Die Energiebranche steht beim Thema Versorgungssicherheit künftig vor großen Herausforderungen. Der Umbau zu digitalen Stromnetzen ist dringend nötig.
Lichter erlöschen, Computer fallen aus, Züge bleiben stehen und Aufzüge stecken, Fabriken können nicht mehr produzieren etc. Wenn kein Strom mehr fließt, wird eine Gesellschaft, in der kritische Infrastrukturen wie Kommunikation, Transport, Finanz- und Gesundheitswesen aufs Engste vernetzt sind, höchst verletzbar. Volkswirtschaftlich betrachtet würde ein Zusammenbruch der Stromversorgung laut Berechnungen der TU Wien allein in Ostösterreich mit Kosten von 40 Millionen Euro zu Buche schlagen – pro Stunde.
Verteilnetze im Fokus
Der gefürchtete Blackout hängt wie das Damoklesschwert über den Köpfen der Verantwortungsträger in der Energiebranche, die beim Thema Versorgungssicherheit künftig vor noch größeren Herausforderungen als bisher steht. Die geforderte Energiewende mit der Systemintegration der wachsenden Anteile von Sonnen- und Windstrom bereitet Kopfzerbrechen, zumal mangels ausreichender Speichermöglichkeiten von Strom die schwankenden Energieleistungen von Photovoltaik- und Windanlagen Probleme verursachen. Dazu kommt die Schwierigkeit, dass Anlagen der Erneuerbaren zumeist keine Großkraftwerke sind und selbst einzelne Haushalte zu Stromerzeugern werden, die überschüssige Energie ins Netz einspeisen. Diese Dezentralisierung der Stromerzeugung in Form einer steigenden Vielfalt an kleineren und mittleren Erzeugeranlagen gilt es zu managen. Den Verteilnetzbetreibern kommt dabei eine entscheidende Rolle zu, da die Verteilnetze nicht nur die Schnittstelle der Integration, sondern auch jene der anstehenden Sektorenkopplung bilden. Wurden in der Vergangenheit die Sektoren Strom, Gas, Wärme und Mobilität nämlich getrennt gedacht, so müssen diese in Zukunft miteinander vernetzt werden. Um eine klimafreundliche und zugleich sichere, effiziente und kostengünstige Stromversorgung sicherzustellen, führt laut Experten kein Weg an einer Optimierung der digitalisierten Netzplanung vorbei.
Nutzung vernetzter Daten
Die Basis dafür bilden Zustandsdaten des Verteilnetzes, die durch Technologien wie Smart Meter, Wechselrichter oder verbesserte Netzkomponenten am Beispiel eines regelbaren Ortsnetztrafos zur Verfügung stehen. „Sicher ist, dass Netzbetreiber künftig wesentlich mehr Daten als Entscheidungsgrundlage haben. Wichtig ist es nun, diese Daten bestmöglich aufzubereiten und zu nutzen“, sagt Georg Lettner, Forscher der Energy Economics Group der Technischen Universität Wien.
Möglichkeiten dafür soll z. B. das internationale Forschungsprojekt Net2DG (Leveraging Networked Data for the Digital Electricity Grid) liefern, bei dem vor allem die Nutzung vernetzter Daten für die Steuerung von Nieder- und Mittelspannungsnetzen im Fokus steht. Gemeint sind jene Teile des Stromnetzes, die von vielen regionalen Verteilnetzbetreibern betrieben werden, um elektrische Energie an den größten Teil der elektrischen Endverbraucher (Niederspannungsgeräte) zu verteilen.
Umbau ohne Kostenexplosion
Zielsetzung ist es, dank Vernetzung und optimierter Nutzung von Daten Ausfälle im Niederspannungsnetz künftig schneller erkennen und beheben zu können. „Die Verluste im Netz sollen viel besser und genauer überwacht werden als bisher. Durch robustes, sicheres Datenmanagement wird außerdem speziell darauf geachtet, dass Angriffe von außen oder ein Eindringen in die Privatsphäre von Endkunden verhindert werden“, so Lettner. Dass der Umbau zu digitalen Stromnetzen dafür dringend nötig ist, steht laut dem Energieforscher außer Frage: „Die Erfassung und Verarbeitung digitaler Messdaten wird uns in die Lage versetzen, diesen Umbau zu bewerkstelligen – und das ohne Explosion der Infrastrukturkosten.“