Das Strommarktgesetz, dessen Entwurf im November 2015 verabschiedet wurde und das vor der Sommerpause beschlossen werden soll, bringt eine Wende für viele Verteilnetzbetreiber und Stadtwerke. Sie dürfen künftig bei drohender Überlastung ihrer Netze die Erzeugungsspitzen kappen. Bald dürfen bis zu drei Prozent der jährlichen Stromerzeugung von Photovoltaik (PV)- und Windenergieanlagen durch den Netzbetreiber reduziert werden, ohne dass ein konventioneller Netzausbau erforderlich ist. Studien und ein erster Feldtest haben gezeigt, dass sich mittels des digitalen Netzausbaus die Anschlusskapazität in vielen Verteilnetzen für erneuerbare Energien wesentlich steigern lässt, bis hin zur Verdopplung. Somit lässt sich die Netzintegration von erneuerbaren Energien effizienter und die Energiewende kostengünstiger umsetzen.
Diese Änderung in der Gesetzgebung stellt einen Paradigmenwechsel dar, denn bisher galt die Vorschrift, konventionelle Netzkapazitäten für die höchstmögliche Erzeugungsspitze bereitzustellen. Diese Dimensionierung bis zur letzten Kilowattstunde fordert, dass auch sehr seltene Extremsituationen – wie ein Sturmtief mit Sonnenschein und gleichzeitigem Verbrauchsminimum – vollständig durch Kapazität in Form von Leitungen und Transformatoren abgedeckt werden müssen. Da die oberen Kapazitätsbereiche nur selten tatsächlich benötigt werden, stehen Kosten und Nutzen in einem schlechten Verhältnis. Die bisherige Regelung kann mit dem Plan verglichen werden, Autobahnkapazitäten am höchstmöglichen Verkehrsaufkommen einer Strecke auszurichten. Im Verkehrssektor hätte das eine Vervielfachung der Autobahnspuren zur Folge, um das Zusammenfallen von Ferienbeginn, Feierabendverkehr und Bundesligaspiel staufrei auffangen zu können.
Zwar war bisher mit dem klassischen Einspeisemanagement eine Abregelung von Einspeisern bei einer drohenden Überlastungssituation möglich, doch sie war immer mit der Pflicht zur konventionellen Netzauslegung und zum Netzausbau bis zur größten Erzeugungsspitze verbunden. In der Vergangenheit bedeutete dies, dass es zum teuren und langsamen konventionellen Ausbau der Verteilnetze keine Alternative gab. So bestand kein Raum für digitalen Netzausbau in Form von Bereitstellung von Netzanschlusskapazität mittels neuer Planungs- und Regelungstechnik. Das hat sich nach vielen Vorschlägen der Energiebranche an die Politik geändert. Es war etwa der Netzbetreiber EWE Netz, der vor einigen Jahren dafür warb, die Energiewende mit einem Fall fünf-Prozent-Ansatz zu meistern. Schon ein solch kleiner Prozentsatz kann eine große Wirkung haben, da sich Kapazitätshöchstbelastungen aus dem gleichzeitigen Auftreten von seltenen Bedingungen ergeben.
Eine Studie des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) im Auftrag der EWE bestätigte die These, dass eine dynamische Spitzenkappung von nur drei bis fünf Prozent der jeweiligen Jahreseinspeisemenge die Anschlusskapazität in vielen Verteilnetzen mehr als verdoppeln kann. Der Gesetzgeber hat sich im Gesetzentwurf jetzt für drei Prozent entschieden, da die vom Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) beauftragte Verteilernetzstudie dies als volkswirtschaftliches Optimum ermittelte. In kürzlich veröffentlichten Ergebnissen einer Studie der E-Bridge-Consulting im Auftrag des Stromnetzbetreibers Mitnetz Strom konnten Netzausbaukosten durch Spitzenkappung um bis zu 63 Prozent reduziert werden. Eon und das IAEW veröffentlichten Ende 2015 eine Abschätzung von 40 Prozent Einsparpotential bei den konventionellen Netzausbaukosten, sowohl für das durch Windeinspeisung dominierte Verteilnetz des Energieversorgers Hanse-Werk als auch für das durch PV-Einspeisung dominierte Netz von Bayernwerk. Bei der Spitzenkappung lassen sich insbesondere die dynamische und die pauschale Spitzenkappung unterscheiden. Bei der pauschalen Spitzenkappung werden Erzeuger dauerhaft in der Leistung begrenzt. Die dynamische Spitzenkappung wirkt hingegen nur dann, wenn dies Aufgrund des aktuellen Netzzustands erforderlich ist. Die dynamische Spitzenkappung ist effizienter, dafür auch komplexer und benötigt mehr Mess- und Steuertechnik. Einige Studien berücksichtigen explizit die Kosten für Mess- und Steuertechnik, wobei auch argumentiert werden kann, dass diese zum Teil ohnehin anfallen oder Anbindungen bereits bestehen.
Verteilnetz automatisch regeln
In einem Feldtest konnte die EWE Netz im Mittelspannungsnetz des Landkreises Wittmund nachweisen, dass die dynamische Spitzenkappung und somit der digitale Netzausbau funktioniert. Die Umsetzung fand auf Basis des Grid Agent Netzreglers von BTC statt, der als Produktlösung erhältlich ist. Eine Vorstufe des Netzreglers entstand nach vielen Produktivsetzungen innerhalb von Onshore- und Offshore-Windparks. Dies erforderte die Unterstützung der spezifischen Prozesse und des Systemumfelds im Netzbetrieb, sowie die Berücksichtigung der im Netzbetrieb entsprechenden Vorgaben. Anders als beim konventionellen Einspeisemanagement wurde das Verteilnetz durch den Regler vollautomatisch und leitsystementkoppelt überwacht und ausgeregelt. Die Lösung kann als Hardware-Software-Einheit vor Ort im Umspannwerk installiert werden oder als reine Software-Lösung von einem zentralen Server aus agieren. Da jeder Netzregler für ein Mittelspannungsnetz zuständig ist, wird ein zentraler Schwachpunkt (Single Point Of Failure) vermieden. Die dezentrale Automatik entlastet sowohl das Personal der Leitwarte als auch das zentrale Leitsystem. Es kann mit jedem üblichen Leitsystem via Standardprotokolle kombiniert und als Hardware-Software-Baustein im Umspannwerk verbaut oder auf zentralen Servern installiert werden.
