Die Digitalisierung des Nieder- und Mittelspannungsnetzes im Fokus
Ein „Digital Layer“ komplementiert das physische Netz und macht das Nieder- und Mittelspannungsnetz zum entscheidenden Element
Die Strominfrastruktur wie wir sie kennen ist historisch als zentralisiertes System gewachsen und wird auch größtenteils heute noch so betrieben. Mit der zunehmenden Dezentralisierung und Fragmentierung des Energiesystems vollzieht sich jedoch ein Paradigmenwechsel. Die häufigere Nutzung erneuerbarer Energiequellen und Energiespeicher sowie der Ausbau der unterschiedlichen Facetten der Sektorenkopplung stellen die Funktionalität des Mittel- und Niederspannungsnetzes in den Vordergrund.
Ergänzung des physischen Netzes durch ein digitales Netz
Der konventionelle Ausbau des Netzes zur Bewältigung anstehender Herausforderungen würde massive Investitionen erfordern. Es bedarf innovativer Lösungen, um eine intelligentere Art des Betriebs unseres Energiesystems zu finden. Verteilnetze müssen ihre physische Basis durch den Einsatz digitaler Technologien ergänzen und einen intelligenten, abgestimmten sowie effizienten Netzbetrieb ermöglichen. Hierzu ist es erforderlich, die teilweise noch analoge Netzinfrastruktur „intelligent“ zu machen. Das heißt, mehr Daten zu Energieflüssen und Betriebszuständen zu erheben, zu verarbeiten, Marktteilnehmern zur Verfügung zu stellen oder selbst in Steuerungsimpulse umzusetzen.
Durch das heutige imperfekte Matchmaking geht viel erneuerbare Energie verloren. Die Kosten für Engpassmanagement liegen in Deutschland bereits jetzt schon bei jährlich über einer Milliarde Euro und werden in den kommenden Jahren weiter ansteigen. Eine intelligente und abgestimmte Steuerung von dezentralen Prosumern, regelbaren Geräten beim Kunden und kleinen oder großen erneuerbaren Anlagen ließen diese Kosten drastisch reduzieren.
Welche neuen Geschäftsmodelle können so entstehen?
Das heutige Geschäft eines Verteilnetzbetreibers ist ein Asset-Geschäft. Durch die Digitalisierung und Vernetzung aller Marktteilnehmer, wie Produzenten, Prosumenten, Konsumenten und Distributoren, können wir über ein zentrales digitales Energienetz zahlreiche Kundenanwendungen ermöglichen. Ein konkretes Beispiel von Avacon:
Eine der ersten kommerziellen Lösungen, die auf Basis dieser Fähigkeiten bei Avacon entwickelt wird, ist der Smart Grid Hub, der in einer ersten Ausbaustufe eine intelligente Steuerungslösung für elektrische Speicherheizungen und Wärmepumpen bietet. Durch die Ergänzung analoger elektrischer Speicherheizsysteme mit digitalen Kommunikationstechnologien (und über den Smart Meter) kann Avacon Verbrauchsmuster, Wetterdaten und Strompreisdaten nutzen, um Ladezyklen zu optimieren, was letztlich zu einem geringeren Stromverbrauch für den Kunden und einer optimierten Netzauslastung für den Netzbetreiber führt.
Ein weiteres Beispiel für neue Geschäftsmodelle ist, es industriellen Akteuren zu ermöglichen, ihre Produktionsflexibilität untereinander zu handeln oder dem Netzbetreiber als Reservekapazität anzubieten. So könnte beispielsweise die Energieversorgung von Großkühlanlagen für mehrere Stunden ohne nennenswerte Temperaturschwankungen reduziert werden. Dies würde es den Unternehmen ermöglichen, als Ausgleichsreserve zu arbeiten und mit netzdienlichem Verhalten zusätzliche Einnahmen zu generieren.
Funktionieren Netzentgelte dann weiterhin wie bisher?
Bislang setzen sich die Netzentgelte so zusammen, dass die Netzkosten auf die Stromkunden im Netzgebiet umgelegt und dem Verbrauch entsprechend verteilt werden. Dadurch wird netzfreundliches Verhalten – etwa die Vermeidung von Spitzenlast – nur in seltenen Fällen über Sondertarife und nicht über das Netzentgelt belohnt. Lokale oder flexible Netzentgelte könnten hingegen einen starken Anreiz für lokales Matchmaking bieten und die Netzauslastung deutlich reduzieren. Aktuelle Modelle der Mieterstrom-Versorgung bringen bereits die Idee flexibler oder gar keiner Netzentgelte mit sich. Das beweist die Fähigkeit, Ökostrom zu niedrigen Preisen lokal zu erzeugen und zu nutzen.