Grid mit Grips

27 Billionen Euro – diese unvorstellbar hohe Summe müssen die Städte in aller Welt in den kommenden 25 Jahren für den Ausbau von Wasser-, Elektrizitäts-, Transportsystemen und anderen Infrastrukturen aufwenden, sagen die Strategieberater von Booz, Allan & Hamilton. Für Deutschland rechnet das Deutsche Institut für Urbanistik bis 2020 mit kommunalen Investitionen für Infrastrukturmaßnahmen von mehr als 700 Milliarden Euro.

Wenn man schon Infrastruktur bauen beziehungsweise erneuern muss, dann gleich so, dass sie für die Herausforderungen der kommenden Jahrzehnte gerüstet ist. Insbesondere beim Stromnetz ist ein Paradigmenwechsel vonnöten. Versorgten früher wenige große Kraftwerke die Verbraucher über ein sternförmiges Netz mit elektrischer Energie, werden künftig viele kleine Erzeuger dezentral Strom aus Photovoltaikanlagen oder Biogasmotoren einspeisen. Verbraucher werden zu Erzeugern, die Fließrichtung des Stroms im Netz kehrt sich teilweise um.

Das muss intelligenter, „smart“, werden. Das Smart Grid der Zukunft verteilt deshalb nicht nur die elektrische Energie, es gleicht auch Angebot und Nachfrage möglichst geschickt aus und dient obendrein noch als Speicher etwa für überschüssigen Windstrom, der bis zur nächsten Flaute gebunkert wird.

Intelligenz statt Kupfer: Ein solches Szenario spielt das Projekt IRENE (Integration regenerativer Energien und Elektromobilität) gerade in Wildpoldsried im Allgäu durch. Dort untersuchen die Allgäuer Überlandwerke und Siemens ein kleines Smart Grid, das als Blaupause für künftige intelligente Stromnetze in Ballungszentren dienen könnte. Die Partner setzen dabei auf „Intelligenz statt Kupfer“ so Michael Fiedeldey, Bereichsleiter Technik der Allgäuer Überlandwerke. Das spare Kosten für neue Leitungen und erschließe obendrein seinem Unternehmen ganz neue Dienstleistungen und Wertschöpfungsketten. Auch die einzelnen Betreiber profitieren. Einige der Landwirte in Wildpoldsried arbeiten als Energiewirte – sie bauen immer noch Ackerpflanzen an und züchten Kühe, doch die Biomasse und der Dung landen in Biogasanlagen, wo der Brei zu Methan vergärt, das in Gasmotoren zu Strom veredelt wird. Die meisten Wildpoldsrieder haben zudem eine Photovoltaikanlage auf dem Dach, genossenschaftlich betriebene Windräder kommen hinzu.

Das Gehirn des Smart-Grid-Feldversuchs im Allgäu nennt sich SoEasy. Das Energieautomatisierungssystem von Siemens ist ein virtueller Markt, auf dem die Besitzer von Biogas- oder Photovoltaikanlagen ihren Strom an die Allgäuer Überlandwerke verkaufen. SoEasy optimiert den Ertrag der angeschlossenen Anlagen. Das hat Vorteile für beide Seiten: Die Betreiber der Anlagen erhalten höhere Vergütungen als im Erneuerbare-Energie-Gesetz festgelegt und die Allgäuer Überlandwerke haben die Gewähr, dass Spitzen bei der Einspeisung im Stromverteilnetz durch Abschalten der Biogasanlagen vermieden werden.

In SoEasy arbeiten so genannte Software-Agenten, kleine Programme, die automatisch Strommengen und Preise aushandeln. An jeder Erzeuger- oder Verbraucheranlage sitzt der Personal Energy Agent (PEA), eine kleine Box, die mit der Anlage und dem Internet verbunden ist. Über einen PC gibt der Besitzer vor, wann und wie viel Strom er verkaufen möchte und welche minimalen Preise er akzeptiert. Alle 15 Minuten verhandelt der Agent die Mengen und Preise mit dem Balance Master. Dieser Software-Agent beim Versorgungsunternehmen entscheidet, welche Angebote der PEAs er annimmt, um die Nachfrage im Netz zu decken. Details über den technischen Betrieb und die Preisstrategie der an den PEAs angeschlossenen Anlagen erhält der Balance Master nicht – diese Informationen kennt nur der Betreiber der Photovoltaik- oder Biogasanlage. Die Planung erfolgt in der Regel für 24 Stunden im Voraus, auch kürzere Intervalle für die Teilnahme am Intraday-Markt sind möglich.

Technisch wäre SoEasy in der Lage, hunderttausende Anlagen auch in Ballungsräumen zu verknüpfen und den Handel an realen Strommärkten abzuwickeln.

Butler serviert Strom: Eine Voraussetzung für das Smart Grid sind intelligente Stromzähler. Wo früher ein schwarzer Kasten mit dem unerbittlich drehenden Rädchen den Stromverbrauch zählte, hängt heute in immer mehr Kellern ein Energiebutler – wie in der Modellstadt Mannheim. Die Box mit Display summiert den Stromverbrauch und verrechnet die elektrische Energie, die zum Beispiel Solarmodule auf dem Dach oder ein kleines Blockheizkraftwerk im Keller erzeugen. So wird ein Hausbesitzer gleichzeitig zum Konsument und zum Produzent, kurz: zum „Prosument“. Über das Internet informiert sich der Butler beim Energieversorger, was der Strom gerade kostet. Ist er billig, schaltet er das Aggregat des Kühlschranks oder die Waschmaschine ein, ist er teuer, pausieren beide einige Minuten. Der Butler handelt sogar auf einem virtuellen Marktplatz den Strom, den sein Besitzer verkaufen möchte.

Den Netzbetreibern wäre es allerdings recht, wenn der dezentral in Solarmodulen oder Blockheizkraftwerken erzeugte Strom möglichst auch dezentral verbraucht würde, um die Netze zu entlasten. Bisher war das Energie-Einspeise-Gesetz so gestrickt, dass es für den Besitzer etwa einer Solaranlage lukrativer war, den selbst erzeugten Strom teuer ins Netz einzuspeisen und den Strom bei Bedarf billig zurück zu kaufen. Durch Anpassungen des EEG wurde der Eigenverbrauch zuletzt aber immer lukrativer.

Dieses Konzept löst aber nicht das Problem, dass große Abnehmer etwa in der Industrie große Energiemengen benötigen und das absolut zuverlässig. Das gewährleisten bisher nur Kern-, Kohle- oder Gaskraftwerke. Kann man auch viele kleine Solar-, Wind- oder Blockheizkraftwerke so zusammenschalten, dass sie sich wie ein großes Kohle- oder Kernkraftwerk verhalten, dass sie also auch dann noch Strom liefern, wenn zum Beispiel die Sonne nicht scheint? Man kann. So genannte virtuelle Kraftwerke bündeln die Energie vieler Anlagen so geschickt, dass sie wie ein einziges großes Kraftwerk ziemlich konstant und vorhersehbar Strom liefern, ohne die starken Schwankungen in der Einspeisung, wie sie für einzelne Wind- oder Photovoltaikanlagen typisch sind. Laut einer Studie des Beratungsunternehmen PricewaterhouseCoopers (PwC) sind virtuelle Kraftwerke ein unverzichtbares Instrument der Energiewende, weil sie Ökostrom kalkulierbar machen.

Kleine Kraftwerke ganz groß: Das Konzept funktioniert, wenn möglichst viele unterschiedliche Energiequellen angezapft werden. Scheint die Sonne nicht, weht vielleicht der Wind, herrscht auch da Flaute, springen Biogasanlagen ein, die Methan aus der Vergärung von Biomasse in großen Plastiksäcken sammeln. Das klappt so gut, dass virtuelle Kraftwerke ganz gezielt dann viel Strom einspeisen können, wenn die Preise an der Deutschen Strombörse in Leipzig hoch sind – ein interessantes Geschäftsmodell für die privaten Betreiber kleiner Anlagen, die alleine nicht in der Lage wären, solche Preiszyklen auszunutzen. Ein Anbieter ist die Next Kraftwerke GmbH, ein Spin-off der Universität Köln. Das heute verfügbare Regelvolumen der Biogasanlagen im NEXT-Verbund übersteigt die Reservekapazitäten des größten deutschen Pumpspeicherkraftwerks in Goldisthal.

Auch die großen etablierten Energieversorger haben das Potenzial virtueller Kraftwerke erkannt. RWE betreibt in Dortmund seit 2008 ein virtuelles Kraftwerk. Dessen „Gehirn“ ist ein Dezentrales Energiemanagementsystem (DEMS) von Siemens. Es kalkuliert Wetterprognosen, aktuelle Strompreise und den Energiebedarf und liefert stündliche Prognosen und Einsatzpläne für alle Anlagen. Das virtuelle Kraftwerk bündelt mittlerweile über 150 Megawatt, vor allem aus Windkraftanlagen, aber auch aus Photovoltaik- und Biogasanlagen. Um die Vermarktung des Stroms müssen sich die Eigentümer nicht kümmern, das übernimmt RWE für sie. Der Konzern handelt den Strom an der Strombörse EEX in Leipzig oder am Markt für Regelenergie, wo kurzfristig verfügbarer Strom hohe Preise erzielt. Für die Erzeuger, die als Einzelkämpfer zu klein für eine Teilnahme am Börsenhandel wären, lohnt sich das, denn sie erhalten dafür einen Aufschlag zur üblichen Einspeisevergütung pro Kilowattstunde aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz.

Nicht verbrauchen statt erzeugen: Künftig soll das virtuelle Kraftwerk nicht nur Stromerzeuger bündeln, sondern auch Verbraucher, so genannte Lasten. Denn für das Stromnetz wirkt eine ausgeschaltete Last – etwa das Kälteaggregat einer Klimaanlage – wie ein eingeschalteter Erzeuger, etwa ein hochlaufendes Notstromaggregat. Schaltet man die Last aus, steht mehr Energie für andere Verbraucher zur Verfügung. Künftig wird es auch virtuelle Kraftwerke geben, die nur aus schaltbaren Lasten bestehen. Ein Beispiel ist die Windheizung, ein Projekt, das RWE untersucht. Dabei speisen Windkraftanlagen Strom direkt in die Elektrospeicherheizungen von 50 Kunden in Essen ein, allerdings nicht nur nachts, wie früher üblich, sondern wenn bei steifer Brise Windstrom übrig ist. Bei Flaute stoppt das Aufladen der Heizkörper. Wie bei einem virtuellen Erzeuger ist auch bei der virtuellen Last das Ziel, Angebot und Nachfrage im Stromnetz auszubalancieren.

Das Zusammenspiel in virtuellen Kraftwerken erfordert es, dass eine zentrale Leitstelle den Betrieb jeder einzelnen Anlage steuern darf. Der Eigner tritt die Hoheit über den Betrieb seiner Photovoltaikanlage oder seines Biogasmotors an Firmen wie RWE oder Next ab und erhält dafür einen Aufschlag, der über die Vergütung des EEG hinausgeht.

Virtuelle Kraftwerke und das Smart Grid beschränken sich nicht nur auf den Strom. Auch das Wärmemanagement kann indirekt einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Das Pilotprojekt „Smart Power Hamburg“ testet eine gekoppelte Wärme- und Stromversorgung, die Energieerzeuger, -speicher und -verbraucher intelligent miteinander verbindet. Blockheizkraftwerke produzieren mittels Kraft-Wärme-Koppelung flexibel Strom und Wärme, neuerdings auch stromgeführt, wobei die Stromausbeute maximiert wird und nicht wie bisher die Wärme. Überschüssige Energie wird in Schwimmbädern oder Kühlhäusern auf dem Fischmarkt gespeichert, die nur dann kühlen, wenn gerade Strom übrig ist.

Widerstand zwecklos: Während auf dem Land viele Stromerzeuger verstreut sind, drängeln sich in den Städten viele Verbraucher auf engem Raum. Große Mengen elektrischer Energie müssen hier durch die Leitungen geschleust werden. Für diese Leitungen ist der Platz knapp, die Verluste wegen der hohen Ströme groß. Die Lösung: Hochtemperatursupraleiter (HTS), die nahezu verlustfrei arbeiten. Wenn solche Kabel mit flüssigem Stickstoff auf tiefe Temperaturen abgekühlt werden, fließt der Strom ohne Widerstand und es kommt kaum zu Wärmeverlusten. HTS-Netze sind deshalb wesentlich kompakter und es entfällt eine Umspannungsebene samt Transformatoren.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) fördert im 6. Energieforschungsprogramm das Projekt „Ampacity“. RWE verlegt in der Innenstadt von Essen ein 1.000 Meter langes HTS-Kabel, das bei zehn Kilovolt einen Strom von 2.300 Ampere transportieren kann. Es wird die längste Hochtemperatursupraleiter-Teststrecke der Welt sein und ein Baustein für das Stromnetz der Zukunft in Ballungsgebieten.

Gleichstrom aus der Steckdose: Das könnte mit Gleichstrom arbeiten. Heute wechselt der Strom, der aus der Steckdose kommt, 50mal pro Sekunde seine Richtung. Das ist praktisch, weil sich mittels Transformator jede beliebige Spannung erzeugen lässt – von den 400.000 Volt im Höchstspannungsnetz bis zu wenigen Volt für Elektrogeräte. Doch die meisten Geräte im Haushalt brauchen Gleichspannung und die Netzteile, die die Wechsel- in Gleichspannung wandeln, schlucken einiges an Energie. Hinzu kommt, dass Photovoltaikanlagen Gleichstrom erzeugen und Elektroautos Gleichstrom benötigen. Unsere Welt ist also eigentlich eine Welt der Gleichspannung. Wissenschaftler an der RWTH Aachen und vom Fraunhofer IISB in Erlangen untersuchen, ob es nicht sinnvoll wäre, das Wechselspannungsnetz durch ein Gleichspannungsnetz zu ergänzen oder gar abzulösen. Im Gespräch ist eine Spannung von 760 Volt für leistungsfähige Verbraucher, etwa Elektroautos, sowie 24 Volt für Computer oder Küchengeräte im Haushalt. Der Lohn: Bis zu zehn Prozent weniger Energieverbrauch. (jlu)