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06 | 2019

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Stromnetze Anforderungen

Stromnetze Anforderungen haben es in sich, denn es wird zum Schluss immer ein Vertrag geschlossen. Die TAR sind letztlich für das Produkt Spannung ein Qualitätsmanagement, das in ein Risikomanagement eingebunden ist. Netzmonteur in Umspannanlage. tig erreichen werden. Die vielen kleineren Netzbetreiber aber werden Probleme bekommen. Denen müssen wir helfen, damit auch sie in der Lage sind, am Ende Redispatch über alle Spannungsebenen durchzuführen. Sie haben die neuen Anwendungsregeln schon angesprochen. Welche Auswirkungen hat das neue Regelwerk? Küppers: Man muss differenzieren: Die aktuell veröffentlichten TAR haben ja in erster Linie die europäischen Anforderungen, nämlich der EU-Grid-Code-Verordnungen, in nationales Recht überführt und konkretisiert. Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb (FNN) im VDE hat dies in einem großen Kraftakt mit allen Beteiligten hinbekommen. Was nun im Redispatch gesetzlich verankert wurde, muss Dr. Michael Fette, Privatdozent und Berater: „Wir registrieren Resonanzprozesse im Netz, die eine andere Charakteristik haben, als das was wir bisher kannten.“ durch Anwendungsregeln unter anderem mit Blick auf die Schnittstellen zwischen den Netzbetreibern ausgestaltet werden, und natürlich muss der koordinierte Zugriff auf die Anlagen umgesetzt werden. Die neue Anwendungsregel zur Schnittstelle zwischen ÜNB und VNB definiert bereits entsprechende Prioritäten. „Mit dem Austausch von drei Schrauben ist es nicht getan“ Fette: Wir haben mit einem Netzbetreiber einmal durchgespielt, wie seine Netzanschlussprozesse TAR-konform laufen müssen. Mit dem Austausch von drei Schrauben ist es nicht getan. Das erfordert komplett neue Querschnittsprozesse im Unternehmen. Auch die rechtlichen Bilder (5): Innogy Küppers: Das System wird sich mit den neuen Regeln nicht schlagartig verändern, sondern es ist ein kontinuierlicher Prozess. Da haben wir in Deutschland mit einer aktuell installierten Erzeugungsleistung von 110 GW über alle erneuerbaren Energieträger hinweg reichlich Erfahrung gesammelt. Und die Reise wird weitergehen, indem wir jedem Zugang zum Netz gewähren, dezentralen Verbrauchern, Erzeugern, Prosumern und Speicherbetreibern. Das erfordert die kontinuierliche Weiterentwicklung der Regeln. Was wir heute als Standard definiert haben, wird vielleicht in fünf oder zehn Jahren schon wieder weiterzuentwickeln sein, weil neue Effekte dazukommen. Es ist ein Zwischenschritt und noch lange nicht der letzte. „Brauchen insgesamt einen höheren Automatisierungsgrad“ Herr Dr. Küppers, sind die TAR ein Schuh, der besonders drückt? Oder fühlen Sie sich gewappnet? Küppers: Wir fühlen uns gut gewappnet, weil wir als großer Netzbetreiber ein Stück Verantwortung bei der Erstellung der Regeln mitgetragen haben. Diese Erfahrungen teilen wir gerne auch mit den kleineren Netzbetreibern, denen die Manpower fehlt, und helfen ihnen bei der Umsetzung. Stichwort Erstellung von Standards, um den Aufwand zu minimieren. Das Beispiel Parametrierung eines Fernwirksystems wurde schon genannt. Wir haben etwa den Aufbau von Nachrichtenwegen für die Punkt-zu-Punkt-Verbindung weitgehend automatisiert. Ganz allgemein brauchen wir einen höheren Automatisierungsgrad, um den Aufwand, den früher Menschen leisten mussten, durch Parametrierung und Automatisierung zu reduzieren. Dr. Stefan Küppers, Geschäftsführer des Verteil - netzbetreibers Westnetz GmbH in Dortmund und Vorstandsvorsitzender des Forum Netztechnik/Netz - betrieb (FNN) im VDE: „Das System wird sich mit den neuen Regeln nicht schlagartig verändern, sondern es ist ein kontinuierlicher Prozess.“ Sprechen wir über den Netzentwicklungsplan: Entwickelt sich das Energiesystem aus Ihrer Sicht in die richtige Richtung? Küppers: Mittlerweile haben Bundeswirtschaftsminister und Bundesnetzagentur erkannt, nicht zuletzt auch durch das Projekt Dena-Netzstudie III, dass man nicht nur auf die Stromnetze gucken darf, 8 BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6

Theoretisch ist die Energiewende eine Jahrhundertaufgabe. Praktisch ist sie unser täglicher Job. Gemeinsam bringen wir die Dinge voran: Wir von der EnBW entwickeln intelligente Energieprodukte, machen unsere Städte nachhaltiger und setzen uns für den Ausbau erneuerbarer Energien ein. Und dafür benötigen wir tatkräftige Unterstützung. Deshalb suchen wir echte Macher (w/m/d), die mit viel Engagement, Einfallsreichtum und Know-how mutig die Heraus forderungen unserer Zeit anpacken und mit uns zusammen die Energiezukunft gestalten. Im Gegenzug bieten wir abwechslungsreiche Aufgaben und vielfältige Entwicklungsmöglichkeiten. Machen Sie jetzt mit: www.enbw.com/jobmarkt sondern sektorenübergreifend das gesamte Energiesystem in den Blick nehmen muss. Und dass man auch schauen muss, an welcher Stelle die Kopplung von Sektoren erfolgen sollte, um die bestehenden Strom- und Gasnetze bestmöglich ausnutzen. Denn wir stellen fest, dass der Leitungsbau zwar auf dem Papier rasch geplant ist, aber nicht so schnell umgesetzt werden kann, wie wir das benötigen. Es gibt eine Vorstellung davon, wie sich das System weiterentwickeln sollte. Aber das ist mitnichten die Lösung, wie das Energiesystem im Detail 2030 und in den Folgejahren aussehen kann. Es wartet eine Menge Arbeit auf uns. Immerhin gibt es in der Politik und beim Gesetzgeber die Erkenntnis, dass wir einige Prämissen und die Art der Herangehensweise ändern müssen und zum Beispiel zu einem Systementwicklungsplan kommen müssen. „Man würde sich einen integrierten Netzbetreiber wünschen“ Fette: Die Sektorenkopplung hat eine Menge energetischer Vorteile. Man könnte gerade auf dezentraler Ebene sehr intelligente Lösungen schaffen. Als man das Unbundling eingeführt hat, war so etwas natürlich noch nicht vorgesehen. Aber heute würde man sich einen integrierten Netzbetreiber wünschen, der diese Fragen über die Sektorenkopplung aktiv mit angehen kann. Küppers: Beim Thema Unbundling sind wir abhängig von dem, was der Gesetzgeber fordert. Aber wir geben natürlich Hinweise, was sinnvoll wäre. Und da stehe ich auf der Seite von Amprion und Open Grid Europe, die sich bereit erklärt haben, einen Sektorentransformator im regulierten Geschäft ohne Förderung aufzubauen, solange niemand anders dazu bereit ist. Wir würden das Gleiche gerne im Verteilnetz machen. Weil wir feststellen, dass solche Anlagen, die beispielsweise in Engpassgebieten Strom in Wasserstoff umwandeln, der dann für Mobilität, Wärmeoder Stromerzeugung oder in industriellen Prozessen genutzt werden kann, absolut Sinn machen, derzeit aber aus wirtschaftlichen Gründen sonst nicht realisiert werden. Setzt das Regulierungssystem die richtigen Anreize, damit das Netz smart wird? Das jetzige Regime belohnt das Investment in Kupfer. Können die Netze so smart werden? Fette: Mit der jetzigen Regulierung kann ich nicht viel anfangen. Sie ist ein Benchmark, ein Vergleich mit der Vergangenheit. Dabei muss doch ein neues System gestaltet werden! Um das tun zu können, bräuchten die Netzbetreiber ein flankierendes System, das ihnen Investitionspfade eröffnet. Das sehe ich zumindest im Verteilnetz aktuell nicht. Eine reine Kupferzählung ist vor allem auch deshalb nicht zielführend, weil wir ja automatisierte Netze benötigen. Um die zu gestalten, braucht es Manpower und Brain - power. Eigentlich benötigt man mehr Personal, um diese Aufgaben umzusetzen. Die Regulierung muss das aufgreifen. „Brauchen im Netz Anreize, intelligenter zu werden“ Küppers: Ich teile diese Feststellung weitgehend. Auch ich bin der Meinung, dass wir einen Ordnungsrahmen brauchen, der anreizt, intelligenter zu werden und nicht nur sozusagen Kabel dicker zu machen. Das haben die Bundesnetzagentur und auch das BMWi inzwischen ver- BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6 9

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