wildpoldsried hat eher ein Luxusproblem: Es gibt hier viel zu viel Strom. Durch die schwankende Einspeisung kommt es im Netz der Gemeinde zu Leistungsunterschieden von bis zu acht Megawatt innerhalb einer halben Stunde.

Der Energieüberfluss bereitet Robert Köberle Kopfzerbrechen. Sein Job im zehn Kilometer entfernten Kempten ist es, die Netze der AÜW stabil zu halten, egal wie viel Strom eingespeist oder verbraucht wird. 2010 haben die AÜW Wildpoldsried zum Schauplatz eines ambitionierten Experiments auserkoren. Ein Smart Grid soll automatisch für die Stabilität im Netz sorgen. Solche intelligenten Stromnetze sind der Schlüssel zur Energiewende, ohne sie würde der weitere Ausbau erneuerbarer Energien die Netze zum Kollaps bringen.

Zur selben Zeit suchte Alexander Hammer vom Siemens-Sektor Infrastructure and Cities einen Netzbetreiber als Projektpartner, um neue Entwicklungen für das Smart Grid zu testen. Im April 2011 unterschrieb Siemens mit den AÜW einen Kooperationsvertrag für das Projekt IRENE (Integration Regenerativer Energien und Elektromobilität). Etwa sechs Millionen Euro kostet IRENE, ein Drittel stammt von den beiden Partnern, der Rest vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, das schnell von der Wichtigkeit des Projekts überzeugt war.

Seit dem Start hat sich viel getan. Rund 200 Messgeräte – kleine schwarze Kästchen mit Mobilfunkverbindung – hat das AÜW an Solar- und Biogasanlagen und Transformatoren angebracht. Hinzu kamen Wettermessdaten und Webcams, die den Wolkenzug beobachten. Mit all dem will man ein genaues Bild gewinnen, wer wann wo Strom einspeist und entnimmt und wie sich das auf die Netzstabilität auswirkt. „Wir müssen die Netzdynamik in den Griff bekommen“, fordert Hammer. Rund drei Gigabyte Daten laufen pro Tag in der AÜW-Zentrale in Kempten ein. Später soll die Zahl der Messpunkte reduziert und auf die neuralgischen Stellen im Netz beschränkt werden.

Kennt man diese, kann man gezielt gegensteuern. So hat Siemens einen regelbaren Trafo eingebaut, der Spannungsschwankungen ausgleicht – in Hochspannungsnetzen ist das üblich, in den mit Niederspannung betriebenen Ortsnetzen aber ein absolutes Novum. Ebenfalls neu ist die Fernsteuerung der Wechselrichter von Photovoltaikanlagen. Wenn die Sonne auf die Allgäuer Berge brennt, speisen die Solarmodule so viel Strom ein, dass es zu überhöhter Wechselspannung kommt. Durch die zentrale Steuerung der Wechselrichter lässt sich die Spannungsqualität sichern und das Netz stabilisieren. „Das ist aber eigentlich nicht erlaubt, selbst wenn die Leitung glüht“, erläutert Hammer, nur für Neuanlagen gebe es Ausnahmen. Der deutsche Gesetzgeber hat nämlich im Erneuerbare-Energien-Gesetz festgeschrieben, dass regenerativer Strom komplett abgenommen werden muss. Die IRENE-Partner haben aber eine Ausnahmegenehmigung. Durch die enge Datenerfassung und die ausgeklügelte Steuerung erwarten die Partner, die Einbußen für die Wildpoldsrieder Strompioniere sehr gering halten zu können.

Intelligente Balance. Herz des Smart Grid in dem Dorf ist SOEASY, ein „Selbstorganisierendes Energieautomatisierungssystem“, das Angebot und Nachfrage intelligent ausbalanciert und das Netz stabil hält. So einfach, wie es das Kürzel verspricht, ist SOEASY allerdings nicht. Die Verteilnetze, die den Strom in die Haushalte liefern, haben zusammen um ein Vielfaches mehr Komponenten als das Übertragungsnetz mit seinen Hochspannungsleitungen. Damit die Komplexität nicht aus dem Ruder läuft, haben Ingenieure und Informatiker bei Siemens Corporate Technology (CT) Hardware- und Software-Bausteine entwickelt, die skalierbar sind. Wenn also das Smart Grid wächst, steigen die Kosten nur moderat an. Außerdem sind alle Komponenten zur Datenerfassung, Übermittlung und Fernsteuerung der Anlagen plug-and-play-fähig, lassen sich also ohne Programmieraufwand etwa an den Wechselrichter einer Solaranlage anschließen.

Manche Komponenten von SOEASY arbeiten dezentral. „Aber eine zentrale Instanz, die alles ausbalanciert, erhöht die Aufnahmefähigkeit der Verteilnetze für Strom aus erneuerbaren Quellen“, sagt Dr. Michael Metzger, Projektleiter für IRENE bei Siemens CT. „Persönliche lokale Energie-Agenten“ – autonome Software-Module – regeln die Interaktion von dezentralen Verbrauchern und Erzeugern mit dem Netz. Jeder Prosumer hat so einen PEA, mit dem er über einen Marktplatz zentrale Dienste wie Wettervorhersage oder Betriebsoptimierung buchen kann. Zugleich misst der „Network Transport Agent“ den Netzzustand in Echtzeit, der „Area Administrator“ sichert die Netzstabilität, und der „Balance Master“ plant wichtige Anpassungen, etwa an das Wetter, Stunden bis Tage im Voraus.

All diese Software-Agenten arbeiten eng verzahnt und automatisch. Sie steuern die Aktuatoren im Netz so, dass die Spannungsqualität gewährleistet ist. Aktuatoren sind zum Beispiel die neuen regelbaren Ortsnetztrafos oder Batteriespeicher, die demnächst eingebaut werden, aber auch die Wechselrichter in Photovoltaikanlagen. Bis zum Projektende wird auch eine Strombörse realisiert, über die die Agenten Strom handeln können.

Eine weitere Besonderheit sind die 32 Elektroautos, die den Strompionieren zur Verfügung gestellt wurden. Die Fahrzeuge sollen in den kommenden Monaten ins Smart Grid integriert werden und als Puffer für elektrische Energie dienen. Herrscht Stromüberfluss, werden die Akkus der Autos bevorzugt geladen. Es wird in IRENE vielleicht auch möglich sein, rückspeisefähige Autos zu untersuchen, deren Akkus bei Strommangel auch Energie ins Netz zurückspeisen können.

Noch sind die Elektroautos in Wildpoldsried kein aktiver Teil des Smart Grid. Zunächst geht es darum, die Nutzung zu protokollieren. Dazu sind die Fahrzeuge mit Navigationsgeräten ausgerüstet, die ihre Position aufzeichnen. Aus den Bewegungsprofilen wollen Wissenschaftler ableiten, wie weit man die Akkus als Netzpuffer ausreizen kann. Diese Auswertung übernehmen Wissenschaftler der Hochschule Kempten, wo auch Analysen zum unsymmetrischen Lastfluss im Netz und zur sinnvollen Platzierung der Messpunkte stattfinden. Zweiter Forschungspartner in IRENE ist die RWTH Aachen, die aus den Bewegungsdaten der Autos Simulationsmodelle für größere Smart Grids mit zigtausenden Elektroautos entwickelt.

Auch wenn das Projekt IRENE im Frühjahr 2013 endet – die Bürger von Wildpoldsried werden dafür sorgen, dass den AÜW und Siemens die Forschungsarbeit nicht ausgeht. Bis 2020 will der Ort seinen kompletten Strom- und Wärmebedarf selbst erzeugen. Schon gibt es Ideen, mittels Windstrom aus CO₂ und Wasser Erdgas zu erzeugen. Und wenn die geliehenen Elektroautos wieder abgezogen werden, planen einige der Strompioniere die Anschaffung eigener E-Autos. Die würden dann wirklich ohne Emissionen fahren, denn Ökostrom gibt es in Wildpoldsried ja genug.