Stromversorgungssysteme wurden lange Zeit erfolgreich betrieben. Aber vor kurzem haben die Dezentralisierung der elektrischen Industrie, die starke Umweltbewegung und der technische Fortschritt die Installation dezentralen Energieressourcen (DER) angetrieben. Unter diesen Bedingungen wird der effiziente und sichere Betrieb der Stromversorgungssysteme immer schwieriger. Die Integration im großen Maßstab und der strategische Nutzung von DER ist aktuell eines der herausfordernden Themen. Die Notwendigkeit für die DER-Integration hat zwei Hauptkonzepte hervorgebracht: virtuelle Kraftwerke (VPP, virtual power plant) und Microgrids. Das VPP-Konzept als eine Ansammlung von verteilten Generatoren wurde erstmals 2001 in der Literatur eingeführt. Bald war klar, dass für die elektrische Kopplung des VPP Anpassungen notwendig wären. Vor allem das Spannungs- und Frequenzverhalten und die Zuverlässigkeit sind Punkte, die weiter untersucht werden müssen. Als Ergebnis wurden viele Anstrengungen unternommen, um die Definition des VPP-Konzepts zu verbessern, aber dies führte zu verschiedenen Definitionen anstelle einer eindeutigen und unverwechselbaren. Weiterhin ist der technische Aspekt der VPP noch im Forschungsprozess und eine Lösung ist nicht in Sicht.
Das Microgrid ist ein anderes Konzept für die Integration der DER-Problematik. Außer den verteilten Generatoren sind auch die Energiespeichersysteme und steuerbaren Lasten eingeschlossen. Aber, ähnlich wie beim VPP-Ansatz, ist das Microgrid-Konzept in Fachforen noch in der Diskussion. Sowohl VPP als auch Microgrid werden als DER-Integrationskonzepte angewendet, jedoch gehen sie nicht weit genug, um der Komplexität von Smart Grids und den vielfältigen Betriebsprozessen gerecht zu werden. Keiner von beiden kann als Paradigma angenommen werden. Sämtliche auf VPP, Microgrids sowie deren Kombinationen basierenden Architekturen sind aufgrund ihrer Komplexität bislang nicht praktikabel.
Den organisatorischen Neubeginn wagen
Stromnetze, wie Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetze, Stromerzeuger, Speicher und Konsumenten bilden eine physikalische Einheit, deren interne Wechselwirkungen mit der Integration der DER im großen Maßstab viel komplexer werden. Bis hinunter auf die Ebene einzelner Haushalte sollen Stromerzeuger und Energiespeicher eingebunden werden. Ein Gesamtmodell ist notwendig, um die Komplexität und Vielfältigkeit der Stromversorgungssysteme der Zukunft beschreiben zu können. Wie Glieder einer Kette, die nach Belieben zusammengehängt und kombiniert werden können, hängen in dem Modell The Energy Supply Chain Net die einzelnen Elemente zusammen. Das an der TU Wien entwickelte Link-Paradigma ermöglicht die Beschreibung des gesamten Stromversorgungsnetzes und dessen Betriebsprozessen. Link organisiert die Verwaltung von Netzen, Stromerzeugern, Stromspeichereinrichtungen und Verbrauchern neu, indem das Gesamtsystem in wohldefinierte Einheiten (Ketten – Links) aufgeteilt wird, die jeweils über ein eigenes Steuersystem verfügen und definierte Schnittstellen zu benachbarten Einheiten haben. Die Link-basierte, funktionale Architektur hat drei eindeutig definierte Elemente: Erzeuger-, Speicher- und Netzlink. Das Netzlink wird sowohl für die Hochspannungsnetze eingesetzt als auch für die Mittel- und Niederspannungsnetze und sogar für das Netz auf Hausebene. Ein Hochspannungsnetz hat seine eigene Steuerung, die auf einem physikalischen Modell beruht. Über klar definierte Schnittstellen kommuniziert es mit benachbarten Hochspannungsnetzen und mit den untergeordneten Mittelspannungsnetzen. Dieses System verketteter Links setzt sich bis auf die Haushaltsebene fort. Jeder Link bekommt Input von benachbarten Elementen und entscheidet dann selbst, welche Maßnahmen ergriffen werden müssen. Dadurch ist es nicht nötig, große Datenmengen zu einer zentral koordinierenden Stelle zu schicken. Ziel ist eine bessere, einfachere und automatisiertere Energiewirtschaft, mit mehr Sicherheit und ohne Datenschutzprobleme.
Physik und Markt zusammenbringen
Der Elektrizitätsmarkt, die Verwaltung der Netze und die tatsächlichen physikalischen Gegebenheiten passen heute nicht unbedingt zueinander. Link ermöglicht, den Betrieb unserer Stromnetze mit den physikalischen Gegebenheiten bestmöglich in Einklang zu bringen. Heute kann es sein, dass man Strom von der Nordsee nach Italien verkauft. Physikalisch fließt der Strom aber vielleicht über das polnische Netz, das dadurch überlastet werden kann – obwohl das Land an diesem Deal gar nicht beteiligt ist. In einem Link-System wäre das einfach zu handhaben. Die einzelnen Hochspannungslinks würden ganz automatisch alle Parameter so anpassen, dass solche Transaktionen problemlos ablaufen könnten. Darüber hinaus erlaubt die Architektur ein flaches Geschäftsmodell in der Elektrizitätswirtschaft. Die Verteilnetzbetreiber (DSO, Distribution System Operator) sowie die Übertragungsnetzbetreiber (TSO, Transmission System Operator), abgesehen vom Netzbetrieb, werden auch als Regelzonenführer fungieren. In dieser Rolle müssen sie sicherstellen, dass die Einspeisung und Entnahme von elektrischer Energie zu jeder Zeit ausgeglichen ist. Aus Sicht des Datenschutzes bringt die Link-basierte Architektur große Vorteile mit sich. Jedes Kettenglied teilt nur ein kleines Set von unbedingt nötigen elektrischen Daten mit den Nachbareinheiten – die restliche Information wird bloß lokal verwendet. Somit sind Vertraulichkeit und Datenschutz gewährleistet und die Anzahl der umgetauschten Daten wird möglichst klein gehalten. Auch die Gefahr von Cyberattacken von außen ist dadurch drastisch verringert.
Ausnutzung der Netzkapazität
Anstatt das historisch gewachsene Energienetz durch kleine Adaptierungen und Notlösungen immer komplizierter zu machen, könnte man mit Link einen sauberen organisatorischen Neubeginn wagen. Nur so wird es möglich, dezentrale Energieversorgung im großen Maßstab in ein sicheres, stabiles Stromnetz einzugliedern. Auch der Netzausbau könnte klein bleiben. Die europäischen Stromnetze haben Kapazitäten, sie müssen nur bestmöglich geführt werden. In einem Modellversuch auf kleiner Ebene in einer Testregion in Salzburg wurde bereits gezeigt, dass das Konzept technisch funktioniert.
