Smart Cities und die Sicherheit der Netze

Energieversorgung wird zunehmend komplexer und unübersichtlicher

Mit der Liberalisierung des Strommarktes Ende der 1990er-Jahre und der verstärkten Einbindung von Erzeugungsanlagen für Erneuerbare Energien hat sich die Zahl der im Stromnetz aktiven Mitspieler deutlich erhöht. Ein europäischer Binnenmarkt für Strom (die "europäische Kupferplatte") wird die Zahl der Akteure und damit letztlich auch die Risiken im Netz weiter erhöhen.

Zu Beginn der Stromversorgung war die Lage im Stromnetz noch übersichtlich: Es gab einen Stromerzeuger und einen Stromabnehmer. Im Laufe der Jahre wurden weitere Stromerzeugungsanlagen errichtet und eine zunehmende Zahl von Kunden versorgt. Daraus entwickelten sich einzelne sogenannte Inselnetze, die später zu großräumigeren Strukturen verknüpft wurden.

Die Stromversorgung galt als natürliches Monopol mit nur einem Versorger in einem festgelegten Versorgungsgebiet - und der bundesweite gebietsübergreifende Stromhandel spielte sich zwischen etwa 60 Versorgungsunternehmen ab. Zumeist war der Handel auf den Verkauf an einen Weiterverteiler beschränkt, der die Feinverteilung auf der Mittel- und Niederspannungsebene realisierte.

Mit der Liberalisierung des Strommarktes wurde der Netzbetrieb vom Stromhandel organisatorisch getrennt. Man wollte damit aus der bislang monopolisierten Stromversorgung einen Wettbewerbsmarkt entwickeln und verkaufte das mit der Prognose, dass die Strompreise im Wettbewerb sinken würden.

Mit der zunehmenden Einspeisung von Erneuerbaren Energien sind die Strompreise auf der Erzeugungsseite zwar gesunken - für den privaten Endkunden stiegen sie jedoch. Im Gegensatz zu Industriekunden haben die privaten Verbraucher, die in Summe (je nach Bundesland) 20-30 % der Strommenge abnehmen, nur begrenzte Optionen, einen günstigeren Strombezugspreis zu erhalten. Nach Möglichkeit wird sich ein privater Verbraucher deshalb eine PV-Anlage installieren lassen und den Strom, den er selbst nicht benötigt, in das lokale Niederspannungsnetz einspeisen. Und schon agiert ein weiterer (wenn auch kleiner) Mitspieler im Netz.

Wo früher mehrere hundert Kraftwerke ins öffentliche Netz einspeisten, sind es heute über 1,5 Millionen dezentrale Erzeuger, deren Einspeisung geregelt werden muss. Wurde der Strom über viele Jahrzehnte großräumig über das Höchst- und Hochspannungsnetz und die Mittelspannungsnetze verteilt und dann über die Niederspannungsnetze an die Endkunden geliefert, so wurde aus dem in eine Richtung ausgelegten System ein Netz, das Strom in beide Richtungen transportieren muss. In der Theorie der Liberalisierung dachte man sich den Strommarktes als "flächendeckende Kupferplatte", auf der jeder Kunde seinen gewünschten Anbieter finden kann. In der Praxis entwickelte sich jedoch eine Situation, die dauernd auf wechselnde Einspeisungen reagieren muss. Lässt sich die Stromabnahme von Industriekunden noch weitgehend planen und vertraglich regeln (und das Nutzerverhalten anhand von Standardlastprofilen ziemlich genau vorhersagen), so trifft dies auf die Einspeisung durch PV-Anlagen nicht mehr uneingeschränkt zu: Eine Wolke lässt die lokale Stromerzeugung kurzfristig zusammenbrechen. Eine Vorhersage ist deshalb kaum möglich.

Mit einer verbesserten Datenkommunikation will man nun die vorhandene und im Laufe von über 100 Jahren gewachsene Versorgungsinfrastruktur an die inzwischen geänderten Rahmenbedingungen anpassen. Aus den alten Versorgungsnetzen sollen Smart Grids werden. Damit soll man jederzeit auch dezentral in die Netze und die Anlagen der Erzeugungs- wie der Verbraucherseite (Lastabwurf) eingreifen können, um diese bei Bedarf vom Netz nehmen zu können. Bei privaten Endverbrauchern wird das in der Regel jedoch wenig bewirken.

Wie die Datenkommunikation dabei gesichert werden soll, ist derzeit noch in der Diskussion. Während Provider wie die Telekom in der spezifischen Kommunikation für die Stromversorgung ein neues Geschäftsfeld sehen, würde die Versorgungswirtschaft gerne ein unabhängiges, auch physikalisch vom allgemein verfügbaren Internet losgelöstes Kommunikationsnetz aufbauen.

Abgesehen davon, dass die Finanzierung eines solchen exklusiven Netzes nicht gesichert ist, wäre der Sicherheitsgewinn jedoch überschaubar. Gerade im Wartungsbereich wird man aus Kostengründen nur ungern auf einen Zugang aus dem Internet verzichten wollen. Und solange ein Zugriff über das Internet möglich ist und man die Passwörter für zahlreiche Servicezugänge problemlos im Netz findet, darf man davon ausgehen, dass es nur eine Frage der Zeit ist, bis sich auch jemand von außen Zugriff auf das Netz verschafft. Musste man sich früher Zugang zu einer Schaltstation verschaffen, ist dies im Zeitalter der Fernwartung auch aus der Entfernung und ohne körperliche Anwesenheit möglich.

Trotz der ungelösten Probleme bei der inländische Stromversorgung propagiert man jetzt den europäischen Binnenmarkt für die Stromversorgung und macht den Kunden Hoffnung, dass nun aber ganz gewiss mit Kostensenkungen zu rechnen sei. Mit der Idee der Smart Cities will man darüber hinaus die von Smartphones und Tablets begeisterten Kunden von morgen mit Hilfe von Smart Metern zu aktiven Stromnutzern werden lassen. Damit würde die Zahl der Akteure in den Versorgungsnetzen weiter gesteigert.

Ob sich eine Mehrheit der Kunden (die von ihrem Energieversorger letztlich nur Strom für Licht, Kraft und Wärme haben will) von solchen Visionen begeistern lässt, ist noch ziemlich ungewiss. Bislang tauchen die Smart Meter bei den Endverbrauchern höchstens im Zusammenhang mit der Stromrechnung als Miete für die Messstelle auf und rufen sich somit einmal jährlich unangenehm in Erinnerung, weil die Kosten in keiner vernünftigen Relation zum Nutzen stehen.

Über Jahrzehnte galt für die Stromversorgung das KISS-Modell (keep it simple and stupid). Ein Ferrariszähler kann auch nach vielen Jahren noch gewartet und neu geeicht werden. Smart Meter dagegen sind nach spätestens acht Jahren nur noch Elektroschrott - wenn sie überhaupt solange genutzt werden können, ohne vorher gehackt worden zu sein.