Energiewende im Verteilnetz: Das Orchester sucht seinen Dirigenten

Wind, Sonne, Speicher, E-Autos und Wärmepumpen spielen längst im selben Netz – doch wer gibt den Takt vor? Beim OVE-Pressegespräch in der Wiener Seestadt Aspern zeigte sich, dass der Energiewende nicht die Technik fehlt, sondern das Zusammenspiel: zwischen Erzeugern und Netzen, zwischen Regulierung und Praxis und nicht zuletzt zwischen den Gewerken, die beim Kunden vor Ort entscheiden, ob eine Anlage netzdienlich arbeitet.

Es war eine Viertelstunde vor Beginn der 63. OVE-Energietechnik-Tagung, die mit über 315 Anmeldungen nach den Worten von OVE-Präsident Gerhard Fida einen Rekord verzeichnete, als Sascha Zabransky dem Vormittag sein Leitmotiv gab. „Die Energiezukunft ist für uns wie ein großes Orchester“, sagte der Geschäftsführer der Wien Energie und ließ das Bild mit einer Liebe zum Detail entstehen, die man bei Pressekonferenzen selten hört: „Es gibt Schlaginstrumente, Streichinstrumente, Holzblasinstrumente, Blechblasinstrumente, Trommeln und noch ganz viele verschiedene Dinge. Und bei dem Orchester gibt es einen Dirigenten, der das steuert, um sicherzustellen, dass am Ende des Tages wunderschöne, klangvolle Musik ankommt.“ Mit Fida, der auch die Wiener Netze führt, Britta Buchholz, Vorsitzende der VDE ETG und bei Hitachi Energy für aktive Verteilnetze verantwortlich, und Bernd Klöckl von der TU Wien saßen weitere Stimmführer am Podium – jeder mit einer eigenen Vorstellung davon, wo der Taktstock liegt.

Wenn mittags alle Instrumente gleichzeitig einsetzen

Die Instrumente, von denen Zabransky sprach, sind Wind, Wasser und Sonne, Geothermie und Batteriespeicher, die vernetzte Elektromobilität und die elektrifizierte Industrie, und sie alle müssten „steuerbar sein und zum richtigen Zeitpunkt am richtigen Ort mit den richtigen Leistungen“ zusammenspielen. Wien Energie erzeugt heute rund 1.000 Megawatt aus erneuerbaren Quellen und will bis 2030 auf 1.800, bis 2040 auf 2.800 Megawatt kommen; laut Aussendung fließen bis 2030 etwa 1,7 Milliarden Euro in erneuerbaren Strom, eine Milliarde in Ausbau und Dekarbonisierung der Fernwärme und mehr als 450 Millionen Euro in E-Mobilität und Digitalisierung. Was aber geschieht, wenn an einem sonnigen Tag alle PV-Anlagen gleichzeitig einsetzen? Auf diese Frage des i-Magazins, die jede Energiegemeinschaft mit ihrem Überschuss zu Mittag und der kaum gedeckten Winterlücke kennt, antwortete Zabransky mit Batteriespeichern als Schlüsseltechnologie, vom Heimspeicher bis zum Großspeicher, der direkt neben Wind- und PV-Kraftwerken entsteht. Die Energiegemeinschaften selbst sieht er nicht als Gegenspieler: „Wir sehen hier keine Konkurrenz. Für uns ist es eines der vielen Instrumente in dem Orchester.“ Je mehr Mitglieder eine Gemeinschaft zähle, desto eher werde der Strom vor Ort verbraucht oder gespeichert.

Ein weiteres Instrument, das Zabransky gleich mitnannte, steht in vielen Garagen bereits bereit: das Elektroauto. Ob tausende rückspeisende Fahrzeuge die Niederspannung entlasten oder zum Risiko werden, wollte das i-Magazin von Gerhard Fida wissen, der das bidirektionale Laden erstaunlich gelassen sieht. Das Auto sei zwar „ein bisschen teurer Speicher“, habe aber sehr große Kapazität, und die V2G-fähige Wallbox komme ohnehin nicht vom Netzbetreiber, sondern aus dem Handel, „hoffentlich Made in Europe“. Speise ein Fahrzeug zusätzlich zur PV-Anlage mit 11 kW zurück, müsse man sich den jeweiligen Netzabschnitt genau ansehen, und wer tagsüber ins Büro fahre, nehme seinen Speicher eben mit. Sein Fazit: „Ich sehe da für uns keine besondere Herausforderung. Ich denke, es wird eine sinnvolle Ergänzung werden.“ Dass die Rechnung aufgehen kann, liegt für Fida an einer Neuerung, die zwei Tage zuvor mit der Systemnutzungsentgelte-Grundsatzverordnung präsentiert wurde: Ab dem nächsten Jahr kommen Leistungspreise, die Kunden ohne Leistungsspitzen bevorzugen und Haushalte einladen, Wärmepumpe, Speicher, PV und Fahrzeug netzschonend abzustimmen.

Der Taktstock liegt im Verteilnetz

Damit war Fida bei seinem eigentlichen Thema angelangt. „Der Erfolg der Energiewende wird sich in den Verteilnetzen entscheiden“, sagte er, denn diese müssten smart genug werden, um Angebot und Bedarf zu jedem Zeitpunkt in Einklang zu bringen. Die Wiener Netze investieren bis 2030 rund 2,4 Milliarden Euro, errichten 13 neue Umspannwerke und rund 4.000 Kilometer neue Leitungen, und Messsysteme, IT und digitale Services sollen laut Aussendung die Versorgungssicherheit von 99,99 Prozent absichern. Die eigentliche Partitur des Dirigenten aber sind Daten: Die rund 1,6 Millionen installierten Smart Meter, deren Daten weder verkauft noch weitergegeben würden, dienen der Verrechnung – etwa des heuer erstmals angebotenen Sommer-Nieder-Arbeitspreises (SNAP) und des ab Oktober 2027 geplanten Winter-Nieder-Arbeitspreises (WiNAP) – und zugleich der Netzplanung, digitalen Zwillingen und „vor allem der Simulation des nächsten Tages“, gerade in der Niederspannung.

Netzbetreiber, Energieversorger, Industrie und Wissenschaft an einem Tisch (v. l.): Sascha Zabransky (Wien Energie), Gerhard Fida (OVE, Wiener Netze), Britta Buchholz (VDE ETG, Hitachi Energy) und Bernd Klöckl (TU Wien) diskutierten, wie die nächste Ausbaustufe der Energiewende gelingt. Foto: © OVE/Christian Fürthner

Dass ein Dirigent allein noch keine Musik macht, betonte Britta Buchholz, die den Blick auf eine Welt weitete, in der sich die elektrische Infrastruktur derzeit verdoppelt. Wenn Sonne und Wind bis 2050 rund 42 Prozent der weltweiten Energieversorgung stellen, brauche es HGÜ für den überregionalen Ausgleich und netzbildende Technologie, die Spannung und Frequenz hält, und genau dort gerät das Bild des Orchesters an eine physikalische Grenze. Wechselrichter und Leistungselektronik, so Buchholz, „haben keine Physik, keine Massenträgheit. Man muss ihnen alles einprogrammieren, was sie tun sollen, und dann tun sie genau das.“ Das sei „zurzeit noch nicht immer überall optimal programmiert“. Der Blackout auf der Iberischen Halbinsel habe gelehrt, wie entscheidend Spannungshaltung und die Kommunikation zwischen Verteil- und Übertragungsnetzbetreibern seien; ein STATCOM liefert Blindleistung, mit Superkondensator auch etwas Wirkleistung – am richtigen Ort und richtig programmiert. Im Verteilnetz könne Leistungselektronik in Ortsnetzstationen arbeiten oder Inselnetze bilden, die gegen Extremwetter und Sabotage schützen.

Doch jedes Instrument muss erst gebaut und geliefert werden. Auf die Frage des i-Magazins, ob die Industrie mit ihren Lieferzeiten inzwischen selbst zur Bremse der Energiewende werde, räumte Buchholz offen ein: „Ich habe die genauen Lieferzeiten nicht, aber ich weiß, sie sind gerade fürchterlich lang.“ Gerade bei Transformatoren herrsche weltweit ein Engpass, weshalb Hitachi Energy von 2020 bis 2027 neun Milliarden US-Dollar in Trafo- und Leistungselektronikfabriken investiere, rund ein Drittel davon in Europa. Zugleich würden viele Trafos ersetzt, obwohl sie noch funktionsfähig wären, weil die Regulierung das anreize. Fida kennt die Folgen aus der Praxis: Gesetzlich vorgeschriebene Anschlussfristen seien oft nicht erreichbar, „wir schaffen es nicht, einen Windpark in wenigen Monaten anzuschließen. Da fehlen Transformatoren, da fehlen Umspannwerke, da gibt es Lieferzeiten.“

Spielregeln, die mit dem Tempo Schritt halten

Damit rückten jene Regeln in den Mittelpunkt, nach denen das Orchester spielt. Mit dem ElWG habe man „im Wesentlichen einen guten Rahmen bekommen“, sagte Fida, offen seien aber die Tarifierung und die tatsächliche Wirkung des Erneuerbaren-Ausbau-Beschleunigungsgesetzes, und die angedachte Verlängerung der Abschreibungsdauer durch die E-Control sieht er „wirklich sehr kritisch“, weil sie die finanzielle Basis des Netzausbaus gefährde. Buchholz ergänzte die Perspektive der Technik: Die perfekte Spannungsqualität, die Leistungselektronik liefert, „bezahlt gerade niemand“, und solange Extremwetter und Sabotage in vielen europäischen Ländern als höhere Gewalt gelten und nicht in die Kennzahlen SAIDI und SAIFI einfließen, fehle Netzbetreibern der Anreiz zur Vorsorge. Wie real diese Vorsorge geworden ist, zeigte Fida an der eigenen Sicherheitsarchitektur, die nach NIS- und RKE-Gesetz die Leittechnik wie ein Zwiebelmodell hinter mehreren Firewalls schützt.

Bernd Klöckl hielt aus wissenschaftlicher Sicht „ganz nüchtern“ fest, dass der Systembetrieb auf allen Spannungsebenen komplexer werde, doch die größeren Störungen der letzten Zeit stellten die Transformation „physikalisch“ nicht in Frage. Was es brauche, seien neue Betriebs- und Planungsregeln, Daten, Flexibilitäten und Kooperation – „das Konzert, das Orchester, von dem wir schon gehört haben“. Lösungen gebe es seit Jahren, nur wenige seien in die Praxis überführt. In der Aussendung des OVE bringt er den Anspruch auf eine Formel: Entwicklungspfade müssten „konservativ, wo nötig, aber disruptiv, wo möglich“ sein.

Sascha Zabransky, Geschäftsführer der Wien Energie, vergleicht die Energiezukunft mit einem Orchester, dessen Instrumente – von PV über Speicher bis zur Energiegemeinschaft – steuerbar zusammenspielen müssen. Foto: © OVE/Christian Fürthner

Ein Teil des Taktstocks wandert zum Installateur

Wo aber wird über das Zusammenspiel im Alltag entschieden? Die letzte Frage des Vormittags, die das i-Magazin an alle Gesprächspartner richtete, führte das Gespräch genau dorthin: Was müssen Elektrotechniker und Installateure heute anders machen, damit ihre Anlagen netzdienlich sind? Zabransky, selbst studierter Elektrotechniker, forderte ein „noch stärkeres Mitdenken, welche Rolle meine Lösung in einem Gesamtsystem spielt“. Fida wurde deutlicher: „Nicht der Blick aufs Dach, wie viel Photovoltaik passt denn drauf, sondern wie viel Photovoltaik braucht der Kunde? Ich weiß, da muss man die Jahresabrechnung lesen können.“ Gefragt seien Gesamtlösungen mit Speicher und Heizung, und Elektriker und Installateur sollten schlicht miteinander reden, denn den Alleskönner, der das ganze Haus allein beherrscht, werde man kaum finden. Buchholz, die inzwischen selbst in einem All-Electric-Haus lebt, ergänzte, dass Elektriker die Trägheit der Wärme verstehen müssten und Wärmepumpeninstallateure die nötige Steuerung, worauf Fida anmerkte, dass ein Wärmespeicher der Wärmepumpe den ständigen Ein-Aus-Betrieb erspare.

Klöckl schließlich erinnerte daran, dass „netzdienlich“ ein großes Wort sei, das noch gar nicht ausdefiniert ist, und dass Absolventen heute weit mehr wissen müssten als noch vor 20 Jahren. Damit war der Bogen zum heikelsten Befund des Tages geschlagen: „Schon jetzt fehlen österreichweit rund 10.000 HTL-Absolvent:innen – Tendenz steigend“, wird Fida in der Aussendung zitiert. Im Gespräch verwies er auf eine Geburtenrate, die etwa bei der Hälfte der Jahrgänge 1962/63 liegt und auf eine Bildungspolitik, die die MINT-Fächer stärken müsse, während Klöckl den geplanten Sparvorhaben im Universitätsbereich „mit einer gewissen Sorge“ entgegensieht.

Der Takt der Umsetzung

Am Ende dieses Vormittags stand weniger ein Dirigent am Pult als ein Ensemble, das seine Rollen noch verteilt: Netzbetreiber liefern Daten und Prognosen, die Industrie eine Leistungselektronik, die erst durch Programmierung netzdienlich wird, die Wissenschaft Lösungen, die auf ihre Praxis warten, und die Politik einen Rahmen, der mit dem Ausbau Schritt halten muss. Die Energiewende sei „heute weniger eine Frage der Technologie als der Geschwindigkeit ihrer Umsetzung“, heißt es in der Aussendung. Ein Teil des Taktstocks liegt dabei längst in den Händen der Elektrotechniker und Installateure, die mit jeder PV-Anlage, jeder Wärmepumpe und jeder Wallbox entscheiden, ob ein weiteres Instrument im Takt spielt – bleibt die Frage, ob die Branche diese Rolle annimmt, bevor die Regulierung sie ihr vorschreibt.

Quelle: OVE