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Agora Toolbox für die Stromnetze

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Agora Energiewende | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien Durch die fortschreitende Energiewende und die damit einhergehende Sektorenkopplung gibt es eine große Anzahl neuer Akteure im Energiesystem. Damit steigen die Koordinationsanforderungen. Das neue System steht zugleich vor der Herausforderung von steilen Gradienten und der Vermeidung von Gleichzeitigkeitseffekten auf der Verbrauchsseite, beispielsweise durch Ladevorgänge bei Elektromobilität. Auf der Erzeugungsseite gibt es im Gegensatz zum früheren System mit einer überschaubaren Anzahl an (Groß-)Kraftwerken nun 1,5 Millionen Photovoltaikanlagen und über 27.270 Windenergieanlagen (Stand: Ende 2016). 35 Durch die fluktuierende Einspeisung von Erneuerbare-Energien-Anlagen kann es zu steilen Gradienten in der Residuallast kommen, wenn ein plötzlicher Anstieg oder Abbruch der EE-Einspeisung erfolgt. Gleichzeitig steigen die Koordinations- und Flexibilitätsanforderungen auf Verbrauchsseite: Verbraucher werden zu Erzeugern – beispielsweise durch kombinierte Photovoltaik-Speicher-Systeme – und damit zu Prosumern. Im Rahmen einer Energiewende finden sektorenübergreifende Verbrauchsanwendungen wie Powerto-Heat (zum Beispiel Wärmepumpen) und Elektromobilität zunehmende Verbreitung. Die Frage für die Zukunft ist, wie schnell sich hier dynamische Effekte entfalten, die zum Game Changer werden können. Während ein paar vereinzelte Ladesäulen für Elektroautos mit einer Leistung von 22 oder 44 Kilowatt keine signifikante Wirkung auf das System haben, kann eine großflächige Ausweitung dazu führen, dass Gleichzeitigkeitseffekte beim Laden entstehen, die wiederum die Netze belasten. Umgekehrt kann sich ein netzverträglicher und systemdienlicher Einsatz von Ladevorgängen (Managed oder Smart Charging) positiv auf die Netzstabilität und die Systembilanz auswirken. Mit einer Vielzahl von Akteuren auf Erzeugungs- und Verbrauchsseite, die marktge- führt beziehungsweise betriebswirtschaftlich ihr Strom einspeise- und -bezugsverhalten optimieren, steigt die Komplexität des Systems. Die vier Übertragungsnetzbetreiber und 880 Verteilnetzbetreiber stehen beim Netzbetrieb einer großen Koordinationsaufgabe gegenüber, um die Systemsicherheit und Netzstabilität zu gewährleisten. Informations- und Kommunikationstechnologien – und damit die Digitalisierung – stellen einen Enabler dar, um eine Vielzahl von Akteuren im Strom- und Energiesystem in Echtzeit zu koordinieren. Der digitale Wandel bietet mit der Diffusion von Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) neue Koordinationsmöglichkeiten und Handlungsfelder im Energiebereich. Durch den Einsatz von Sensorik und Aktorik können physikalische Größen erfasst, überwacht und gesteuert werden. Aufgrund der zunehmenden Komplexität des Netz betriebs mit einer Vielzahl von dezentralen Akteuren dient die IKT als Enabler, um die Koordination der energietechnischen Komponenten innerhalb des Gesamtsystems zu ermöglichen. Der Begriff des intelligenten Netzes – oder Smart Grid – subsumiert die Aufrüstung des konventionellen Elektrizitätsnetzes durch Kommunikations-, Mess-, Steuer-, Regelungs- und Automatisierungstechnik. 36 Durch die Erfassung von Istzuständen des Netzes in Echtzeit kann der Systembetrieb unter Nutzung der vorhandenen Netzkapazität optimiert werden. Dies be inhaltet die intelligente Steuerung von Strom erzeugern, Verbrauchern und Speichern im Zusammenspiel mit dem Netzmanagement. Im Kontext der Sensorik sind typische zu erfassende physikalische Größen Ströme (Wechselstrom (AC), Gleichstrom (DC)), Spannungen fallweise mit hoher zeitlicher Auflösung zum Beispiel zur Überwachung der Power Quality, Wirk- und Blindleistungen und über sogenannte 35 Deutsche Windguard (2017a) 36 BNetzA (2011) 22

STUDIE | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien Phase Measurement Units auch Phasenwinkel von Wechselspannungen und -strömen. 37 Dabei erlaubt die Sensorik bessere Prognosen bezüglich des Zustands beziehungsweise der Zustandsänderungen des Netzes. Zugleich ist die Laufzeit der Kommunikation und der Steuerung zu beachten (zum Beispiel, wie schnell Erzeugungsanlagen gesteuert werden können, Automatisierung im Netzbetrieb). Ein weiterer, aber nicht zu vernachlässigender Aspekt bei intelligenter Betriebsführung der Netze ist die kommunikationstechnische Einbindung der dezentralen, „intelligenten“ Komponenten in die Netzleitsysteme. Sicherheit in der IKT ist für eine kritische Infrastruktur wie die des Energieversorgungsnetzes essenziell für einen zuverlässigen Systembetrieb (Cybersecurity), bei dem immer mehr dezentrale Komponenten zentral vernetzt und gesteuert werden. Zugleich werden mit dem flächendeckenden Einbau intelligenter Stromzähler beim Endkunden Belange des Datenschutzes und der Datensparsamkeit relevant. Auch wenn mit der Digitalisierung Einsparpotenziale durch eine bessere Abstimmung der Stromnachfrage und des Stromangebots möglich sind, so sind es doch sensible Daten, die hierzu erhoben und verfügbar gemacht werden. Im Rahmen des Digitalisierungsgesetzes 38 hat das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) Schutzprofile und technische Richtlinien für intelligente Messsysteme erarbeitet, die den Datenschutz und die Datensicherheit gewährleisten sollen. 1.6. Netzausbau und Netzbetrieb: der regulatorische Rahmen Dieses Unterkapitel stellt den übergeordneten regulatorischen Rahmen für Netzausbau und Netzbetrieb vor. Traditionell bietet es sich an, zwischen Netzplanung und Netzbetrieb zu unterscheiden. Jedoch 37 Ronge, K. und Wittwer, C. (2013). Anmerkung: Eine Phase Measurement Unit ist ein zeitsynchronisiertes Messgerät, das die komplexe Amplitude von Strom und Spannung zu einem bestimmten Zeitpunkt misst. 38 GDEW (2016) kommt der Verzahnung dieser beiden Sphären eine immer größere Bedeutung zu, da der Einsatz innovativer Betriebsmittel und die Nutzung von Flexibilitätsoptionen im Netzbetrieb den Netzausbaubedarf verringern können. 39 Im Kontext der Energiewende handelt es sich nicht nur um einen Netzausbau, sondern vielmehr um einen Netzumbau mit der Ertüchtigung von Flexibilitätsoptionen und dem zunehmenden Einsatz von digitaler IKT-Infrastruktur bei der Messung, Kommunikation und Steuerung der Netze. Die Aufgaben der Stromnetzbetreiber 40 sind in §§11 bis 14b des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) geregelt. Betreibern von Energieversorgungsnetzen obliegt die Verpflichtung, „ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist“. 41 Im Folgenden wird der regulatorische Rahmen zum Netzausbau und Netzbetrieb vorgestellt. 1.6.1. Netzausbau Um den bedarfsgerechten und wirtschaftlich zumutbaren Ausbau ihrer Netze zu bestimmen, nehmen die Netzbetreiber Berechnungen im Rahmen ihrer Netzplanung vor. Nach dem jetzigen Ansatz der Netzausbauplanung folgt der Netzausbau der Regionalisierung des künftigen Bedarfs, welcher sich aus Erzeugung und Last zusammensetzt. In diesem Sinne „eilt“ der Netzausbau den geografischen sowie strukturellen Veränderungen in Erzeugung und Verbrauch hinterher. Allerdings wurden mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes und des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Jahr 2016 bereits 39 vgl. 50Hertz et al. (2017), E-Bridge et al. (2014) und dena (2012) 40 Der allgemeine Begriff „Netzbetreiber“ wird in dieser Studie verwendet, wenn sowohl Übertragungs- als auch Verteilnetzbetreiber gemeint sind. Wenn der Bezug explizit Übertragungs- oder Verteilnetzbetreiber betrifft, wird auch der entsprechende Begriff verwendet. 41 § 11 EnWG 23

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