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Inhaltsverzeichnis

1 Abkürzungsverzeichnis
2 Abbildungsverzeichnis
3 Tabellenverzeichnis
4 Einleitung
5 Motivation
6 Grundlagen
7 Konzept - Lastverteilung durch Ansteuern von Verbrauchern
8 Zusammenfassung und kritische Würdigung
9 Ausblick
10 Fußnoten
11 Literatur- und Quellenverzeichnis

1 Abkürzungsverzeichnis

	Fallstudienarbeit
Hochschule:	Hochschule für Oekonomie & Management
Standort:	Berlin
Studiengang:	Bachelor Wirtschaftsinformatik
Veranstaltung:	Fallstudie / Wissenschaftliches Arbeiten I
Betreuer:	Prof._Dr._Ralf_Hötling
Typ:	Fallstudienarbeit
Themengebiet:	Smart Grid
Autor(en):	Sebastian Braun, Christan Kliefoth, Markus Bartz
Studienzeitmodell:	Abendstudium
Semesterbezeichnung:
Studiensemester:	4
Bearbeitungsstatus:	Bearbeitung abgeschlossen
Prüfungstermin:
Abgabetermin:	28.02.2011

Abkürzung	Bedeutung
BMU	Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
BMVBS	Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung
BMWi	Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie
bspw.	beispielsweise
BTC	Business Technology Consulting AG
DEMS	Dezentrales Energiemanagementsystem
DNS	Domain Name SystemDREWAG-Stadtwerke
DREWAG-Stadtwerke	Stadtwerke Dresden GmbH
DSL	Digital Subscriber Line
E-DeMa	Entwicklung und Demonstration dezentral vernetzter Energiesysteme hin zum E-Energy Marktplatz der Zukunft
EEX	European Energy Exchange
EnBW	Energie Baden-Württemberg AG
EnWG	Energiewirtschaftsgesetz
EWE	ehemals Energieversorgung Weser-Ems AG, jetzt EWE AG
Forsa	Gesellschaft für Sozialforschung und statistische Analyse mbh
IKT	Informations- und Kommunikationstechnologie
kV	Kilovolt
KWh	Kilowattstunde
KWK	Kraft-Wärme-Kopplung
MDL	Messdienstleister
MeRegio	Minimum Emission Region
MSB	Messstellenbetreiber
OFFIS	Oldenburger Forschungs- und Entwicklungsinstitut für Informatik
PHELX	Physical Electricity Index
RegModHarz	Regenerative Modellregion Harz
USV	unterbrechungsfreie Stromversorgung
usw.	und so weiter
Vgl.	vergleiche
VNB	Verteilnetzbetreiber
vzbv	Verbraucherzentrale Bundesverband
z.B.	zum Beispiel

2 Abbildungsverzeichnis

Nr.	Inhalt	Quelle
Abb. 1	Entwicklung erneuerbarer Energien in Deutschland	http://www.gate4engineers.de/branchen/erneuerbare-energien.html, Stand 27.02.2011
Abb. 2	Systemstabilität der elektrischen Energieversorgung	eigene Darstellung
Abb. 3	Lastprofil mit und ohne Windenergie	E.ON Bayern AG, Stand 20.09.2007
Abb. 4	Beispielhafte Jahres-/Wochengänge für Wind-/Wasser-/Photovoltaischen und Geothermischen Stromerzeugung	Kaltschmitt, M., Streicher, W., Wiese, A. (2005)
Abb. 5	Verbundunternehmen bzw. Regelzonen a) vor Liberalisierung b) nach Liberalisierung des Strommarktes	Schwab, A. J. (2009)
Abb. 6	Horizontal Konzernstruktur mit getrennt agierenden Tochtergesellschaften	Schwab, A. J. (2009)
Abb. 7	Tagesbelastungskurven höchster und niedrigster Spitzenlast	Schwab, A. J. (2009)
Abb. 8	gestückelte Strombeschaffung von verschiedenen Lieferanten zur Deckung des prognostizierten Bedarfs	Schwab, A. J. (2009)
Abb. 9	Vereinfachte Darstellung der Stromversorgung und -verteilung	http://www.de.wikipedia.org/wiki/Stromnetz, Stand 27.02.2011
Abb. 10	Formale hierarchische Pyramidenstruktur der Netzleittechnik einer Regelzone	Schwab, A. J. (2009)
Abb. 11	Warte eines Transport- bzw. Übertragungsnetzbetreibers (EnBW)	Schwab, A. J. (2009)
Abb. 12	Virtuelles Kraftwerk	http://www.siemens.com/innovation/de/publikationen/pof_herbst_2009/energie/virtkraft.htm, Stand 27.02.2011
Abb. 13	Teilnehmer	eigene Darstellung
Abb. 14	Marktrollenmodell Messwesen	eigene Darstellung, in Anlehnung Horvath & Partners
Abb. 15	Smart Meter Aufbau	http://www.fernmessung.ch eigene Darstellung, Grafiken entnommen von ABB und Conrad
Abb. 16	Smart Meter Aufbau	http://www.fernmessung.ch, Stand 27.02.2011
Abb. 17	Bekanntheit Smart Meter	http://www.vzbv.de/go/presse/1321/index.html, Stand 27.02.2011
Abb. 18	Entwicklung Energiekosten	Erhebung des BMVBS 2009
Abb. 19	Gebäudeautomatisierung	http://www.e-dema.com, Stand 27.02.2011
Abb. 20	Gebäudeautomatisierung	http://www.e-dema.com, Stand 27.02.2011
Abb. 21	Zusammensetzung Strompreis	Bundesnetzagentur 2009
Abb. 22	Durchschnittspreise für Strom am Spotmarkt der EEX	http://www.eex.com/de/Marktdaten, Stand 25.02.2011
Abb. 23	Ausbau der erneuerbare Energien in Deutschland	http://www.bmu.de/erneuerbare/energien/doc/1235.php, Stand 22.12.2010
Abb. 24	Blockkraftwerk der Firma VW	http://www.faz.net/-00s44j, Stand 27.02.2011
Abb. 25	Konzept der Reglung zum Ausgleich der auftretenden Schwankungen	eigene Darstellung
Abb. 26	Regelkreis mit Smart Meter	eigene Darstellung
Abb. 27	Benutzerinterface	eigene Darstellung
Abb. 28	Informationsfluss	eigene Darstellung
Abb. 29	Informationsfluss	eigene Darstellung
Abb. 30	Algorithmus bei zu großer Last	eigene Darstellung
Abb. 31	Algorithmus bei zu geringer Last	eigene Darstellung
Abb. 32	Verbundnetz	http://www.amprion.net/ucte-verbund-verbundnetz-regelzonen, Stand 27.02.2011

3 Tabellenverzeichnis

Nr.	Inhalt	Quelle
Tab. 1	Übersicht Anbieter u. Verbraucher	eigene Zeichnung

4 Einleitung

Das Stromnetz in Deutschland und anderen Ländern unterliegt aktuell einem starken Wandel. Gründe hierfür finden sich in der Zunahme von dezentralen Erzeugungsanlagen, dazu zählen vor allem Mikro-Kraft-Wärme-Kopplung in Ein- und Mehrfamilienhäusern sowie erneuerbare Quellen wie Photovoltaik-, Windkraft-, und Biogasanlagen. Weitere Gründe sind neue Gesetze, neue Technologien und der Wunsch nach effizienterer Stromnutzung. Motivierende Faktoren sind die Erreichung zukünftiger ökologischer Ziele. Mit Änderungen im Energiewirtschaftsgesetz wurde unter anderem das Messwesen liberalisiert aber auch der Einbau von intelligenten Stromzählern (ab 2010) sowie das Angebot von lastvariablen oder zeitabhängigen Tarifen (ab 2011) beschlossen. Im Rahmen dieser Fallstudie wird eine Istbetrachtung des deutschen Energiemarktes vorgenommen, aktuelle Veränderungen aufgrund der Gesetzesänderungen im EnGW dargestellt sowie ein Ausblick für die kommenden Jahre gegeben. Gesucht und Analysiert wird ein Optimierungspotenzial im Energienetz um der Vision des vollkommenen Smart Grid ein schritt näher zu kommen. Hauptaugenmerk des Smart Grid liegt momentan auf der Energieerzeugungsseite, eine weniger betrachtet Möglichkeit ist die Steuerung das Nachfrage.

Im Hauptteil wird die Möglichkeit diskutiert, das Smart Grid über die Nachfrageseite zu steuern, d. h. gezielt Geräte beim Endverbraucher ein- und auszuschalten. Dabei wird vor allem auf die benötigte Infrastruktur eingegangen, welche notwendig ist, damit ein Energieversorger Überproduktionen in seinem Versorgungsnetz sinnvoll und lukrativ an einen Kunden abgeben oder in Spitzenverbrauchszeiten Verbraucher gezielt abschalten kann. Ausgehend von der derzeitigen Verbreitung und den gesetzten Zielen werden mögliche Ansätze diskutiert, den Smart Meter heraus aus der Nische, bei der breiten Bevölkerung zu etablieren. Im Rahmen dieser Arbeit wird primär der Privatkunde als Endverbraucher betrachtet, da hier die meisten Unbekannten im Hinblick auf die Integration in das Smart Grid existieren z.B. welche Verbraucher kann der Kunde dem Versorger sinnvoll zur Verfügung stellen ohne dabei Abstriche bei der Lebensqualität machen zu müssen oder ab welcher Ersparnis wäre er dazu bereit? Auch haben große Industrieabnehmer ihren Verbrauch an die bestehenden Marktbedingungen angepasst, um aufgrund der daraus resultierenden Einsparungen Wettbewerbsvorteile zu erhalten.

Zu Beginn der Fallstudie werden die vielfältigen Informationen, welche zur Erstellung des Konzeptes nötig waren zusammengetragen. Dabei richtet sich die Tiefe der Informationen danach, welchen Einfluss diese Informationen auf das Konzept haben. Am Ende der Fallstudie wird auf Chancen sowie Grenzen und Probleme (Datenschutz, Sicherheit) dieses komplexen Lösungsansatzes eingegangen. Kern der Fallstudie ist die nachhaltige Energieeffizienz, die es in Zukunft ermöglichen soll, die Gesamteffizienz der Energienetze zu steigern.

5 Motivation

Abb. 1: Entwicklung erneuerbarer Energien in Deutschland

Abb. 2: Systemstabilität der elektrischen Energieversorgung

Abb. 3: Lastprofil mit und ohne Windenergie

Aufgrund neuer technologischer Entwicklungen, gesetzlicher Regelungen, Subventionen und zunehmend steigendem Umweltbewusstsein erfuhr der deutsche Energiemarkt ein starkes Wachstum an erneuerbaren Energien. Hierunter fallen maßgeblich die Errichtung neuer Wind- und Solarparks, die sowohl im großen Stil industriell gebaut werden und vergleichbar mit einem kleinen Kraftwerk sind, aber auch kleinere Anlagen, welche dezentral in privaten Haushalten entstehen. Abbildung 1 zeigt den rasanten Anstieg bei der Erzeugung von regenerativen Energien, welche vor allem durch Biomasse und Windkraftanlagen getrieben wird aber auch Photovoltaik gewinnt ständig an Bedeutung.

Bei dem technologischen Fortschritt nehmen Elektrofahrzeuge eine zentrale Rolle ein. Durch ihre stark steigende Anzahl gewinnen sie zunehmend an Bedeutung und müssen mehr auf ihre Auswirkungen im Energienetz untersucht werden. Dabei werden vor allem die Einsatzmöglichkeiten als Stromspeicher sowie die Ladung außerhalb der Stoßzeiten diskutiert.

Durch die Liberalisierung der Strommärkte im Jahr 1998 veränderte sich die kostenoptimierte Bewirtschaftung der Kraftwerke in eine wertoptimierte Bewirtschaftung und wurde 2004 in eine „Das Kraftwerk als Spark-Spread-Option und Handel aller Commodity-Produkte“ geändert^[1]. Dadurch entstand ein globaler Stromhandel und zur Gewinnmaximierung der Energiekonzerne werden große Strommengen quer über Ländergrenzen hinweg gehandelt, Strom wird da gekauft wo er am günstigsten ist. Dieser günstige Strom muss dann über die Stromnetze zu den Endverbrauchern geleitet werden. Treibende Kraft sind die Stromkunden, welche von den Energiekonzernen günstige Strompreise verlangen. Dabei muss die Stromqualität sowie die Versorgung jederzeit gesichert sein und die normalen Lastschwankungen im Stromnetz müssen ausgeregelt werden. Dazu passt sich die erzeugte Leistung dem aktuellen Verbrauch an. Somit herrscht ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Last, wobei die Erzeuger in Vorausleistung gehen, damit der Strom jederzeit zur Verfügung steht.

Abbildung 3 zeigt exemplarisch den klassischen Energieverbrauch über 2 Tage, dabei wird die Hauptlast von Kernkraftwerken bedient. Da diese sehr träge reagieren und bei konstanter Leistung laufen, muss die Mittellast von Kohle- und Gaskraftwerken bedient werden. Die Spitzenlast, welche hauptsächlich in den Morgenstunden und nur kurzfristig auftritt, wird dabei von Gasturbinen und Pumpspeicherwerken ausgeregelt. Problematisch sind hierbei die systembedingten Verluste, die durch die Ausregelung der Lastschwankungen entstehen. Durch diesen Aufwand entstehen Mehrkosten, welche auf den Verbraucher umgelegt werden. Beispielsweise entsteht bei einem Pumpspeicherkraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 80% und einer Leistung von 1000MW ein Verlust von 200MW. Die Baukosten solcher Kraftwerke betragen ca. 600 Millionen Euro und stellen einen schweren Eingriff in die Natur dar^[2].

Allein der Versorger E.ON plant hierzulande bis 2030 den Anteil an erneuerbaren Energien zu verdreifachen^[3].

Entscheidenden Einfluss auf die zukünftige Entwicklung der Strommärkte und Netze hat jedoch nicht nur der Erzeuger und der Verbraucher, sondern auch der Gesetzgeber. Da dieser durch die Liberalisierung (d.h. Konkurrenzdruck und gesunde Preisentwicklung) nicht nur zur Förderungen der Entwicklung beiträgt, sondern auch mithilfe von Gesetzen direkten Einfluss auf die Netzinfrastruktur hat. So hat er durch die Verabschiedung des Energiewirtschaftsgesetz Anfang 2010 die Einführung der Smart Meter gesetzlich vorgeschrieben.

Im Folgenden wird darauf eingegangen, welche Auswirkungen die genannten Faktoren auf das Stromnetz haben und wie sich diese reduzieren lassen.

6 Grundlagen

Die folgenden Grundlagen dienen zum besseren Verständnis über die Funktionsweise des Stromnetzes und der damit verbundenen Akteure.

6.1 Erneuerbare Energien

Erneuerbare Energien sind meist abhängig von der Sonneneinstrahlung, den bewegten Luftmassen, der Wasserkraft oder der Erdwärme. Diese haben über die Zeit unterschiedliche Angebotscharakteristiken und somit unterscheiden sie sich auch durch die Stromerzeugung erheblich. Welche Auswirkungen diese Technologien auf die Stromerzeugung haben, ist im Zeitverlauf in der Grafik dargestellt. Dabei sind besonders die Variationen im Stundenverlauf interessant. So entsteht bei der Windenergie, insbesondere bei stark böigem Wind, eine starke Variation der Einspeiseleistung. Bei der photovoltaischen Stromerzeugung und schnell wechselnden Wolkenfeldern, z.B. zur Mittagszeit, treten ebenfalls schnell wechselnde Variationen der Einspeiseleistung auf. Betrachtet man hingegen die Stromerzeugung aus Wasserkraft, so gibt es in diesem Zeitbereich kaum Schwankungen. Über das ganze Jahr gesehen treten natürlich trotzdem Schwankungen, z.B. durch Schmelzwasser verursacht, auf. Geothermische Stromerzeugung hat hingegen fast keine Schwankungen. Es bestehen jedoch nur wenige Reserven, welche genügend Energie liefern um solche Variation der Erzeugung bzw. Einspeisung auszugleichen. Besonders in windstillen Regentagen reichen die Energiespeicher nicht aus. Kraftwerke mit fossilen Energieträgern können genutzt werden, um derartige Variationen auszugleichen und an die jeweilige Nachfrage anzupassen. Auch in Zukunft werden Energiequellen, die von Sonne, Wind oder Wasser abhängig sind, Schwankungen in der Einspeiseleitung haben^[4]^[5].

Abb. 4: Beispielhafte Jahres-/Wochengänge für Wind-/Wasser-/Photovoltaischen und Geothermischen Stromerzeugung

6.2 Energienetze allgemein

6.2.1 Allgemeine Beschreibung

Die Aufgabe eines Energienetzes besteht darin, Endverbrauchern elektrische Energie mit hochzuverlässiger Verfügbarkeit bereit zu stellen. Erreicht wird dieses hohe Maß an Sicherheit durch z.B. parallel ausgeführte Hochspannungsnetze. Im Fall einer Störung wird einfach ein anderes Netz mehr belastet. Die Qualität wird an der Versorgungsqualität gemessen, die sich in die Begriffe Spannungsqualität (Spannungs- und Frequenzerhaltung) und Servicequalität (Vertrags-, Abrechnungs- und Störungsmanagement) aufteilt^[6].

6.2.2 Struktur

Nach der Liberalisierung der Strommärkte in den 90er Jahren entstanden in Deutschland neun überregional tätige Verbundunternehmen, mit dem Ziel der Entstehung eines innerdeutschen und intereuropäischen Wettbewerbs. Gemäß dem 1998 neu in Kraft getretenen EnWG sind diese Unternehmen in einer horizontalen Organisationsform aufgebaut bzw. selbständig agierende Tochterunternehmen.

Abb. 5: Verbundunternehmen bzw. Regelzonen a) vor Liberalisierung b) nach Liberalisierung des Strommarktes

Abb. 6: Horizontal Konzernstruktur mit getrennt agierenden Tochtergesellschaften

Durch diese Aufteilung müssen nicht mehr zwingend Stromerzeugung und Versorgungsgebiet zusammenhängen. Der Strompreis wird an Energiebörsen gehandelt und der Strom über fremde Netze gegen Zahlung eines Netznutzungsentgelts transportiert. Die Stromkunden können ihren Lieferanten frei wählen. Zusammenfassend spricht man nur noch von den Regelzonen bzw. Übertragungsnetzbetreibern. Alternativ bietet sich die Vorstellung geschlossener Elektroenergiesysteme an, deren Systemgrenzen für elektrischen Strom und Geldströme durchlässig sind und sich mit der Struktur der Regelzonen decken. Somit ergeben sich Regelzonen die wirtschaftlich und technisch autark sind, aber durch Koppelleitungen bzw. Übergabestellen mit benachbarten Zonen verbunden sind. Die Nutzung dieser Leitungen dient dem Verteilen von Lasten und im großen Stil dem innerdeutschen und intereuropäischen Stromhandel. Dafür sind diese Leitungen aber nicht ausgelegt worden. Es entstehen daher Netzengpässe, die sich in Überschreitungen der Übertragungskapazität einer oder mehrerer Leitungen manifestieren. Des Weiteren ist der Verbrauch von elektrischer Energie nicht immer gleich. Er unterliegt unterschiedlichen Schwankungen, die z.B. abhängig von Tages oder Jahreszeit sind.

Abb. 7: Tagesbelastungskurven höchster und niedrigster Spitzenlast

Abb. 8: gestückelte Strombeschaffung von verschiedenen Lieferanten zur Deckung des prognostizierten Bedarfs

Zunehmend spielt nicht nur das Verbraucherverhalten auf der Lastseite eine Rolle, welches durch Trends wie Elektroautos neue Dimensionen erreichen wird, sondern auch erneuerbare Energien (Solarenergie, Windenergie, Wellenenergie), die mit teils stark schwankender Leistung in das Netz einspeisen^[7].

6.2.3 Elektrischer Aufbau der Elektroenergiesysteme

Abb. 9: Vereinfachte Darstellung der Stromversorgung und -verteilung

Die Elektroenergiesysteme umfassen die Gesamtheit von Erzeugung, Übertragung und Verteilung elektrischer Energie. Eine große Vielfalt an Systemkomponenten, die auf unterschiedlichster Art zusammenwirken, haben eine logische Basis, welche das Zusammenwirken ermöglicht. Die Erzeugung des Stroms findet im Parallelbetrieb untereinander und miteinander arbeitender Kraftwerke statt, welche die elektrische Energie im Netz erzeugen und bereitstellen. Aufgrund der unterschiedlich hohen Kraftwerks- und Verbraucherleistungen sind die Netze unterschiedlich ausgebaut. Alle Energiegeneratoren eines Verbundsystems sind über eine virtuelle mechanische Welle – die Hochspannungsübertragungsleitungen – elastisch miteinander gekoppelt und drehen sich synchron mit der gleichen Drehzahl. Die rotierenden Massen der Generatoren stellen gekoppelte Speicher kinetischer Energie dar, um bei Laststößen oder Ausfall von Kraftwerken Schwingungen und damit erhebliche Stabilitätsabweichungen ausgleichen zu können. Der Transport der Energie läuft über verschiedene Spannungsebenen entsprechend der Entfernungen und Übertragungskapazitäten^[8].

6.2.4 Frequenz und Spannungsreglung

Die zuvor genannten Verbrauchsschwankungen erfordern eine Regelung der Frequenz und Spannung um eine gleich bleibende Qualität zu garantieren. Da sich elektrische Energie in dieser Größenordung nicht speichern lässt, muss in jedem Augenblick der vom Verbraucher geforderten Verbrauchsleistung eine gleich große Erzeugerleistung gegenüberstehen. Zitat: S.35 Elektroenergiesysteme „An dieser Stelle sei betont, daß nicht die Versorgungsunternehmen Strom in beliebiger Menge zum Verbrauch anbieten, sondern die Verbraucher durch Ein- und Ausschalten ihrer Lasten eine bestimmte Leistung anfordern. Die Erzeugung „hinkt“ dieser Forderung lediglich hinterher und bemüht sich nach Kräften, durch ständige Wahrung der Wirk- und Blindleistungsbalance in Echtzeit die Sollwerte für Spannung und Frequenz einzuhalten.“

Der Ausgleich dieser Schwankungen wird mit verschieden arbeitenden Kraftwerksarten gelöst, die technisch bedingt schneller oder langsamer reagieren können. Es wird in folgende unterschieden:

Sekundenreserve (Ausschöpfen der Regelbandbreite der Primärregelung, Abschalten von Speicherpumpen, vertraglich vereinbarter Lastabwurf),

Minutenreserve (Speicherkraftwerke, Schwallbetrieb von Laufwasserkraftwerken, Gasturbinen, Teillaststeigerung thermischer Kraftwerke bis zum Volllastbetrieb),

Stundenreserve (Anfahren zusätzlicher thermischer Kraftwerke),

Tagesreserve (Inbetriebnahme konservierter Kraftwerke)^[9].

6.2.5 Netzleittechnik

Die eigentliche Steuerung ist in mehrere Netzleitstellen aufgeteilt, welche auf verschiedenen Hierarchieebenen agieren. Die vorrangige Aufgabe einer Netzleitstelle ist das Führen, der ihr zugeordneten Netze, mit dem Ziel der kostengünstigen Beschaffung und Bereitstellung elektrischer Energie bei Wahrung einer konstanten Frequenz und einer näherungsweise gleichen Spannung in allen Netzknoten. Hierfür verfügt die Netzleitstelle über bestimmte Funktionen zur Steuerung der Prozesse^[10].

Abb. 10: Formale hierarchische Pyramidenstruktur der Netzleittechnik einer Regelzone

Abb. 11: Warte eines Transport- bzw. Übertragungsnetzbetreibers (EnBW)

6.2.6 Definition Smart Grid

Das Smart Grid beschreibt die Vision des intelligenten Stromnetzes. Alle Akteure im Strommarkt, von der Erzeugung, Speicherung, über das Netzmanagement bis zum Verbrauch, werden unter dem Begriff des Smart Grids zusammengefasst. Hauptziel des Smart Grids ist, neben Sicherstellung der Energieversorgung, stets nur soviel Strom zu erzeugen wie auch benötigt wird. Dies kann lediglich durch eine kommunikative Verknüpfung aller Teilnehmer erfolgen. Erhobene Verbrauchsdaten werden gespeichert und ausgewertet. Dabei sollen Stromnetze entstehen, die mittels zeitnaher, bidirektionaler Kommunikation und intelligentem Management zwischen den Teilnehmern (Netzkomponenten, Erzeugern, Speichern und Verbrauchern), die zukünftigen Anforderungen unterstützen. Die Ursache für eine systematische Optimierung des Energiesystems ist die steigende Nachfrage an Energie. Es wird eine jährliche Wachstumsrate von 2,2% erwartet. Damit steigt der Bedarf von 20.300 Terawattstunden heute auf 33.000 Terawattstunden bis 2030. Ebenso ist ein energie- und kosteneffizienter Systembetrieb notwendig. Eine weitere Notwendigkeit ist der Ersatz älterer und veralteter Energieinfrastruktur zur Steigerung der Energieeffizienz^[11]^[12]^[13]^[14].

6.2.7 Virtuelle Kraftwerke

Abb. 12: Virtuelles Kraftwerk

Kleine und dezentrale Energieerzeuger, die oft unbeständige Energiequellen wie Wind und Sonne nutzen, sowie die Liberalisierung des Strommarktes haben eines gemeinsam, sie erhöhen die Anforderungen an den sicheren und wirtschaftlichen Betrieb der Stromnetze. Eine intelligente Lösung ist das virtuelle Kraftwerk. Dabei werden mehrere Kleinanlagen zu einem großen virtuellen Kraftwerksverbund zusammengeschlossen. Die Idee des virtuellen Kraftwerks ist einfach. Es entstehen neue Anbieter mit kleinen, verteilten, zu einem virtuellen Verbund zusammen geschalteten, Anlagen. Um neue Vermarktungswege für den Strom zu erschließen werden diese von einer zentralen Leitwarte aus gesteuert. In einem solchen Verbund kann man die verschiedensten Erzeuger wie Windenergieanlagen, Blockheizkraftwerke, Photovoltaikanlagen, Kleinwasserkraftwerke und Biogasanlagen, jedoch auch große Stromverbraucher wie z. B. Aluminiumschmelzen oder große Prozesswasserpumpen zu einem Anbieter zusammenschließen. Dabei treten die kleinen Kraftwerke nach außen wie ein großes auf, wodurch eine wesentliche Voraussetzung für neue Vermarktungsformen geschaffen ist. Durch diesen Verbund sind die einzelnen Kraftwerke in der Lage, ihre Kapazitäten über die Energiehändler an der Strombörse oder als Reserve für die Ausregelung der Lastschwankungen für die Netzbetreiber zu vermarkten. Die Steuerung erfolgt im Hintergrund über Kommunikationstechniken, welche für die sichere Verbindung zwischen der Steuerzentrale und den Kraftwerken sorgen. Einheitliche Standards für die Kommunikation mit dezentralen Kraftwerken gibt es derzeit noch nicht, jedoch sind diese genormten Schnittstellen und Protokolle ein wesentlicher Bestandteil des Smart Grid und müssen in naher Zukunft definiert werden. Dadurch, dass der Netzbetreiber das Stromnetz auch bei Schwankungen von Verbrauch oder Stromerzeugung in einem stabilen Gleichgewicht halten muss, gibt es Geschäftsmodelle für virtuelle Kraftwerke, die bereits attraktive Gewinne versprechen. In solch einem Modell kann der Betreiber des virtuellen Kraftwerks als Verkäufer von Reserveleistung einsteigen und eine bestimmte Kapazität als Minutenreserve zur Verfügung stellen. Bei Bedarf ruft der Käufer die vereinbarte Leistung gegen eine Gebühr ab. Der Verkäufer fährt dann, je nach Vertrag, innerhalb der vereinbarten Zeit die Stromgeneratoren hoch oder herunter, um die Netzfrequenz bei 50Hz zu stabilisieren. Einen zusätzlichen Gewinn von mehreren hunderttausend Euro pro Jahr kann z.B. ein Energiehändler mit einem virtuellen Kraftwerk erzielen, wenn er weniger für Ausgleichsenergie an den Netzbetreiber bezahlen muss. Das muss er immer dann, wenn er weniger oder mehr Strom in das Netz einspeist, als zuvor im Fahrplan festgelegt wurde. Wichtige Voraussetzung ist, dass die vom Stromerzeuger im Fahrplan zugesagte Stromeinspeisung möglichst genau eingehalten wird. Dies ist die Aufgabe eines Energiemanagementsystems wie DEMS. Auch ist das kurzzeitige zentrale Abschalten großer Verbraucher, wie etwa Aluminiumschmelzen, eine interessante Alternative zur Einhaltung der festgelegten Werte. Lohnenswert ist auch der Stromverkauf an der europäischen Strombörse EEX in Leipzig, sofern die Kosten für die Produktion einer Megawattstunde unter den aktuellen Börsenpreisen liegen. Der Fall eines Stadtwerks im Ruhrgebiet zeigt, dass virtuelle Kraftwerke auch anders eingesetzt werden können. Um die Energieversorgung eines neuen Wohngebietes sicherzustellen, hätten die Stromleitungen mit hohen Investitionen verstärkt werden müssen. Statt neuer Leitungen wurden für die Stromversorgung in dem Stadtteil dezentrale, gasbetriebene Mini-Blockheizkraftwerke installiert und zu einem virtuellen Kraftwerk zusammengeschlossen, welches Strom und Heizenergie liefert. Die Investitionen in Millionenhöhe konnten so um einige Jahre aufgeschoben werden. Auch in anderen Bereichen gibt es Chancen für virtuelle Kraftwerke, so kann man z.B. Notstromaggregate in Krankenhäusern und der Industrie mit Kraftwerken zusammenschalten oder etwa die großen Batteriespeicher in den Kommunikationszentren für Telefon und Internet als Leistungsreserve bzw. -senke nutzen. Darüber hinaus bieten virtuelle Kraftwerke sogar noch einen gesamtwirtschaftlichen Vorteil. Der Nutzen eines virtuellen Kraftwerkverbunds geht weit über die heutigen Einsatzzwecke hinaus. Die bekannten Reserven der Weltkupfervorräte z.B., reichen nur noch 32 Jahre^[15]^[16].

Werden die Infrastrukturen etwa von Indien und China weiter so ausgebaut, dass sie das Niveau und den Kupferverbrauch der Industrieländer erreichen, ist mit Engpässen und Preissteigerungen für diesen knappen Rohstoff zu rechnen. Würden die Schwellenländer jedoch beim Ausbau ihrer Stromproduktion auf intelligente Netztechnik und virtuelle Kraftwerke setzen, welche den Strom dort produzieren, wo er auch verbraucht wird, d.h. dezentral, müssten auch weniger Stromleitungen für den Transport verbaut werden und die knappe Ressource Kupfer wäre länger verfügbar^[17].

6.2.8 Teilnehmer

Abb. 13: Teilnehmer

Abb. 14: Marktrollenmodell Messwesen

Die Teilnehmer bzw. Akteure innerhalb eines Smart Grid unterscheiden sich wie folgt:

Stromerzeuger: Unternehmen die mit unterschiedlichen Technologien Strom erzeugen und diesen in das Stromnetz einspeisen. Hierzu zählen z.B. Atom-, Kohle-, Gas- oder Wasserkraftwerke, sowie Technologien mit erneuerbaren Energien wie bspw. Wind-, Biogas und Solarkraftwerke aber auch die Pumpspeicherkraftwerke und viele andere Stromerzeugungsarten. Der Stromerzeuger betreibt alle Kraftwerke und ist Stromerzeuger der Regelzone.

Netzbetreiber: Die Netzbetreiber können in 2 Gruppen unterteilt werden.
- Übertragungsnetzbetreiber betreiben die Höchstspannungsnetze (220 kV- und 380 kV Transportnetze) welche über Fernleitungen zum nationalen Verbundnetz zusammengeschlossen sind. Dieser pflegt und koordiniert die Höchstspannungsnetze mit den anderen Regelzonen und ermöglicht die Durchleitung von Strom, welcher außerhalb der eigenen Regelzone erzeugt wurde.
- Verteilnetzbetreiber sind meist lokale Netzbetreiber die den Strom direkt zum Endkunden liefern.

Stromanbieter: Energieversorgungsunternehmen die den Strom bei einem Endkunden oder Abnehmer vertreiben. Diese sind die Vertragspartner der Endkunden und übernehmen die Zählung des Stromverbrauchs und das Inkasso. Auch vertreiben diese Unternehmen in großen Mengen eingekaufte Energie an Sondervertragskunden (bspw. Industrie) und an Tarifkunden.

Kunde: Privat- wie auch Industriekunde, die den Strom von den Anbietern beziehen und verbrauchen.

Stromhandel: Kauft und verkauft über bestimmte Zeiträume zu liefernde Energiemengen und befasst sich mit der Beschaffung von Strom über Netzgrenzen und Regelzonen hinweg^[18].

Strombörse: ein Marktplatz auf dem erzeugte und zu erzeugende Energiemengen gehandelt werden. Hier werden von Einspeisern und Lieferanten lokale Angebote platziert, die von Stromanbietern und Energieversorgungsunternehmen gekauft werden.

E-Energy-Marktplätze: Ähneln einer Strombörse, hier werden jedoch die dezentralen Einspeiser, wie z.B. private Windenergieanlagen, eingebunden. Diese platzieren ihre lokalen Angebote als Lieferanten oder es werden flexible Kaufangebote unterbreitet. Aggregatoren sammeln diese Angebote am Marktplatz und kumulieren die Kleinenergiemengen zu großen Paketen zur besseren energiewirtschaftlichen Vermarktung und verkaufen diese z.B. an der Strombörse oder anderen Energiemarktplätzen^[19].

6.3 Smart Meter

6.3.1 Definition Smart Meter

Abb. 15: Smart Meter Aufbau

Abb. 16: Smart Meter Aufbau

Beim Smart Metering handelt es sich um eine Technik bei der automatisiert Zählerstände und aktuelle Verbräuche vom Energiezähler beim Kunden ermittelt und an Energielieferanten übertragen werden können. Das Smart Meter ist ein Bestandteil des Smart Grids. Auf Grundlage des EnWG ist seit 1. Januar 2010 der Einbau so genannter "Smart Metering" Zähler für Neubauten und grundsanierte Gebäude vorgeschrieben^[20]. Durch erfassen dieser Daten soll es den Stromanbietern möglich sein, Verbräuche besser zu analysieren und Tarife danach zu gestalten. Außerdem ist angedacht, dass die Analyse der Daten dem Anbieter die Möglichkeit gibt, eine bessere Auslastung der Versorgungsnetze zu erreichen. Ein Smart Meter ist ein intelligenter Zähler für Strom, Gas und Wasser. Üblicherweise werden damit oft elektrische Stromzähler in Verbindung gebracht. Es lassen sich jedoch auch Gas-, Wasser- und Wärmezähler über einen speziellen Bus, den "M-Bus", an den Smart Meter anschließen. Die bekannten Drehscheiben-Stromzähler (Ferraris-Zähler) werden allmählich dabei durch Smart Meter ersetzt.

Ziel ist es, dem Kunden die Möglichkeit zu geben, sich jeder Zeit in Echtzeit über den eigenen Energieverbrauch zu informieren. Sobald der Zähler im Stromnetz installiert ist, meldet er sich bei einem Konzentrator an, von welchem die Verbrauchsdaten verdichtet zur Verfügung gestellt werden können. Über eine Zweiwege-Kommunikation, entweder direkt über das 400 V Stromnetz oder über eine andere Form z.B. den DSL-Anschluss des Kunden, leitet der Konzentrator alle Daten an einen Server beim Netzbetreiber weiter. Durch diesen einfachen Aufbau sind Installationsfehler praktisch ausgeschlossen. Ist der Zähler am Netz installiert, geschieht der Rest automatisch. Ist ein Zähler falsch angeschlossen oder defekt, bemerkt das System das Fehlen des Zählers und kann damit beim Betreiber einen Fehler melden^[21].

Mit den auf dem Server gesammelten Daten kann der Netzbetreiber die Ableseprozesse sowie die Zu- und Abschaltaktionen steuern. Die Vorteile des neuen Systems liegen im automatischen Datenauslesen z.B. über das 400 V Stromnetz oder über einen vorhandenen DSL-Anschluss. Dank dieser ständigen Kommunikation ist eine periodische Zählerablesung vor Ort nicht mehr nötig. Vom Betreiber aus wäre auch eine Abschaltvorrichtung für Inkasso denkbar. Grundsätzlich lassen sich so die Zähler beliebig oft auslesen um die Kunden über ihren aktuellen Verbrauch zu informieren. Jeder Kunde kann auf den Cent genau abgerechnet werden. Der Kunde erhält Transparenz über plötzliche Verbrauchsänderungen, Monatsverbrauchsdaten bis hin zum Tageslastverlauf. Über die Energieversorger kann der Kunde dann z.B. online oder direkt auf dem Smart Meter bzw. dessen Komponenten eine Visualisierung seines Verbrauches abfragen. Außerdem soll dem Kunden ein Anreiz geschaffen werden z.B. Verbrauchsverlagerung von großen Energieverbrauchern aktiv durch Nutzung neuer Tarifmodelle zu planen und damit indirekt das Energienetz zu entlasten. Denkbar wäre das Abbilden von komplexen Tarifen für das Netz- und Energiegeschäft. Das Energiewirtschaftsgesetz besagt hierzu: "Energieversorgungsunternehmen haben, soweit technisch machbar und wirtschaftlich zumutbar, spätestens bis zum 30. Dezember 2010 für Letztverbraucher von Elektrizität einen Tarif anzubieten, der einen Anreiz zu Energieeinsparung oder Steuerung des Energieverbrauchs setzt. Tarife im Sinne von Satz 1 sind insbesondere lastvariable oder tageszeitabhängige Tarife^[22]. Der Versorger wiederum kann die Daten der Smart Meter zur Überwachung der Netzqualität oder zur Netzplanung nutzen. Da die Messdaten beliebig häufig ausgelesen werden können, kann der Netzbetreiber auch Lastgänge in seinem Netz messen (z.B. ¼ h-Werte von Wirk- und Blindenergie) ^[23] sowie die Qualitätskontrolle von Spannung, Strom und Frequenz seines Netzes direkt am Kunden durchführen. Die Prognosegenauigkeit für den Netzbetrieb, Beschaffung und Vertrieb für das Energiegeschäft nimmt zu. Das hilft die Kosten zu senken. Gerade bei Industrie und Großkunden ist die Kenntnis der Kundenbedürfnisse für individuelle Angebote wichtig^[24].

6.3.2 Marktanalyse, aktuelle Verbreitung Smart Meter

Per 01. Januar 2010 ist der Einbau von Smart Metern Pflicht bei Neubau oder Sanierung von Wohnungen, soweit dies technisch machbar und wirtschaftlich zumutbar ist. Ausgehend von einer Erhebung des BMVBS (Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung), in welcher ein jährlicher Zuwachs von ca. 140.000 Wohnungen pro Jahr ausgewiesen wird, lässt sich der aktuelle wie auch zukünftige Bedarf an intelligenten Strommessgeräten ableiten. Bei einer Grundgesamtheit von 40,1 Mio. Wohnungen in Deutschland im Jahr 2008 ist für das Jahr 2020 mit einem Bedarf an Smart Metern für ca. 42 Mio. Wohnungen auszugehen.

2 Jahre nach Inkrafttreten des Gesetzes beschränkt sich der Einsatz von Smart Metern hauptsächlich auf Pilotprojekte, wobei es sich in Deutschland primär um das Forschungs- und Entwicklungsprojekt "eTelligence", welches als Gewinner aus dem Technologiewettbewerbs "E-Energy" des BMWi hervorgegangen ist, handelt^[25].

Mit einem Budget von 140 Mio. Euro soll über einen Projektzeitraum von 4 Jahren, welcher sich in die Phasen Entwicklung, Feldtest und Auswertung gliedert, Daten und Erfahrungen gesammelt werden, welche letztendlich Aufschluss über Akzeptanz, Nutzen und zukünftige Verbreitungsmöglichkeiten geben. Ziel des Programms ist eine umfassende digitale Vernetzung und Optimierung des Energieversorgungssystems durch den Einsatz moderner Informations- und Kommunikationstechnologien. So wird es möglich, die vorhandene Versorgungsstruktur besser zu nutzen, erneuerbare Energien auszubauen und CO2-Emissionen zu reduzieren^[26].

Die ausgewählten Modellregionen decken ein repräsentatives Spektrum der Schwerpunkte des Förderprogramms ab. Einerseits werden unterschiedliche regionale Herausforderungen angegangen, indem ganz verschiedene E-Energy-Lösungen, angefangen bei einem ländlich, touristischen Versorgungsgebiet bis hin zum Städteverbund, untersucht werden. Andererseits lassen sich verschiedene technische Lösungsansätze verfolgen. Ein weiterer Schwerpunkt bei den Praxisbeispielen betrifft die Bereitstellung von Echtzeitinformationen über den aktuellen Verbrauch sowie über Preise und Tarife. Ebenso ist die Entwicklung technischer Lösungen für eine ganzheitliche IT-Architektur von der Erzeugung bis zum Verbrauch vorgesehen. Dadurch wird künftig ein effizientes Energiemanagement auch für dezentrale Einspeiser möglich sein. Die Lösungen besitzen Modellcharakter, sie sollen die Anwendung neuer intelligenter Technologie beschleunigen und sie für die breiten Bevölkerungsschichten nutzbar machen. Es werden Anreize geliefert, um die erforderlichen Produkte, Verfahren und Dienstleistungen der Informations- und Kommunikationstechnologie (IKT) beschleunigt zu entwickeln und anzuwenden. Dadurch soll die IKT- und Energiewirtschaft angespornt werden, gemeinsam Ziele und Aufgaben festzulegen und in disziplin- und branchenübergreifenden Kooperationsprojekten Beispiellösungen für fortschrittliche Energiesysteme zu schaffen. In den Projekten sollten diese so überzeugend sein, dass sie in großem Umfang Nachahmungseffekte und Folgeinvestitionen nach sich ziehen^[27].

Zu den geförderten Modellregionen gehören:^[28]

eTelligence – Intelligenz für Energie, Märkte und Netze, Modellregion Cuxhaven

Schwerpunkt: Gewerbliche und kommunale Großverbraucher nehmen den Strom gezielt dann ab, wenn er von Windturbinen produziert wird. Die Abnehmer dienen so als Puffer und entlasten die Netze.

Akteure: EWE AG, OFFIS, energy & meteo systems GmbH, BTC AG, Fraunhofer-Verbund Energie (AST und ISE), Öko-Institut, u. a.^[29]

E-DeMa – Entwicklung und Demonstration dezentral vernetzter Energiesysteme hin zum E-Energy Marktplatz der Zukunft, Modellregion Rhein-Ruhr

Schwerpunkt: Installation von 20 Mikro-Blockheizkraftwerken, welche bei Bedarf als dezentrale Kleinerzeuger zugeschaltet werden. Feldtest eines Strommarktes in welchem der Kunde gleichzeitig zum Produzenten und zum Konsumenten (Prosumer) wird.

Akteure: RWE Rheinland Westfalen Netz AG, Siemens AG, FH&TU Dortmund, Miele & Cie. KG, Stadtwerke Krefeld AG, Prosyst Software GmbH, u.a.^[30]

MeRegio – Minimum Emission Region, Modellregion Baden-Württemberg

Schwerpunkt: Minimum an Emissionen. Ein Feldversuch mit fast 1.000 Kunden vollzieht den Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch schon in der kleinsten Zelle - dem Haus oder dem Gewerbebetrieb.

Akteure: EnBW Energie Baden-Württemberg AG, ABB AG, IBM Deutschland GmbH, SAP AG, Systemplan GmbH, Karlsruhe Institute of Technology (KIT), u.a.^[31]

Modellstadt Mannheim – Modellstadt Mannheim in der Metropolregion Rhein-Neckar, Modellregion Rhein-Neckar

Schwerpunkt: 200 Stromkunden testen die Energieversorgung der Zukunft, d.h. über so genannte Energiebutler den Verbrauch gezielt steuern und dabei sparen.

Akteure: MVV Energie AG, DREWAG-Stadtwerke Dresden GmbH, IBM Deutschland GmbH, Power PLUS Communications AG, Papendorf Software Engineering GmbH, Universität Duisburg-Essen, Fraunhofer IWES, ifeu Heidelberg GmbH, IZES GmbH, u.a.^[32]

RegModHarz – Regenerative Modellregion Harz

Schwerpunkt: Einsatz eines Solar- und Windprognosesystems, welches eine große Anzahl von dezentralen Erzeugern sowie ein Pumpspeicherwerk optimal mit den Verbrauchern abstimmt.

Akteure: RegenerativKraftwerk Harz GmbH & Co KG, E.on Avacon AG, Siemens AG, in.power GmbH, Fraunhofer IWES, 50Hertz Transmission, vier regionale Stadtwerke, Cube Engineering GmbH, Fraunhofer IFF, IEE-RE (Universität Kassel), OvG-Uni Magdeburg, u.a.^[33]

Smart Watts – Mit dem Internet der Energie und der „intelligenten Kilowattstunde“ zu mehr Effizienz und Verbrauchernutzen

Schwerpunkt: Beispiel für die Beteiligung kommunaler Versorgungsunternehmen. Mit Hilfe intelligenter Stromzähler erhalten ca. 500 Verbraucher Auskunft darüber, aus welchen Quellen ihr Strom stammt und was er jeweils kostet. Der Stromverbraucher kann so die für ihn optimale Wahl treffen.

Akteure: utilicount GmbH & Co. KG, Forschungs-institut für Rationalisierung (FIR) an der RWTH Aachen, Kellendonk Elektronik GmbH, PSI Büsing & Buchwald GmbH, Soptim AG, Stadtwerke Aachen AG, u.a.^[34]

Dabei sind folgende Meilensteine gesetzt:

Phase 1: Spezifikation und Entwicklung der Konzepte sowie Hardware- und Software-Komponenten.
Phase 2: Demonstration der eTelligence-Lösungsansätze im Feldtest. Sammeln von Feldtesterfahrung.
Phase 3: Auswertung des Feldtests. Analyse des Nutzens und Bewertung der Lösungsansätze.

Im Vergleich zu anderen europäischen Ländern ist die Verbreitung von Smart Metern in Deutschland derzeit sehr gering. Zum Vergleich: in Deutschland stehen wenige 100 - 10.000 Zähler aus Pilotprojekten ungefähr 30 Millionen Zählern in Italien gegenüber, welche mit dem Hintergrund eingeführt wurden, den Stromdiebstahl einzudämmen und die Zahlungsmoral zu verbessern.

Folgt man den Aussagen der Bundesnetzagentur in ihrem jüngsten Evaluationsbericht, dann ist in naher Zukunft mit einer flächendeckenden Markteinführung zu rechnen, dabei gibt man sich mit einer Abdeckung von 60% zufrieden. Jedoch sieht die Realität anders aus und der Markt der Smart Meter steckt noch immer in den Startlöchern. In Deutschland bieten gerade einmal 40 der etwa 800 Energieversorger Smart Meter zusammen mit entsprechenden Produkten an, z.B. einem günstigen Wochenendtarif. Viele der großen Lieferanten beobachten interessiert die Entwicklung, warten jedoch erstmal ab und verweisen auf wenig reizvolle Schwachlasttarife mit für Kunden unattraktiven Tarifzeiten^[35].

Abb. 17: Bekanntheit Smart Meter

Einer Forsa-Umfrage (Mrz 2010) im Auftrag des vzbv ist zu entnehmen, dass der Begriff "Smart Meter" bei über 90% der Befragten unbekannt ist. Ist der Begriff "Smart Meter" bekannt, können nur die Hälfte der Befragten ihn dem digitalen Stromzähler zuordnen. Dabei gehen die Assoziationen von dem Auto Smart, über Längenangaben bis zu Messgeräten. Die grundsätzliche Akzeptanz digitaler Stromzähler ist weitgehend unabhängig von soziodemografischen Merkmalen, relevanter ist jedoch das Interesse für Technik. So ist der Anteil derjenigen, die der Nutzung digitaler Zähler skeptisch gegenüberstehen, unter den Internetnutzern deutlich geringer als unter den Befragten ohne Internetnutzung^[36].

Den meist genannten Vorteil von Smart Metern sehen die Befragten darin, eine bessere Kontrolle und Übersicht über den eigenen Stromverbrauch zu erhalten. Am zweithäufigsten wird die Möglichkeit genannt, verbrauchsintensive Geräte bzw. Verhaltenweise zu identifizieren und so Einsparungen zu erzielen. Bei den Nachteilen werden am häufigsten Bedenken hinsichtlich des Schutzes persönlicher Daten genannt. Der am zweithäufigsten genannte Nachteil sind zusätzliche Kosten.

Gründe für diese geringe Bekanntheit und damit einhergehend der schwachen Dynamik, liegen hauptsächlich in den gesetzlichen Rahmenbedingungen. So sind Energieversorger z.B. verpflichtet für Kunden mit einem Stromverbrauch von bis zu 100.000 KWh pro Jahr Strom nach dem Standardlastprofilverfahren zu beschaffen und abzurechnen, was für die Lieferanten jedoch keine Kosten- oder Beschaffungsvorteile darstellt. Auch verhindert z.B. das Eichgesetz, dass die Verbrauchskosten von variablen Tarifen kostengünstig in einer Datenzentrale berechnet werden. Stattdessen müssen die Zähler mehrere Tarifregister vorweisen, die aufwändig geeicht und parametriert werden müssen^[37].

Auf Kundenseite liegt die schwache Nachfrage hauptsächlich an den hohen Preisen für die Beschaffung der Energieprodukte, die z.B. ein Feedback-System mit Wohnungsdisplay oder Internetportal enthalten. Im "Praxisvergleich Smart-Metering-Produkte 2011" wurden 60 Produkte verglichen und es zeigte sich, dass die Preise stark variieren. So kostet z.B. ein variabler Tarif mit Feedback-System im Durchschnitt rund 1.880 Euro für einen 2-Jahresvertrag inkl. Einmalzahlung bei einem Verbrauch von 3.400 kWh pro Jahr. Das günstigste Angebot in dieser Klasse gab es für ca. 1.600 Euro, das teuerste für 2.250 Euro. Als Einsparung durch Lastverteilung in dem 2-Jahreszeitraum werden ca. 100 Euro kalkuliert. Allerdings sind viele der Angebote nicht bundesweit verfügbar, da in dem jeweiligen Versorgungsgebiet hauptsächlich der angestammte Lieferant diese Produkte anbietet, dieses wiederum wirkt sich negativ auf den Wettbewerb aus^[38].

Ein weiterer Grund für das geringe Kundeninteresse findet sich in den intransparenten und damit abschreckenden Gebührenstrukturen. So ist es für Kunden ohne detaillierte Kenntnis ihres Verbrauchsverhaltens nicht möglich einzuschätzen, ob ein Tarif mit z.B. vier Preisstufen und einer Preisspreizung von 17,85 Cent für sie wirklich vorteilhaft ist.

Einen anderen Weg geht daher z.B. ein Anbieter aus Frankfurt a. M., welcher eine Zusatzoption für 2,49 Euro anbietet. In dieser Option gibt es nur 3 Preisstufen und der Kunde kann mit einer durchschnittlichen Ersparnis von 1 - 2 Cent pro KWh rechnen. Eine Smart-Phone-Applikation und ein Internetportal gibt es inklusive. Jedoch hat eine Kundenbefragung gezeigt, dass gerade die Einmalgebühr auf Haushalte abschreckend wirkt, was bei der Mainova AG dazu führte, statt der Installations- eine Deinstallationsgebühr zu erheben, falls der Kunde frühzeitig aus dem Vertrag austritt.

Abb. 18: Entwicklung Energiekosten

Bis 2022 soll der Austausch von ca. 42 Mio. Strom- und 22 Mio. Gaszählern erfolgen. Aufgrund der starken Steigerung der Energiekosten (siehe Abbildung 18) ist grundsätzlich ein hohes Interesse bei der Bevölkerung vorhanden, jedoch ist derzeit ohne Unterstützung der Industrie, politischen Vorgaben oder entsprechende Anreizmodelle kein flächendeckender Einsatz vom SM-Geräten möglich. Bisherige Modelle wälzen die Kosten für die Beschaffung der Geräte komplett auf den Kunden ab, welcher, durch das geringe Einsparpotential bei den Tarifen und den damit verbundenen Einschränkungen, wenig Interesse zeigt.

Um eine flächendeckende Verbreitung zu erreichen und die Unterstützung der Stromanbieter zu gewinnen, muss bei den Stromanbietern ein wirtschaftliches Interesse geweckt werden.

Für die Netzbetreiber eröffnet das Smart Metering die Möglichkeit, Überschüsse in der Stromproduktion zu vermeiden oder diese gezielter zu verkaufen. Dies gewinnt in Zeiten immer mehr Gewicht, in denen an der Strombörse sogar negative Kaufpreise erzielt werden, in denen Abnehmer dafür Geld bekommen, dass sie Strom verbrauchen, da bei windigem Wetter überschüssiger Strom aus Windkraft zur Verfügung steht^[39].

6.4 Smart Home

Abb. 19: Gebäudeautomatisierung

Abb. 20: Gebäudeautomatisierung

Neben den bekannten Gebäudenetzwerken wie Ethernet und Telefon, gibt es spezielle Hausnetzwerke zur Kontrolle von Licht, Klimatisierung, Heizung und bspw. das Steuern von Jalousien und anderer Strom betriebener Energieverbraucher. Bei privater Gebäudeautomatisierung von Wohnhäusern spielen die speziellen Bedürfnissen seiner Bewohner und der erhöhte Wohnkomfort, die Sicherheit der Bewohner und die Möglichkeit Energie zu sparen eine große Rolle. Mögliche Anwendungen sind hierbei das automatisierte ein und ausschalten von Licht, zeitgesteuerte Jalousien z.B. zur Anwesenheitssimulation bei Abwesenheit oder das Steuern der Gartenbewässerung bis hin zur zeitgesteuerten Pool-Heizung und Pumpen oder Gegensprechanlagen. Bei der Automatisierung von öffentlichen Gebäuden und Industriegebäuden bzw. deren Anlagen stehen die damit erzielbaren Energie- und Personaleinsparungen im Vordergrund. Hier können automatisiert die Beleuchtung von Industrieanlagen oder z.B. große Kompressoren und Klimaanlagen ein- und ausgeschaltet werden. Dabei werden z.B. bei ganzen Häuserfassaden die Außenjalousien gesteuert um Heizkosten zu sparen. Des Weiteren kann durch automatische Fenster die Belüftung geregelt werden. Für ein Gebäude sind zufriedene Nutzer das sehr wichtig. Rein technisch gibt es heute zahlreiche Möglichkeiten um den individuellen Komfort bei hoher Energieeffizienz zu optimieren. Doch ein Zuviel an Technik kann den Nutzer überfordern oder er fühlt sich durch vorprogrammierte Regelungen bevormundet. Er sollte also in die wichtigsten, ihn betreffenden Funktionen der Gebäudetechnik eingreifen können, aber auch wissen was er damit bewirkt. Sein Verhalten kann dabei leicht das Energie- und Komfortkonzept auf den Kopf stellen. Die Funktionsweise der automatisierten Komponenten wird allerdings nicht selten als störend empfunden. Besonders kritisch sind hier beispielsweise Sonnenschutzsteuerungen, die die Position eines jeden Behangs mit komplexen Algorithmen nach der Außentemperatur, dem Sonnenstand und der Solarstrahlung lenken^[40]. Damit verbunden ist dann auch das Problem der Kompatibilität untereinander und der schleppende Austausch von Altgeräten. Zu diesem Thema gibt es bereits weit fassende geförderte Forschungsprojekte und viele wissenschaftliche Beiträge, weshalb hier nicht weiter auf die Gebäudeautomatisierung eingegangen wird. Im Rahmen dieser Arbeit stellt das Smart Home die Kommunikation zum Smart Grid her. Über diese bidirektionale Verbindung von Energietechnik zur Gebäudeautomatisierung lassen sich Schaltbefehle sowie aktuelle Statusinformationen, wie Zustand und aktuelle Leistung der einzelnen Verbraucher, austauschen. Dabei stellt das zuvor erwähnte Smart Meter die Schnittstelle zwischen diesen Systemen dar, die Funktion gleicht der eines Gateway. In welchem Teil der Komponenten die eigentliche Intelligenz steckt wurde nicht festgelegt. Möglich wäre diese als eine Art Dienst auf Seiten des Stromanbieters, durch ein Update des Smart Meter zu einer intelligenten Steuerung oder man belässt die eigentliche Steuerung der Verbraucher in der Steuerung des Smart Home und nutzt nur Schnittstellen über die ein Datenaustausch stattfindet.

6.5 Strompreis

Abb. 21: Zusammensetzung Strompreis

Abb. 22: Durchschnittspreise für Strom am Spotmarkt der EEX

Steuern und Abgaben: 41%^[41]

Der größte Teil des Strompreises entfällt auf Steuern und Abgaben, darunter z.B. die Kosten für Mehrwertsteuer, Konzessionsabgabe, EG- und KWK-Umlage und Stromsteuer.

Netzkosten: 31%^[42]

Die Netznutzungskosten werden für den Transport des Stroms über das öffentliche Stromnetz zum Endverbraucher erhoben, darunter fallen z.B. Kapitalkosten für die Leitungsinvestitionen, Instandhaltungs- und Betriebskosten. Hinzu kommen Kosten für die Bereitstellung und Ablesung von Zählern. Netznutzer sind in der Regel die Stromanbieter, die die Kosten an den Endkunden weitergeben.

Energieerzeugung und Vertrieb: 28%^[43]

Unter die Erzeugungskosten fallen - z.B. beim Energieträgers Rohöl - Beschaffungskosten, Produktionskosten der Raffinerie und ein Gewinnaufschlag. Dabei stellt der Stromanbieter dem Kunden die Energielieferung in Rechnung, also die Kosten für die Stromerzeugung bzw. den Stromeinkauf. Die Strompreisentwicklung ist weitgehend abhängig von Nachfrage und Angebot an den Großhandelsmärkten für Strom. Dabei zahlen Privatkunden deutlich höhere Strombeschaffungskosten als Industriekunden, da ihr Verbrauch im Tagesverlauf starken Schwankungen unterliegt. In diesen Posten ist auch der Gewinn des Energieversorgers eingerechnet. Ablesung, Rechnungserstellung und Verwaltung sind ebenfalls enthalten sowie die Kosten für die ständige Lieferbereitschaft.

Ausschließlich innerhalb dieser 28% hat der Stromanbieter die Möglichkeit durch günstigen Stromeinkauf Gewinne zu erzielen.

Erneuerbare Energien speisen unterschiedlich stark ein, das wirkt sich auch auf den Strompreis aus. So entstehen nicht nur Schwankungen, es können sogar negative Preise entstehen. Solch eine Situation entsteht wenn viel Windenergie eingespeist wird und dem nur wenig Verbraucher gegenüber stehen. Das Problem dabei ist, dass die Grundlastkraftwerke abgestellt werden müssten, was mit erheblichen Kosten verbunden ist. So kann es wirtschaftlicher sein auch mit Verlust Strom einzuspeisen^[44].

6.6 Fazit (Stand Heute)

Abb. 23: Ausbau der erneuerbare Energien in Deutschland

Abb. 24: Block-Kraftwerk der Firma VW

Bisher floss Strom nur in eine Richtung, vom Erzeuger zum Verbraucher. Große Kraftwerke liefern den Strom und die Abnehmer (Privat/Industrie) verbrauchen diesen. Dabei ist die Last nicht immer gleich, Lastschwankungen müssen ausgeglichen werden um die Qualität des Stromes zu gewährleisten. Aufgrund technologischer und ökologischer Ziele z.B. CO2-Reduktion gibt es neue Anforderungen an die Stromversorgung.

Durch den Neubau zahlreicher Kraftwerke für Strom aus erneuerbaren Energien steigt deren Einspeiseleistung. Daraus resultiert ein Überangebot an Strom. Folglich werden ältere nicht lukrative oder nicht ökologische Kraftwerke ihren Betrieb einstellen. Es erfolgt ein schleichender Wandel der Kraftwerkstechnologien. Auch die Kraft-Wärmekopplung gewinnt in kleinen Dimensionen zunehmend an Bedeutung. So entstehen immer mehr Energieerzeugungslösungen für Einfamilienhäuser. Viele dieser neuen Technologien haben im Vergleich zu einem Kraftwerk geringe Leistungen und sind dezentral an verschiedenen Orten verteilt. Das Prinzip Erzeuger -> Verbraucher verschwimmt. Beispielsweise ist das Einfamilienhaus oder ein Bürogebäude eindeutig als Verbraucher zu deklarieren. Durch die Installation einer Solaranlage auf dem Dach sind die gleichen Gebäude auf einmal als Erzeuger und Verbraucher zu deklarieren. Eine klare Definition lässt sich nicht mehr treffen. Falls mehr Strom erzeugt wird als verbraucht wird -> Erzeuger. Bei fehlender Sonneneinstrahlung bleibt die Energieerzeugung aus und das Gebäude verbraucht Energie -> Verbraucher. Durch den Wandel des Konsumenten zum Produzenten verwischen die Grenzen und die Folgen sind eine starke Dezentralisierung der Stromerzeugung. Es entstehen starke dezentrale Einspeiseschwankungen, auf der anderen Seite bestehen die bereits existierenden starken Verbrauchsschwankungen weiterhin. Beide Schwankungen stehen selten im Einklang zueinander und so vervielfältigen sich die Probleme, die bei der Integration in das Smart Grid verringert werden sollten. Zum Erreichen von ökonomischen Zielen entstehen z.B. Windparks und Solarkraftwerke. Diese Einspeisungen lassen sich aber nur schwer planen. Ist z.B. eine Wolke über einem Solarkraftwerk verringert sich schnell die Einspeiseleistung in teils erheblichen Umfang. Ähnlich ist es mit der Windenergie. Eine plötzlich eintretende Windböe erzeugt einen Energieüberschuss, eine plötzliche Windstille führt Netz-seitig zum Ausfall der Windanlage.

Auch tragen die Gewinnmaximierungsabsichten der Kraftwerke ebenfalls nicht zu einer gleichmäßigen Stromeinspeisung in das Netz bei. So wird kein Erzeuger Strom produzieren wollen wenn es sich für ihn nicht rentiert. Ist der Strompreis an der Börse zu niedrig, besteht wirtschaftlich gesehen kein Interesse am Verkauf des Stromes, also der Einspeisung. Es entsteht die Gefahr, dass der Strompreis dann als regelnde Größe dient. Glücklicherweise ist der Strom teurer, wenn er knapp ist und das Erzeugen von Strom lohnt sich dadurch.

Der gehandelte Strom legt auf seinem Weg von der Erzeugung zu dem Verbraucher oftmals weite Strecken zurück. Wie viel Strom sich durch die Netze leiten lässt ist von der ortsgebundenen Infrastruktur sowie der freien Übertragungskapazität abhängig, die der Strom auf seiner Route in Anspruch nimmt. So laufen Übertragungsleitungen teilweise dauerhaft am oberen Limit, um möglichst viel Strom aus Regionen zu beziehen in denen dieser günstig ist. Problematisch dabei ist nur, wenn die Leitung zu 100% ausgelastet ist und sich die Last um 10% erhöht, kann über diese Leitung nicht mehr die Lastspitze ausgeglichen werden, denn dann würde die Leitung zu 110% belastet werden. Der Strom zum Ausgleichen dieser Spitze muss also woanders herkommen. Somit ist das Ausregeln von Lastschwankungen über lange Leitungswege nur bedingt möglich.

Iststand:

Schwankungen im Stromnetz werden über Anpassung der Einspeisung ausgeglichen

Möglichkeit der Speicherung von Wechselstrom in dieser Größenordnung ist sehr kostspielig

langsam steigende Anzahl von Smart Metern in Privathaushalten sowie sog. Smart Homes

Probleme:

starke Schwankungen bei Energieerzeugung und Verbrauch verursachen Aufwand beim Ausregeln

Mehrkosten bei Energielieferanten und Netzbetreibern

Frage der Finanzierung ungeklärt, keine oder nicht ausreichende Anreize

7 Konzept - Lastverteilung durch Ansteuern von Verbrauchern

7.1 Zielsetzung

Ziel ist es, eine Möglichkeit zur Verringerung der Lastschwankungen zu finden. Anschließend soll geprüft werden, welche Auswirkungen dies auf Seiten des Erzeugers und des Verbrauchers hat.

7.2 Konzepterarbeitung

Es gibt zahlreiche unterschiedlichste Gründe warum die Einspeiseleistung und -herkunft sich ständig ändern. Die Erzeuger und Netzbetreiber stecken viel Aufwand und Geld in das Abfangen von Lastschwankungen und das Stromnetz "stabil" zu halten. Dadurch entstehen erhebliche Kosten. Bis jetzt erfolgt nur eine einseitige Reglung auf Seiten des Energieerzeugers im Versorgungsnetz, eine aktive Steuerung der Last gibt es nicht.

Abb. 25: Konzept der Reglung zum Ausgleich der auftretenden Schwankungen

Eine bis jetzt weniger betrachtete Möglichkeit wäre es, den Verbrauch gleichmäßiger zu gestalten. Durch gleichmäßigen Verbrauch würden die Regelungsverluste und der Aufwand verringert und damit Kosten gespart werden. Hierbei müsste die Last der Netze aktiv gesteuert werden. Durch die erfolgten Einsparungen würde sich das System evtl. zum Teil selbst finanzieren. Dem Energieerzeuger oder dem Netzbetreiber würde die Möglichkeit gegeben, Überproduktionen wirtschaftlich zu verwerten, oder bei Netzüberlast gezielt Verbraucher abzuschalten um beim Regeln der Netze helfen und damit erheblich Kosten sparen und der Umwelt weniger Schaden durch unnötig verschwendete Energie zuzufügen. Für einen Kunden steht dabei meist nur der Kostenvorteil im Vordergrund. Dabei ist zu berücksichtigen, ob die untersuchten Anwendungen für den Verbraucher auch sinnvoll sind oder ob sie ihm nicht vertretbare Nachteile bescheren. Der Energieerzeuger will eine möglichst gleichmäßige hohe Auslastung seiner Kraftwerke um Regelverluste zu minimieren. Der Netzbetreiber will sicherstellen, dass sein Netz optimal ausgelastet ist, dabei aber nicht überlastet wird. Daraus ergibt sich ein Konzept zur Steuerung der Last.

Vorteile der „beidseitigen“ Regelung:

Bedarf und Angebot sind in einem Regelkreis zusammengefasst

Die Reglung des Netzes wird optimiert und benötigt kleinere Netzreserven z.B. teure Pumpspeicher

Zusätzliche Regelungsbedingungen können in den Regelkreis übernommen werden (Wind, Sonne, Feiertage)

Neben der lokalen Lastspitze wird auch die Netzlastspitze berücksichtigt

7.3 Umsetzung

7.3.1 Lösungsansätze

Aufbau einer Regelschleife welche eine Überlast feststellt und einzelne Verbraucher schaltet.

Möglichkeiten:

1) Voll automatisierte Steuerung über den Netzbetreiber/Anbieter

Der Kunde stellt Verbraucher dem Anbieter zur Verfügung. Der Anbieter kann diese Ferngesteuert über ein noch zu spezifizierendes Gerät steuern.

Das Smart Meter beim Kunden kann die Last direkt überwachen.

2) Nur Informationen

Über einem Portal erhält der Kunde die Information den Verbraucher zu schalten. Der Kunde schaltet selbst manuell oder automatisiert die entsprechenden Verbraucher anhand von noch zu definierenden Informationen.

Da es für eine Regelschleife nötig ist speziell definierte Lasten zu schalten und gleichzeitig zu überwachen hat sich herausgestellt, dass undefinierte Schaltvorgänge wie in Möglichkeit 2 aufgeführt sind zu undefinierten Schaltvorgängen führen und ein unkalkulierbares Risiko bergen. Ein Kunde würde wahrscheinlich nur den Strompreis als Motivation sehen. Da das bei vielen Kunden ähnlich seine würde, würden viele Kunden ihre Geräte genau dann manuell oder automatisiert schalten lassen, wenn die gewünschte Information als Trigger (hier der Preis) eintritt. Kurz darauf würde die Information wieder zurückgenommen werden müssen, da zu viele Lasten geschaltet haben, das eigentliche Problem würde damit verstärkt werden. Die in Möglichkeit 2 genannten Nachteile, der mangelnden Einflussmöglichkeit und des undefinierten Ein-/ Ausschaltverhaltens kommt hier nur Möglichkeit 1 in Betracht.

7.3.2 Voraussetzungen

Kundenseite

Der Einsatz des Smart Meter ist bereits in den Gesetzen verankert und wird als Standard bei den Kunden/Verbrauchern angenommen. Eine Vielzahl wissenschaftlicher Arbeiten befasst sich mit der Steuerung von Verbrauchern und Automaistation im Industrie- und Privatbereich. Die Smart Metering Technologie stellt die Kommunikation vom Verbraucher/Kunden zum Versorger her und das Heimnetzwerk stellt die Verbindung zu den einzelnen Endgeräten her. Diese Technologien werden miteinander Verbunden um eine Steuerung von "außen" vornehmen zu können. Wie genau diese Verbindung realisiert wird ist nicht Bestandteil dieser Arbeit und wird ebenfalls vorausgesetzt. Des Weiteren wäre ein Standard nötig, der den Smart Meter mit einer Automatisierungsschnittstelle verbindet. Hierbei kann evt. auf vorhandene Entwicklungen wie MBUS zurückgegriffen werden.

Anbieter/Netzbetreiber/Erzeuger Seite

Die Fallstudie behandelt ein kleinen Bereich aus dem großen Bereich Smart Grid. Daher werden die Bereich die nicht direkt das Thema betreffen nicht behandelt. Diese Technologien sind entweder schon vorhanden oder sind in Planung.

7.3.3 Benötigte Informationen

Es soll der Verbraucher direkt vom Erzeuger gesteuert bzw. ein- und ausgeschaltet werden. Auf der Erzeugerseite werden im Wesentlichen alle Informationen benötigt die die Netzeinspeisung betreffen. Dazu gehören: Momentan erzeugte Leistung im Netz, Netzkapazität, Fremdeinspeisung aus anderen Netzen sowie den lokalen Kraftwerken und weitere.... Diese Informationen fließen bereits heute schon in den entsprechenden Netz-Leitwarten zusammen. Auf der Verbraucherseite gibt es das bereits schon erwähnte Smart Meter, das die Summe des Strom der einzelnen Verbraucher eines Kunden messen kann. Die Steuerung der Verbraucher erfolgt teilweise auch zentral in einem Smart Home. Derzeit zählen darunter hauptsächlich Beleuchtungs-, Klima-, Tür-, Verdunklungs- und Sicherheits-Systeme. Endgeräte wie Waschmaschinen, Warmwasser, usw. sind derzeit nur über externe Komponenten steuerbar. Zwischen der Erzeugerseite und der Verbraucherseite gilt es die Informationen und Schaltbefehle "auszutauschen". Betrachtet werden ausschließlich die Information die für die Regelschleife erforderlich sind. Andere Informationen die z.B. den Abrechnungszwecken dienen werden in dieser Arbeit nicht berücksichtigt. Die dargestellten Modelle sind zur besseren Veranschaulichung vereinfacht und beinhalten nicht alle wirtschaftlichen oder technischen Details. Zuerst wird auf die einfache Regelschleife eingegangen. Daraus ergibt sich ein detailliertes Informationsaufkommen, welches für die entsprechenden Veranschaulichungen abstrakt gehalten wird.

Die zuvor als einfach deklarierte Last stellt einen Stromkunden bzw. dessen Verbraucher dar, welcher primär Strom verbraucht. Das hat sich in letzter Zeit jedoch oft geändert. Durch private Windkraftanlagen, Solarzellen auf dem Dach oder einem Blockheizkraftwerk im Keller tritt der Verbraucher auch als Erzeuger auf, der dabei Producer genannt wird. Eine klare Trennung ob es sich um einen Verbraucher oder Erzeuger handelt kann sich also schnell, je nach Sonneneinstrahlung oder anderen Faktoren, ändern. Hinzu kommt die Entstehung von Windparks in dünn besiedelten Regionen, also genau dort wo der Strom nicht unbedingt in dieser Größenordnung benötigt wird. Es entsteht ein verteiltes Netz aus einer Vielzahl einzelner verschiedener Teilnehmer. Dabei spricht man von einer Dezentralisierung der Erzeugung. Diese Dezentralisierung ist durchaus gewollt. Es gibt viele Gründe die dafür sprechen wie z.B. geringere Investitionskosten, kürzere Bauzeiten, lokal - kürzere Wege, bessere effizient im KWK Betrieb usw. Hinzu kommt noch die hohe und steigende Komplexität. Es gibt nicht nur ein Kraftwerk oder einen Verbraucher, sondern viele die sich alle in einem Netz befinden. Auch von den Netzen gibt es viele, die untereinander in einem Länderübergreifenden Verbundnetz gekoppelt sind.

Aus Sicht der großen Energiekonzerne bedeutet das ein Umdenken und eine Anpassung an diesen Wandel. Die Monopolstellung geht schleichend verloren und erfordert von den Energiekonzernen neue Wege. Was momentan noch wie vereinzeltet technologisch hoch innovative Zukunft dargestellt wird, gewinnt aufgrund steigender Zuwachsraten zunehmend an Bedeutung. Bald wird ein Ignorieren der Entwicklungen nicht mehr möglich sein. In einem dezentralen Energienetz ist eine intelligente Steuerung zwingend erforderlich um die Netzstabilität zu gewährleisten. Es bedarf einer Intelligenten Steuerung, also einem so genannten Smart Grid.

Zur Reduzierung der genannten Komplexität wird in dieser Arbeit nur in zwei Gruppen unterschieden, virtuelle Kraftwerke und in virtuelle Lasten, welche wie im Konzept beschrieben gesteuert werden sollen. Obwohl es eine Vielzahl unterschiedlichster Lasten und Kundengruppen gibt, wird an genau einem Kunden und dessen unterschiedlichen Verbrauchern das Konzept erläutert.

Benötigte Daten:

Anschlussleistung des Verbrauchers (Maximalleistung zur Klassifizierung Klein-/Großverbraucher)

Lastprofil (wie viel Leistung und wann wird diese verbraucht)

Spitzenleistung beim Einschalten

Zeitsteuerung (wann kann der Verbraucher eingeschaltet werden)

Anzahl aktiver steuerbarer Lasten

7.3.4 Regelschleife

Abb. 26: Regelkreis mit Smart Meter

Die benötigten Daten der Lasten zu erhalten stellt sich als äußert schwierig dar. Bei technisch recht einfachen Verbrauchern wie einem Kühlschrank lässt sich der Verbrauch und das Profil im Betrieb recht leicht bestimmen, da er immer ähnlich ist. Ob dieser gleich der angegeben Maximalleistung der Herstellerangabe ist bleibt fraglich. Aussagen über das Lastprofil oder Spitzenleistung des Kühlschrank zu treffen wird ohne die entsprechenden Messeinrichtungen nicht möglich sein. Bei komplexeren, weniger gleichmäßigeren Lasten, wie einer Waschmaschine die ja nach eingestelltem Waschprogrammen und unterschiedlicher Wassertemperatur sich anders verhält, wird es kaum noch möglich sein die benötigten Daten anzugeben. Es ist somit eine live Messung erforderlich.

Nach Vorgabe der Sollgröße muss ein Schaltbefehl erfolgen. Die Regelgröße wird dann zurück gemessen, mit dem Sollwert vergleichen und bei Abweichungen die Stellgröße so verändert, bis der Soll- und Istwert übereinstimmen. Genannt wird dieses Prinzip Regelschleife. Alle Komponenten die wir dafür benötigen gibt es bereits, es muss nur eine sinnvolle Kombination und Anpassung durch z.B. eine neue Firmware der Komponenten erfolgen.

Der Netzbetreiber stellt ein Erzeugungsüberschuss fest. Dem Smart Meter wird ein Verbrauch (Sollwert) von 300W vorgegeben, über das Smart Home erfolgt ein Schaltbefehl. Über das Smart Meter wird die Regelgröße zurück gemessen und mit dem Sollwert vergleichen. Der aktuelle Verbrauchswert wird zurück an den Netzbetreiber geschickt. Bei Abweichungen kann dieser weitere Verbraucher ansteuern und gezielt das Lastprofil des Verbrauchers überprüfen. Zu beachten ist das an einem Smart Meter mehrere Verbraucher angeschlossen sind und somit nur eine Differenzmessung erfolgen kann. Der in Zukunft optimale Weg wäre die vollständige Integration der Messung in den Verbraucher.

Da nicht alle Endgeräte sich über ein Smart Home steuern lassen, wären schaltbare Zwischenstecker, ähnlich der einer Funksteckdose mit Fernbedienung, in der Stromleitung zum Verbraucher denkbar. Diese könnten dann vom Smart Meter beispielsweise über ein beim Kunden vorhandenes Hausnetz angesprochen werden.

7.3.5 Schaltbare Verbraucher

Der Stromverbrauch von Industrie, Handel und Gewerbe dient ökonomischen zielen, er ist eng mit der Wertschöpfungskette gekoppelt und darf nicht einfach fehlen. Der Zeitpunkt des Einsatzes bzw. Verbrauchs richtet sich oft nach der Arbeitszeit des Betriebes und den Verbrauchern. In bestimmten Fällen ist es aber nicht unbedingt wichtig wann dieser Verbraucher seine Hauptlast hat. Beispielsweise könnten aus Sicht des Kunden ein Kühlhaus, in Zeiten in den der Strom günstig ist, die Temperatur um ein paar Grad weiter senken als normal und so in extrem teuren Zeiten die Kühlung auf ein Minimum reduzieren. Bei niedrigem Strompreis würde dann auf eine Temperatur gekühlt werden, die ein möglichst langes Abschalten der Kühlung ermöglicht, dabei aber die Kühlware nicht beschädigt. Betrachtet man die Akkuladung eines Gabelstaplers, welcher die ganze Nacht am Netz hängt, aber nur drei Stunden zum Laden benötigt, so könnte dieser ohne Probleme vier Stunden später geladen werden und wäre früh morgens rechtzeitig einsatzbereit. Bei ganzen Fuhrparks von Gabelstaplern in großen Logistikcentern könnten die Stapler auch nacheinander, nicht gleichzeitig zu Dienstschluss geladen werden.

Schaltbare Verbraucher

Industrie

Kühlhäuser / Klimaanlagen;

Temperatur in günstigen Zeiten weiter absenken, während der Lastspitzen Kühlung kurzfristig deaktivieren.

Warmwasser / Heizung;

Ähnlich dem Beispiel der Klimaanlage. In Zeiten in denen der Strom günstig ist, wird das Wasser über den Bedarf erhitzt und kann über einen längeren Zeitraum abkühlen.

IT (eingeschränkt);

Rechenintensive Prozesse wie z. B. Rechnungserstellung oder Fakturierung laufen über Nacht.

Klärwerke

Anpassung der Leistung an den aktuellen Stromkostenpreis.

Pumpspeicher;

Die vorhanden Pumpspeicher sind aus Sicht der Steuerung die idealen Teilnehmer (Last/Erzeuger) da sie für diesen Zweck gebaut wurden.

Prozesswasserpumpen:

Diese stoppen Ihre Förderung kurz während einer Lastspitze.

Galvanisierung;

Anpassung der Leistung an den Preis des Stromes.

Aluminiumschmelzen:

Dieser große Verbraucher reduziert den Verbrauch kurzzeitig während einer Lastspitze.

Außenbeleuchtung (nur bedingt);

Diese lässt sich zwar nicht beliebig ein und ausschalten, jedoch wäre es denkbar die Außenbeleuchtung um 30 Minuten verschoben einzuschalten, also geplant nacheinander.

Gabelstapler;

Elektrische Fahrzeuge verschieben gezielt den Landevorgang, da in den meisten Fällen fast die ganze Nacht dafür zur Verfügung steht.

USV;

In vielen Unternehmen werden teils große batteriebetriebene unterbrechungsfreie Stromversorgung z.B. in Rechenzentren, Telekommunikationsknoten oder Krankenhäusern eingesetzt. Trotz der hohen Investitions- und Wartungskosten werden diese Technologien so gut wie nicht genutzt und kommen nur selten zum Einsatz, sie stehen sich Kaputt. Dieses scheinbar tote Kapital für den Notfall kann wirtschaftlich genutzt werden. So wäre mit einer automatisierten Ansteuerung dieser Erzeuger, z.B. ausgelöst durch eine Spitzenlast, ein Ausgleich der Spitzenlast möglich, welche finanziell vergütet wird. Der Ladevorgang dieser USV wird mit günstigem Strom automatisiert angesteuert. Dabei lässt sich allerdings nicht die volle Kapazität nutzen, da im Fall eines Stromausfall noch genügend Reserven vorhanden sein müssen. Für den Ausgleich einer kurze Spitzenlast von einigen Minuten könnte die Kapazität in den meisten Fällen reichen. Die Funktion ist ähnlich der eines Pumpspeicherkraftwerks. In ferner Zukunft wäre hier auch eine Lösung mit Brennstoffzellen denkbar.

Privat

Waschmaschine;

Diese wartet auf einen günstigen Strompreis und beginnt mit der Wäsche, wenn der gesetzte Strompreis sowie Zeitfenster erreicht wird. Die Waschmaschine läuft wenn Wind- oder Solarenergie gerade Strom produzieren.

Warmwasser;

Warmwassererzeugung beginnt vor dem eigentlichen Verbrauch, z. B. morgens, gegen sieben Uhr wenn der Großteil der Bevölkerung erwacht. In Zeiten in denen der Strom günstig ist, wird das Wasser über den Bedarf erhitzt und kann über einen längeren Zeitraum abkühlen.

Kühlschrank;

Temperatur in günstigen Zeiten weiter absenken, während der Lastspitzen Kühlung kurzfristig deaktivieren. Moderne Kühlschränke können viele Stunden ohne Strom eine niedrige Temperatur halten.

Beleuchtung (nur bedingt);

Entsprechend dem Strompreis z.B. Flurbeleuchtung variabel einschalten, ist der Strom günstig, zwei Minuten leuchten sonst eine Minute oder von 3 Lampen nur 2 einschalten.

Elektroauto;

Ähnlich dem Gabelstapler der Industrie, in kostengünstigen Zeiten Fahrzeug laden. Dabei bedarf es einer Möglichkeit, eine Mindestladung vorzuschreiben um z. B. die Reichweite des Tages zu erfüllen oder eine Sofortladung initiieren zu können, falls das Auto noch gebraucht wird.

Nicht schaltbare Verbraucher

Industrie

Beleuchtung;

Aufgrund Arbeitssicherheit sowie Überwachung keine Möglichkeit der variablen Schaltung außer in Teilbereichen.

IT (eingeschränkt);

Ziel ist es ein Rechenzentrum permanent hoch aus zulasten, damit es wirtschaftlich ist. Ebenfalls ist eine Permanente Verfügbarkeit erforderlich.

S-Bahn;

Innerhalb der Verkehrszeiten und des Regelfahrplans gibt es kaum Spielraum, eine Rücksicht auf das Energienetz wäre nur bedingt möglich. Muss der Zug 5 Minuten länger im Bahnhof stehen und warten bis die Energie bereit ist, wird dies kein Kunde hinnehmen wollen. Sind es aber nur Sekunden, wäre auch hier ein Ansatz gefunden. So könnte man in Zukunft verhindern das zwei Züge gleichzeitig anfahren. Das ideal wäre wenn ein Zug bremst die Energie einspeist, damit der nächste Zug losfahren kann. Solche Steuerungen wären bei einer völlig automatisierten Bahnsteuerung möglich.

Fertigungsstraßen;

Fertigungsstraßen richten sich hauptsächlich nach den Fertigungsprozessen und sind in Betrieb wenn sie auch wirklich benötigt werden. Dabei wird eine möglichst hohe Auslastung angestrebt, Tag wie auch Nacht.

Förderbänder;

Laufen wenn sie für die Produktion benötigt werden und sind daher nicht unabhängig schaltbar.

Privat

Beleuchtung;

Benötigt der Bewohner Licht so muss dies auch gewährleistet sein und nicht erst vier Stunden später zur Verfügung stehen oder ständig ein und aus geschaltet werden.

Fernseher;

Man kann sicherlich um 4 Uhr morgen auch Fernsehen schauen, jedoch liegen die Hauptnutzungszeiten tagsüber und in den Abendstunden. Und spätestens hier wird kein Kunde wollen, dass in einer spannenden Filmszene sich der Fernseher abschaltet nur weil die Energieversorgung überlastet ist.

Waschmaschine;

Nicht jeder Haushalt hat die Möglichkeit, seine Waschmaschine aufgrund der damit verbundenen Lärmentstehung, morgens um 3 Uhr laufen zu lassen, oder mehrere Stunden auf die fertige Wäsche warten zu können.

Staubsauger;

Problematisch ist das der Sauger nicht selbstständig arbeiten kann und einen Benutzer benötigt. So wird es nur wenig Kunden geben die bereit sind zu saugen wenn es gerade günstig ist. Ebenfalls ist der Sauger nicht permanent mit dem Netz verbunden. Anders würde es aussehen wenn der Sauger komplett automatisch läuft.

Private Verbraucher haben meist mehrere kleine Verbraucher die sich unterscheiden, jedoch fast in jedem Haushalt vorkommen. Aber auch hier gibt es Ansatzpunkte. Das Beispiel aus der Industrie mit dem Kühlhaus lässt sich leicht auf den privaten Kühlschrank übertragen und das Beispiel mit dem Elektro-Gabelstapler auf ein Elektroauto. Es ist ersichtlich, dass das Verbrauchsverhalten von Industrie- und Privatkunden in bestimmten Bereichen sehr ähnlich ist. Eine weitere Gemeinsamkeit ist das elektrische Licht. Spätestens hier dürfte klar sein, das niemand auf Licht verzichten will, nur weil das Stromnetz höher als normal belastet ist. Im Umkehrschluss muss es nicht an sein, wenn keiner es benötigt. Ein Teil der Beispiele bringt einen Komfortverlust für den Kunden mit sich, andere wiederum sind so transparent das ein verzögertes Einschalten nicht auffallen würde.

Im Folgenden wird Beispiel Benutzerinterface dargestellt, in dem der Kunde seine Verbraucher eintragen könnte. Dabei handelt es sich um eine Applikation oder Weboberfläche mit dem der Kunde dem Anbieter bestimmten Verbraucher zur Verfügung stellen kann. Für diesen Vorgang ist eine Kommunikation zwischen Anbieter und Verbraucher nötig. Auf Grundlage welcher Technologie diese Kommunikation erfolgt, wird maßgeblich durch die Vernetzung der Smart Meter bestimmt und ist nicht Bestandteil dieser Arbeit.

Abb. 27: Benutzerinterface

Der Kunde hat die Möglichkeit die Verbraucher, die er seinem Anbieter zur Verfügung stellen möchte, zu definieren. Dabei kann er bestimmte Parameter wählen. Beispielweise kann die bevorzugte Stromquelle vorgegeben werden. Dabei sind verschiedenste Modelle denk- und realisierbar. Hier könnte die Tarifoption "schnell" bewirken, dass egal wo der Strom herkommt der Verbraucher bevorzugt behandelt werden soll. Die Tarifoption "ökologisch" würde einen Verbraucher möglichst mit Erneuerbaren Energien versorgen. Der Verbraucher wird eingeschaltet wenn die Sonne ein Solarfeld speist. Für Kundengruppen die sehr Preisbewusst agieren wäre die Tarifoption "günstig" zu wählen. Hier wäre es egal wo der Strom herkommt, Hauptsache er ist billig. Diese Tarifoptionen könnten beliebig skaliert werden, so wären auch Angaben über bevorzugte Kraftwerkstechnologien Atomkraftwerk, Wasserkraftwerk, usw... bis hin zur Angabe welches Kraftwerk welche Verbraucher beliefern soll möglich. Für eine solch feine Auflösung wären jedoch viele Ausnahmereglungen erforderlich. Da ein Kühlschrank aber nicht beliebig lange ohne Kühlung auskommt, muss dieser nach einer bestimmten Zeit, die sich nach der Temperatur richten könnte, Zwangseinschalten, damit die Lebensmittel nicht zu warm werden und verderben. Wenn die Zeit nicht direkt vom Verbraucher ermittelt werden kann, muss diese manuell im Feld "Zeit bis Einsatz" angegeben werden. Der Fortschrittsbalken gibt im Beispiel an, wann der Verbraucher wieder eingeschaltet werden muss. Dieser muss natürlich nicht immer bis zum Ende laufen, da es sich dabei nur um eine Zwangseinschaltung für den Notfall handelt. Normalerweise soll der Verbraucher wie vorher beschrieben eingeschaltet werden wenn eine Tarifoption erreicht wurde. Bei der Darstellung des Fensters "SmartControl für Verbraucher Setup" handelt es sich nur um eine Beispielanwendung mit einer Überschicht in der nicht alle einstellbaren Parameter ersichtlich sind. So wäre auch ein Vorausplanen über den Kalender möglich. Dort können dann zeitgesteuerte Angaben gemacht werden. Ein Gerät, wie eine Waschmaschine, mit einer Betriebszeit von einer Stunde könnte die Nacht hindurch auf eine Tarifoption warten und starten, wäre jedoch spätestens um sieben Uhr fertig. Hierzu würde das Gerät trotz hohem Strompreis um 6 Uhr anfangen. Eine weiterführende Möglichkeit wäre die Steuerung über ein Paket basiertes System. Dabei ist die Waschmaschine an den Smart Meter angeschlossen und kann je nach Vorgabe ein günstiges Strompaket kaufen. Als Gegenleistung für diesen Preisnachlass darf der Anbieter den Zeitpunkt des Waschens bestimmen. Die gemessenen Leistungen der einzelnen Verbraucher die für die Regelschleife gemessen werden, können dann natürlich auch grafisch aufbereitet und angezeigt werden. Zur besseren Kontrolle dienen die Ausgabe des Status oder die Online-Anzeige, ob der Verbraucher mit dem Anbieter verbunden ist und eine zusammenfassende Historie in einem Meldefenster.

Diese vom Kunden definierten Lasten melden sich so über das Smart Meter beim Anbieter an, um von dort aus gesteuert zu werden. In Datenbanken werden alle gesammelten Informationen abgelegt und verarbeitet. Die gesammelten Daten des Anbieters müssen wesentlich komplexer sein als die des Kunden. So ist für den Anbieter besonders sein Kostenmodell interessant. Hingegen interessiert sich Netzbetreiber für die Steuerungsmöglichkeiten der Verbraucher um eine Netz-Optimierte Steuerung realisieren zu können. Um das Datenaufkommen zu reduzieren ist eine Gruppierung der vielen einzelnen Lasten zu wenigen großen sehr hilfreich. Diese Virtuellen Lasten können dann angesteuert werden. Die erforderlichen Daten sind die bevorzugte Energiequelle im Zusammenhang mit dem Preismodell und alle Leistungsdaten. Unter dem Begriff Leistungsdaten verbirgt sich im Wesentlichen der aktuelle Verbrauch und wie sich dieser durch zu oder Abschaltung ändert. Zur besseren Prognose wie sich die Last nach dem Schaltbefehl verhalten wird (Reaktionszeit, Lastschwankungen, Laufzeit) müssen die gemessenen Leistungsdaten in Statistiken gespeichert, zu Lastprofilen zusammengefasst und ausgewertet werden. Wer die Daten erheben und verarbeiten darf, wie diese vom Anbieter zum Netzbetreiber gelangen und welche Rolle der Erzeuger spielt, wird viele Datenschutzrechtliche und andere Fragen aufwerfen und intensive Verhandlungen der Teilnehmer erfordern. Zur vereinfachten Darstellung werden in der folgenden Tabelle die wichtigsten erforderlichen Daten zusammengefasst dargestellt.

Tab. 1: Anbieter Verbraucher Übersicht

Wie in der Beispielsoftware erkennbar ist, lassen sich die Kosten für jeden einzelnen Verbraucher Aufschlüssen. Es ergeben sich potentiell neuer Tarifmöglichkeiten für Anbieter und Kunde. Denkbar wäre z.B. eine Warmwasserboiler Flatrate, die dem Kunden Preisvorteile und der Anbieter Kostenvorteile beschert. Der Anbieter liefert dabei den Strom wann und von wo er möchte und der Kunde bekommt warmes Wasser. Tarife müssten nicht mehr allgemein gehalten werden. Vergleicht man in der Tabelle Nr.1 mit Nr.5 so ist ersichtlich, dass nicht das günstigste Kraftwerk den günstigsten Tarif bedient. Hier spielen die Übertragungskosten eine entschiedene Rolle. Die Übertragungskosten lassen sich auch auf einzelne Lasten runter skalieren und getrennt von der freien Übertragungskapazität unabhängig berechnen.

7.3.6 Virtuelle Last

Die automatisierte Ansteuerung von Verbrauchern ermöglicht es mehrere kleine Verbraucher zu einem großen Verbraucherverbund zusammenzufassen. Die zuvor beschriebenen virtuellen Kraftwerke verhalten sich sehr ähnlich zu virtuellen Lasten. Es wird eine intelligente Lösung beschrieben, welche Kleinanlagen zu einem großen Verbund zusammenschließt. Hier wird jedoch, statt der Erzeugerseite, die Lastseite berücksichtigt. In einem solchen Verbund könnte man sämtliche kleine Verbraucher, aber auch große Verbraucher, wie Aluminiumschmelzen und große Prozesswasserpumpen, zu einem Anbieter zusammenschließen. So lässt sich hier der Begriff einer "Virtuellen Last" im Smart Grid definieren. Die dafür nötige Technologie ähnelt der eines virtuellen Kraftwerkes.

Das Konzept dient hauptsächlicher zum Erhalt des Gleichgewichts zwischen Erzeugung und Verbrauch um z.B. die Frequenz konstant zu halten. Einen wesentlicher Punkt der ebenfalls durch das Konzept optimiert wird, ist die gezielte Steuerung der Blindleistung, also der Spannungserhaltung in unserem Energienetz. Es müssten die Verbraucher in Gruppierung von kapazitiven und induktive Lasten unterteilt werden. So lässt sich mit scheinbar ungünstigen Lasten die einen schlechten Phasenverschiebungswinkel haben durch gezieltes zu und abschalteten des Verbraucher die Blindleistung beeinflussen. Ein Gleichgewicht zwischen Induktiven und Kapazitiven Lasten kann durch intelligente Steuerung hergestellt werden.

7.3.7 Informationsaufkommen / Prozessabbildung

Abb. 28: Informationsfluss

Das folgende Kapitel zeigt ein grobes Beispiel über das Informationsaufkommen und dem Prozess der Steuerung.

Die für den Prozess der Regelschleife nötigen Daten ergeben ein Informationsfluss. Der Kunde ermittelt Verbraucher, die er für eine solche Lösung dem Anbieter zur Verfügung stellen möchte. Von Ihm werden definierte Verbraucher, die extern geschaltet werden können und dürfen, aufgelistet. Informationen, die der Kunde manuell oder über das Smart Home automatisiert ermitteln kann, werden dem Verbrauchern hinzugefügt und im Smart Meter hinterlegt. Der Kunde gibt diese Informationen an seinen Anbieter weiter, damit dieser weiß welche Verbraucher zur Verfügung stehen und wie diese genutzt werden dürfen. Der Anbieter sammelt diese Informationen von mehreren Kunden. Aus den gewonnen Informationen kann sich der Anbieter ein Konzept erstellen und z.B. Virtuelle Lasten oder einzelne Verbraucher erstellen. Diese kann er der Netzleitwarte zur Steuerung seiner Netze bis zur einzelnen Last zur Verfügung stellen. Bezogen wird der Strom dann aus den entsprechenden Kraftwerken bzw. den anderen Netzen. In Abb.28 wird der Zusammenhang verdeutlicht, in welche Beziehung die einzelnen Teilnehmer untereinander stehen. Im Vordergrund steht der Informationsfluss, unabhängig der technischen Realisierung.

Zur Ermittlung des Energieverbrauchs und der Steuerung ist eine intelligente Logik nötig. Verbrauchswerte, der Status (Ein-/Aus) und deren Zeitliches verhalten muss aufgenommen und gemessen werden. Wichtig hierbei ist auch, wann ein solcher Verbraucher laufen muss, kann, oder ganz abgeschaltet werden kann bzw. nicht benötigt wird. Der Anbieter benötigt weiterhin Informationen wie Grundlast und ein Lastprofil. Der Netzbetreiber hat bereits die Daten zur Auslastungen seiner Netze (siehe Smart Grid). Von den Erzeugern benötigt er zeitnahe Informationen über deren geplante und tatsächliche Produktion. Über die Smart Meter beim Kunden kann der Netzbetreiber den aktuellen Verbrauch beobachten, umgekehrt erwartet das Smart Meter Steuerungsbefehle vom Netzbetreiber. Geben die Erzeuger nun Auskunft über ihre derzeitige und prognostizierte Produktion und die Smart Meter zeit genaue Auskunft über die derzeitige Last beim Kunden, kann der Netzbetreiber auf Grundlage dieser Daten auswählen, wann und wo er welche Lasten zuschalten oder abschalten könnte. Die Daten aus seinem eigenem Versorgungsnetz sind diesem bereits bekannt. (siehe Energienetze) Zum Regeln könnte er sich nun der Smart Meter bedienen, indem er ihnen Anweisungen über die bereits bestehende Kommunikation gibt. Diese könnten z.B. direkt auf eine Gebäudeautomatisierung zugreifen und die wünsche der Netzbetreiber ausführen, oder verweigern. Da der Netzbetreiber weiterhin Zugriff auf die Smart Meter hat, kann dieser Kontrollieren, ob die Abschaltung oder Zuschaltung wirksam ist oder ob die Netzqualität dabei zu oder abgenommen hat. Damit hat der Netzbetreiber seine neuen Regelgrößen gut im Blick. Dieser Zusammenhang wird in Abb. 29 veranschaulicht. Da der Anbieter nur eine kaufmännische Rolle spielt, wird er in der technischen Sicht nicht berücksichtigt.

Abb. 29: Informationsfluss

Ein IT-Backend sammelt alle verfügbare Daten über Virtuelle Kraftwerke, Virtuelle Lasten und bezieht bereits heute bekannte Informationen der Energietechnik über deren Auslastung und Kapazität ein. Weiter Einflussgrößen wie Einspeise- und Lastprognosen werden ebenfalls berücksichtigt. Ein intelligenter Algorithmus verarbeitet diese Daten und schaltet die Verbraucher entsprechend der Einspeiseleistung. Verringert Beispielsweise ein Solarpark aufgrund einer kurzfristigen Verdunklung verursacht durch eine Wolke kurzfristig seine Einspeiseleistung, so wird eine zu große Last festgestellt. Nun werden alle verfügbaren Verbraucher gesucht die Abgeschaltet werden dürfen und können, dabei muss eine Priorisierung vorgenommen werden. Die Verbraucher müssen in der Reihenfolge ausgeschaltet werden in der ein größt möglicher Nutzen auf Seiten des Erzeugers und des Kunden entsteht. Nach erfolgten Befehl zur Abschaltung an die entsprechenden Lasten muss überprüft werden welches Verbraucher reagiert haben und ob die Maßnahme erfolgreich war. Die Schleife beginnt von neuem. Bei einer festgestellten zu geringen Last, müssen dementsprechend die Verbraucher eingeschaltet werden. (Siehe Abb. 30 und Abb. 31)

Abb. 30: Algorithmus bei zu großer Last

Abb. 31: Algorithmus bei zu geringer Last

7.4 Integrationsberücksichtigungen

Abb. 32: Verbundnetz

Das heutige Verbundnetz in Deutschland ist historisch gewachsen. Aufgrund steigendem Bedarf an Elektrizität und der damit verbundenen Forderung nach Verbesserung der Versorgungssicherheit, entstanden neue Anforderungen and die Versorgungsnetze. Die Energieversorgungsunternehmen schalteten ihre Höchstspannungsteilnetze zusammen und es entstand das heutige Deutsche Verbundnetz. Diese Zusammenschaltung führte zu signifikanten Verbesserungen. Mehrere parallel fahrende Kraftwerke konnten sich gegenseitig bei einem Kraftwerksausfall als Reserve stellen und der wirtschaftliche Einsatz konnte verbessert werden. Im Höchstspannungsnetz entstanden Leitungsringe und Leitungsmaschen. Die dadurch entstandenen Redundanzen verbesserten die Sicherheit. Bei einem Ausfall einer Leitung kann der Strom über die verbleibenden Leitungen zum Verbraucher fließen. Das Übertragungsnetz endet dabei nicht an der deutschen Grenze. Internationale Kuppelleitungen führen von Deutschland zum benachbarten Ausland. Kuppelleitungen ausländischer Partner schalten die Teilnetze zu einem elektrisch synchron betriebenen europäischen Höchstspannungsnetz zusammen. Wesentliche Ziele des Verbundbetriebes in der Elektrizitätswirtschaft sind, durch eine gemeinsame Vorhaltung von Reserveleistung die Versorgungssicherheit zu erhöhen sowie den notwendigen Aufwand zu minimieren und den Austausch elektrischer Energie zu ermöglichen und zu fördern^[45]. Dieses große Verbundnetz erfordert bei der Ansteuerung der Verbraucher einen erhöhten Koordinationsaufwand.

7.5 Mögliches Kostenmodell

Der Tarif wird um so günstiger, je mehr Verbraucher der Kunde dem Anbieter zur Verfügung stellt, es entsteht ein Preisvorteil für den Stromkunden. Der Anbieter spart durch Einsparung der hohen Regelkosten.

Tarife für einzelne Geräte z.B. eine Kühlschrank Flatrate
Strompaket basierte Systeme

Was bei der ganzen Sache nicht übersehen werden sollte: billig ist relativ, und zwar zum höheren Preis. Einen billigen Tarif kann allein schon dadurch geschaffen werden, indem man den Preis zu anderen Zeiten verteuert. Dadurch wird das bisher Normale, das Billige. Die besagte Technik erlaubt es, den Strompreis zeitweise zu erhöhen, statt ihn, wie bislang, vertraglich festzuschreiben. Die Schuld für die höhere Stromrechnung kann man dann dem Kunden zuschreiben, denn der hätte seinen Strom ja zu billigeren Zeiten beziehen können. Wer das Licht statt abends um acht morgens um drei Uhr einschaltet, der spart. Auf den ersten Blick erscheint das ganze als eine pfiffige Idee zu Gunsten des Kunden, aber was man nicht vergessen sollte: den Preis setzt immer noch der Anbieter fest. Das Gerät liefert dem Anbieter dann die genauen Zahlen, mit denen man den Kunden noch besser als bislang übervorteilen kann.

7.6 Wirtschaftlichkeit

Bei der dringlichen Suche nach neuen Energiespeichern planen Forscher Lösungen Energie in einem künstlicher Tafelberg mit etwa 1.700 Gigawattstunden zu speichern. In einem 500 Meter hohen Granitzylinder aus einem Berg herauslöst sollen gewaltige Pumpen das Wasser mit bis zu 200 Bar unter diese Felssäule pumpen. Bei Strom bedarf wird einfach das Wasser abgelassen und treibt eine Turbine an. Damit ergibt sich eine Energie wie in ganz Deutschland an einem Tag produziert wird, das ist die vierzig-fache der Kapazität aller hierzulande befindlichen Pumpspeicherkraftwerke. So skurril die Idee anmutet, so behandelt diese das gleiche drängendes Problem, Photovoltaik und Windkraft speisen ihren Strom nur unregelmäßig ins Netz ein. Um eine zuverlässige Energieversorgung zu ermöglichen, braucht man jedoch immer mehr Maßnahmen für diesen steigenden Ökostrom-Anteil. Im großen Maßstab sind heute dafür jedoch nur Pumpspeicherkraftwerke verfügbar. Allerdings gibt es in Mitteleuropa dafür kaum noch neue Standorte. Es bedarf also anderer Lösungen, wie z.B. das vorgestellte Konzept der aktiven Laststeuerung^[46].

8 Zusammenfassung und kritische Würdigung

Durch die Zunahme an erneuerbaren Energien wird sich dieser Ausbau auf die jetzigen Grundlastkraftwerke und das gesamte Energienetz auswirken. Zu der schwankenden Last kommt eine schwankende Einspeiseleistung hinzu, die stark wetterabhängig ist. So ist es durchaus möglich, dass selbst ein Offshore-Windpark mehrere Tage keinen Strom liefert. Diese Schwankungen müssen durch andere Technologien ersetzt werden. Es wird angestrebt bereits in wenigen Jahren ein Ersatz von Grundlastkraftwerken (Kohle- und Atomkraft) durch regenerative Kraftwerke vorzusehen, demnach werden die Grundlastkraftwerke nur noch einen verschwinden geringen Anteilteil an der Erzeugung ausmachen. Weiterhin werden, wenn die Elektroautos an Bedeutung gewinnen, viele neue Großverbraucher das Energienetz zusätzlich belasten. Ein neues Energiekonzept ist erforderlich. Einige sprechen vom Stromnetz 2.0, einer Datenkommunikation zwischen den Teilnehmern zur Kontrolle und Steuerung. Es bleibt letztendlich nur die Möglichkeit der verbesserten Energiespeicherung oder der intelligenten Steuerung der Verbraucher in Abhängigkeit der eingespeisten Leistung. Seit vielen Jahren stellen die hohen Lastspitzen eine enorme Herausforderung für die Versorger dar, durch eine neue Technologie lässt sich dieses Problem bei Industrie und Privatkunden reduzieren. Durch die optimierte Steuerung des Energienetzes mit intelligent schaltbaren Verbrauchern entsteht eine Verringerung der Leistungsschwankungen im Normalbetrieb. Es können ebenfalls Erzeugungsspitzen sinnvoll verwerten werden, so lassen sich die Regelverluste reduzieren und Kosten einsparen. Ein weiterer Vorteil ist die optimale und planbare Auslastung der Kraftwerke. Vereinfacht lässt sich sagen: der Verbraucher läuft abhängig vom Angebot. Die Regelung wird um eine beidseitige transparente Steuerung von virtuellen Kraftwerken und virtuellen Lasten zur Erhaltung des Gleichgewichts in Abhängigkeit unterschiedlichster Einflussgrößen erweitert. Dadurch wäre eine Reduzierung der Pumpspeicherkraftwerke möglich, welche jedoch durch die Zunahme von erneuerbaren Energien und der schwankenden Einspeiseleistung nie fehlen können und möglicherweise noch an Bedeutung zunehmen werden.

Die neuen Anforderungen an die Energienetze, unterstützt durch die Regierung, werden die Energieversorgungsunternehmen zum Ausbau der Netzinfrastruktur veranlassen. Entscheidenen Einfluss auf den Zeitplan wird der Gesetzgeber und das Finanzierungsmodell haben. Das vollkommene Smart Grid entsteht Stück für Stück, der Ausbau wird aber noch einige Jahrzehnte benötigen. Das große Vorbild der Infrastruktur wird das Internet werden, aus dem Aufbau des Internet lässt sich viel Ableiten und Nutzen.

Beschleunigt und finanziert soll der Netzausbau nach dem amtierenden Energiekommissar Oettinger durch 140 Milliarden Euro Investitionen, die in den nächsten 10 Jahren in das europäische Stromnetz fließen sollen. Die Umstellung der Anschlüsse auf die Nutzung von Smart Metern kostet 40 Milliarden Euro. 30 Milliarden sollen in den Bau von Überseeleitungen und 70 Milliarden Euro in den Ausbau des Stromnetzes auf dem Festland fließen. Das sind ohne die Kosten für die "intelligenten Netze" Strominvestitionen von knapp 10 Milliarden Euro im Jahr, zwei- bis dreimal so viel wie bisher. Oettinger hält damit vor allem für den Ausbau des Stromnetzes höhere Investitionen für notwendig als die Betreiber selbst. Angesichts des spürbaren Anstiegs der Investitionskosten schätzt die Kommission dass die Betreiber nur die Hälfte der Investitionen ohne weiteres stemmen können. Deshalb müsse zum einen die Regulierung verändert werden, damit sich für die Netzbetreiber Investitionen in riskante, innovative und grenzüberschreitende Projekte lohnten. Möglich wäre das z.B. die Betreiber höhere Tarife für die Durchleitung von Strom erheben dürften oder dass langwierige Genehmigungsverfahren, die viele Projekte zu teuer machten, verkürzt werden^[47].

Die Finanzierung der neuen Infrastruktur kann sich auch durch die erhöhte Energieeffizienz tragen. Parallel lassen sich neue Geschäftsmodelle und Dienstleistungen entwickeln, welche erst durch die Verbrauchersteuerung ermöglicht werden. So ist bei industriellen Kunden die Angabe einer hohen Spitzenleistung eines Verbrauchers bzw. Anschlusses vom Energieversorger ein Negativ und dem Kunden werden hohe Kosten berechnet. Darum entstehen Lösungen die verhindern, dass zwei große Verbraucher gleichzeitig laufen. Diese laufen dann abwechselnd zur Verringerung der hohen Spitzenlast. Doch genau dieser negative Punkt lässt sich ebenfalls für beide Seiten in eine Win-Win-Situation wandeln. Bedingt durch die schwankenden Einspeiseleistungen ist teilweise durchaus eine hohe Last gewollt, Stichwort negativer Strompreis. Beide Seiten profitieren durch die höhere Effizienz durch Kostenvorteile. Die verhältnismäßig kleinen Lösungen, wie im Beispiel mit der batteriebetrieben USV, deren große Anschaffungskosten bereits aus Gründen der Sicherheit getätigt wurden, lassen sich leicht auf "gewinnbringende Lösungen" umrüsten ohne dabei ihren eigentlichen Zweck zu verlieren. Ebenfalls stellt sich die Frage der Eigentumsrechte, wem gehört das Gerät und wer ist dafür Verantwortlich.

Aus technologischer Sicht kann bereits heute viel vom Smart Grid umgesetzt werden. Lähmende Faktoren werden sein: uneinheitliche Entscheidungen, fehlende detaillierte, weit in die Zukunft reichende gesetzliche Vorgaben, aus wirtschaftlicher Sicht die fehlende Notwendigkeit (heute lässt sich schon ausreichend Geld mit Strom erwirtschaften), fehlendes Interesse bzw. Verständnis. Maßgeblich für den Ausbau der Netze wird die Finanzierung sein. Auch wenn sich das Netz durch die Optimierungen selbst finanziert, so bedarf es am Anfang großer finanzieller Investitionen, die von irgendjemanden getragen werden müssen. Des Weiteren kann es zu einer Umverteilung der Stromkosten bzw. Einnahmen kommen. Schon allein weil in Zukunft überflüssige Technologien, wie Pumpspeicher, an Bedeutung verlieren und die Anzahl der Großkraftwerke sinken wird.

Problematisch bei der Dezentralisierung ist, dass die kleinen dezentralen Kraftwerke oft nur auf der unteren Netzspannungsebene einspeisen. Dieser gegensätzliche Fluss erfordert eine Anpassung der Netzinfrastruktur und der damit verbunden Regelung. Eine komplette Vermeidung der benötigten Regelenergie wird nicht vermeidbar sein.

Datensicherheit: Da Smart Metering persönliche Informationen in großer Menge produzieren kann (Anwesenheits- und Verhaltensprofile aufgrund des Strom- und Wasserverbrauchs), ist die Datensicherheit jederzeit zu gewährleisten. Die beiden Hauptfragen sind, wer Zugriff auf die Daten erhält und wie durch technische Maßnahmen (Verschlüsselung) ein Zugriff unberechtigter Dritter verhindert werden kann.

Landis+Gry, einer der größten Smart Meter Hersteller begrüßt die Diskussion über ein Schutzprofil und sieht folgende Schwerpunkte:^[48]

Definition der Schutzklassen
Berücksichtigung der Kosten-Nutzen-Analyse
Gerätekonzept
Entwicklung einer europaweiten Regelung

Zitat: Auf der Black-Hat-Konferenz zeigen Sicherheitsexperten weitere Angriffspunkte in den neuen "intelligenten" Stromnetzen. Die Energieversorger sind kaum auf die Bedrohungen vorbereitet^[49].

Da das Smart Grid alle intelligenten Komponenten vereint und teilweise bestehende Übertragungssysteme verwendet, ist hier die Sicherheit von höchster Bedeutung. Ohne Sicherheit gehen Stromversorger das Risiko ein, mögliche Angriffe nicht erkennen und analysieren zu können. Haben solche Angriffe auf die Stromversorgung Erfolg, besteht die Gefahr eines Stromausfall und die Zerstörung von Komponenten der Energienetze.

Mittlerweilen hat die Politik die Probleme beim Datenaustausch erkannt und bringt entsprechende Entwürfe hervor, z.B. Regelungen im Wechselprozess von Messdaten^[50]^[51].

9 Ausblick

Da durch Verteuerung der fossilen Energieträger gerade dem Bereich der Elektromobilität immer mehr Bedeutung zugemessen wird, ist das Elektroauto ein großes Thema. Gerade nach den täglichen "Rush Hours" müssen eine große Anzahl an Elektroautos geladen werden. Hierbei wäre es von Vorteil, wenn das Laden vom Netzbetreiber gesteuert passieren kann. Dabei wäre es denkbar, Autos auf einem Parkplatz nacheinander, nicht gleichzeitig zu laden oder bei Strommangel die Batterien dieser Autos zum Ausregeln zu nutzen.

Ein wesentlicher Punkt, der ebenfalls durch das Konzept optimiert wird, ist die gezielte Steuerung weiterer Regelungsbedingungen wie der Blindleistung. Werden die Verbraucher zusätzlich in Gruppierung von Kapazitive und Induktive Lasten eingeteilt, so lässt sich mit scheinbar schlechten die einen hohen Induktiven- oder Kapazitiven Anteil haben gezielt gegensteuern.

In der Fallstudie noch nicht betrachtet wurden die Brennstoffzellen, welche auch als Regelenergie genutzt werden können^[52].

Entscheidend für die zukünftige Entwicklung ist, dass Normen und Standards definiert werden. Dies gilt für Geräte, Übertragungs- und Kommunikationsprotokolle sowie die Möglichkeit, vorhandene Geräte mit in das Smart Grid zu integrieren. Ein weiterer relevanter Punkt ist die Kostenübernahme der Smart Meter durch den Netzbetreiber sowie das Angebot von attraktiven Tarifmodellen, bei denen der Kunde Einsparungen erzielt, die die Einschränkungen aufwiegen.

Als offene Frage bleibt allerdings die Betrachtung der Kundenakzeptanz und Kundenmotivation. Dabei wäre zu untersuchen, ab wie viel Kostenersparnis bei einem durchschnittlichen Verbrauch eines privaten oder eines Industriellen Kunden ein solches Konzept auch angenommen wird und damit am Markt Chancen hat. Des Weiteren ist, gerade bei Privatkunden, die Abrechnung und die damit einhergehende Transparenz der Preise und Verbräuche noch zu diskutieren.

10 Fußnoten

↑ Vgl. http://www.rwe.com RWE-Präsentantion 2010, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.de.wikipedia.org/wiki/Pumpspeicherwerk_Goldisthal, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. E.ON E-Magazin 3.2010
↑ Vgl. Kaltschmitt, M., Streicher, W., Wiese, A. (2005)
↑ Vgl. c't Heft 2/2010, Heise Verlag
↑ Vgl. Schwab, A. J. (2009)
↑ Vgl. Schwab, A. J. (2009)
↑ Vgl. Schwab, A. J. (2009)
↑ Vgl. Schwab, A. J. (2009)
↑ Vgl. Schwab, A. J. (2009)
↑ Vgl. c't Heft 2/2010, Heise Verlag
↑ Vgl. http://www.e-control.at/de/marktteilnehmer/strom/fachthemen/smart-grids, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.energy.siemens.com/hq/en/energy-topics/smart-grid/, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.siemens.com/press/pool/de/events/corporate/2010-05-innovationday2010/fact_sheet_solarthermie.pdf, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.siemens.com/innovation/pool/de/Publikationen/Zeitschriften_pof/pof_herbst2008/pof-2-2008-d-doppel.pdf, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. Berg, H., Droste-Franke, B., Kötter, A. u.a. (2009)
↑ Vgl. http://www.siemens.com/innovation/de/publikationen/pof_herbst_2009/energie/virtkraft.htm, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. Schwab, A. J. (2009)
↑ Vgl. http://www.e-dema.com, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://bundesrecht.juris.de/enwg_2005/index.html, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. https://www.fernmessung.ch/index.asp?id=280, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://bundesrecht.juris.de/enwg_2005/index.html, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.fernmessung.ch, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.fernmessung.ch, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.e-energy.de/de/modellregionen.php, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.de.wikipedia.org/wiki/E-Energy, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.e-energy.de/documents/Zinke_Karg_Salzburg.pdf, Stand 20.12.2010
↑ Vgl. http://www.energy20.net/pi/index.php?StoryID=359, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.etelligence.de, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.e-dema.com, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.meregio.de, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.modellstadt-mannheim.de, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.regmodharz.de, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.smartwatts.de, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.energieportal24.de/pn_160071.htm, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.vzbv.de/mediapics/smart_metering_studie_05_2010.pdf, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.portel.de/nc/nachricht/artikel/48459-enct-rahmenbedingungen-fuer-smart-meter-verzoegern-verbreitung/12/, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.enct.eu/images/Presseinformation_EnCT_110222.pdf, Stand 24.02.2011
↑ Vgl. http://www.faz.net/-00m4wt, Stand 19.02.2011
↑ Vgl. http://www.bine.info/hauptnavigation/themen/publikation/gebaeude-energieeffizient-betreiben/, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.energie-verstehen.de/Energieportal/Navigation/Energiepreise/strom,did=309424.html, Stand 25.02.2011
↑ Vgl. http://www.energie-verstehen.de/Energieportal/Navigation/Energiepreise/strom,did=309424.html, Stand 25.02.2011
↑ Vgl. http://www.energie-verstehen.de/Energieportal/Navigation/Energiepreise/strom,did=309424.html, Stand 25.02.2011
↑ Vgl. E.ON E-Magazin 1.2010
↑ Vgl. http://www.amprion.net/ucte-verbund-verbundnetz-regelzonen, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. Technology Review, Ausgabe 3/2011, Heise Verlag
↑ Vgl. Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 03.02.2011, Seite 14
↑ Vgl. http://www.smart-metering-21.de/nc/e-zaehler-news/artikel/48413-landis-gyr-begruesst-smart-meter-schutzprofil-des-bundes/192/; Stand 27.02.2011
↑ Vgl. Technology Review http://heise.de/-1050987, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.bundesnetzagentur.de/cae/servlet/contentblob/159722/publicationFile/8504/WiM_Anlage_1_Wechselprozesse.pdf, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. http://www.edna-initiative.de/media/docs/mv/BNetzA.pdf, Stand 27.02.2011
↑ Vgl. Berg, H., Droste-Franke, B., Kötter, A. u.a. (2009)

11 Literatur- und Quellenverzeichnis

Ahlers, E.: Haus am Draht, Bussysteme in der Heimautomation. ct-Magazin 15/2000, Heise Verlag, Hannover 2000

Berg, H., Droste-Franke, B., Kötter, A. u.a.: Brennstoffzellen und Virtuelle Kraftwerke: Energie-, umwelt- und technologiepolitische Aspekte einer effizienten Hausenergieversorgung Band 36 von Wissenschaftsethik und Technikfolgenbeurteilung, Springer Verlag, Berlin 2009

c't Heft 2/2010, Heise Verlag, Hannover 2010

E.ON E-Magazin 3.2010

E.ON E-Magazin 1.2010

Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 03.02.2011, Seite 14

Kaltschmitt, M., Streicher, W., Wiese, A.: Erneuerbare Energien: Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte, 4., Auflage, Springer Verlag, Berlin 2005