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Der Kupferdraht bekommt Verstärkung: Nullen und Einsen treiben die Energiewende voran

 

Da können die Durchmesser der Kupferkabel noch so dick sein – mit den Datenmengen der Digitalisierung, deren Verfügbarkeit in Echtzeit und den Analysepotenzialen durch vernetzte Messgeräte können es die Dinosaurier der neuzeitlichen Kommunikation nicht mehr aufnehmen. Der Vertrieb und die Verteilung elektrischer Energie stellt Energieversorgungsunternehmen (EVU) derzeit vor eine der größten Herausforderungen in der Geschichte der Elektrizität. Der weltweite Stromverbrauch steigt rasant an – die Prognosen sagen bis 2050 einen Anstieg um 100 Prozent zum Vergleichsjahr 1990 voraus. Die CO2-Emissionen müssen jedoch drastisch gesenkt werden, um den Planeten auch für die übernächste Generation lebenswert zu erhalten. Bei einer Energiegewinnung, die noch immer zu großen Teilen über Kohleverstromung realisiert wird, kein einfaches Unterfangen.

Dabei lassen die Zahlen des ersten Halbjahres 2019 der vom BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.) erhobenen Daten zunächst aufatmen: Bereits 44 Prozent des Stromverbrauchs in Deutschland werden durch erneuerbare Energiequellen gedeckt und CO2-neutral erzeugt. Hochgerechnet bei einem „weiter so“ liegt der Anteil 2030 jedoch erst bei 54 Prozent – gut 10 Prozent unter den politischen Klimaschutzzielen des aktuellen Koalitionsvertrages der Bundesregierung. Und damit weit weg von der Ziellinie. Doch Akteure der digitalen Transformation zeigen sich optimistisch: „Wir können aufholen, die Technik ist vorhanden – es gilt heute, Netzinfrastruktur mit Intelligenz auszustatten und die Systemintegration voranzubringen,“ so Jens Roseneck, Vice President Power Systems bei Schneider Electric. „Durch die steigende Anzahl von Elektroautos sowie die wachsende Community privater Energieerzeuger verändert sich der traditionelle Netzbetrieb. Noch vor 20 Jahren war die Stromverteilung zentralistisch strukturiert: Nur einige wenige Unternehmen produzierten und verteilten elektrische Energie. Heute haben wir eine dezentrale Erzeugerlandschaft.“

Dezentralisierung im Strommarkt

Es begann mit dem 100.000 Dächer-Programm, einer hohen Einspeisevergütung und Förderprogrammen der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) – alles ziemlich zeitgleich um die Jahrtausendwende: Viele Privatpersonen und genossenschaftlich organisierte Betreibergesellschaften errichteten Photovoltaikanlagen. Zunächst auf Scheunen oder landwirtschaftlich genutzten Hallen, später auch auf Turnhallen, Gemeindehäusern und auf Brachflächen. Aber auch auf kleinen Hausdächern blinkten immer mehr kristallblaue Module in der Mittagssonne.

Heute gibt es laut dem Bundesverband der Solarwirtschaft rund 1,7 Millionen Photovoltaikanlagen in Deutschland – und die Nachfrage beziehungsweise die Anzahl der neuinstallierten Anlagen steigt wieder. Die Einspeisung aus diesen privaten PV-Anlagen aus allen Teilen der Bundesrepublik sowie die hohe Konzentration von Windanlagen im Offshore Bereich der Nordsee erfordern eine dezentrale Verteilerstruktur, die auch große Energiemengen über große Distanzen transportiert. Und sie benötigen Speichermöglichkeiten. Denn es gilt, die Ertragsschwankungen, die naturgemäß bei wetterabhängigen Energiequellen wie Wind und Sonne auftreten, auszugleichen. Ein neuralgischer Punkt vor allem bei kritischen Infrastrukturen, wie sie in Krankenhäusern, Rechenzentren oder bei Ladeinfrastrukturen für Elektromobilität vorherrscht. Eine konstante Verfügbarkeit von qualitativ hochwertigem Strom ist in diesen Bereich essenziell.

Parkende Autos werden zu Speichern

Nun, da der Strom mit erneuerbaren Quellen erzeugt ist, muss er im ganzen Land verteilt werden. Hierfür bieten sich die sogenannten Power-to-X-Lösungen an. Dabei handelt es sich nicht um eine Sportdrink-Marke, sondern „to-X“ steht hier für alle Technologien, bei denen elektrische Energie in einem Medium gespeichert wird. Dies können gasförmige Substanzen wie Wasserstoff oder Methan (Power-to-Gas) sein. Ebenso flüssige Substanzen wie Kraftstoffe (Power-to-Liquid) für den Verkehr. Die Speicherung von elektrischer Energie findet in diesen Medien dezentral statt und eine Rückverstromung ist bei Nachfrage ebenso dezentral möglich. Darüber hinaus kann der gesamte Elektrofuhrpark in Deutschland für die Speicherung von Strom zur Verfügung stehen. Denn besonders über den späten Vormittag bis zum frühen Nachmittag – wenn beispielsweise die PV-Analgen ihre höchste Produktivität erreichen – stehen Fahrzeuge vorwiegend auf Parkplätzen bei Arbeitgebern oder an Supermärkten und können frisch erzeugte Energie laden und speichern.

Eine solch komplexe Angebots- und Nachfragesituation erfordert natürlich ein ausgeklügeltes Lademanagement. Diese Vorgänge effizient und zuverlässig zu steuern, kann eines der vielzitierten neuen Geschäftsmodelle sein und vollständig von EVUs als Managed Services angeboten werden.

Intelligente Messgeräte unterstützen Prosumer-Trend

Nun ist es aber nicht damit getan, den aus verschiedenen Quellen und an unterschiedlichen Orten hergestellten Strom zu verteilen. Der wachsende Anteil an Prosumer-Haushalten erfordert darüber hinaus einen bi-direktionalen Lastfluss: Denn Prosumer produzieren nicht nur, sondern konsumieren gleichermaßen die selbstgewonnene Energie. Die hierfür erforderlichen Anforderungen wurden seitens des Gesetzgebers schon früh erkannt und im Energiewirtschaftsgesetz entsprechend manifestiert: Mit dem sukzessiven Einbau intelligenter Messgeräte soll insbesondere auf eine Flexibilisierung von Angebot und Nachfrage hingewirkt werden. Ein Wettbewerb zwischen effizienten und flexiblen Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten, eine effiziente Kopplung des Wärme- und des Verkehrssektors mit dem Elektrizitätssektor sowie die Integration der Ladeinfrastruktur für Elektromobile in das Elektrizitätsversorgungssystem sollen die Kosten der Energieversorgung verringern, die Transformation zu einem umweltverträglichen, zuverlässigen und bezahlbaren Energieversorgungssystem ermöglichen und die Versorgungssicherheit gewährleisten (EnWG, §1a (3)). Die im Energiewirtschaftsgesetz eingeschlagenen Eckpfeiler umreißen den Handlungsbedarf klar und die Digitalisierung hat die Antworten parat: IoT-fähige, ganzheitliche Lösungen wie EcoStruxure von Schneider Electric, in der vernetzte Produkte zur Messung, Steuerungselemente und Analyse-Software durchgängig miteinander kommunizieren. Eingebettet in eine solche holistische Architektur, stehen Energieversorgern mit digitalen Lastmanagementsystemen wie dem Advanced Distribution Management System (ADMS) Anwendungen zur Verfügung, die Distribution- und Outage-Managementsysteme wie auch ESCADA in einem umfassenden Energie- und Netzmanagement darstellen.

VNB: Anschluss- und Abnahmepflicht für elektrische Energie

Während das Energiewirtschaftsgesetz Angebot und Nachfrage flexibel halten, Energiekosten verringern und Versorgungssicherheit mit dem Einbau intelligenter Messgeräte erst noch gewährleisten will, sind Verteilernetzbetreiber (VNB) heute schon zum Anschluss und zur Abnahme von elektrischer Energie verpflichtet – und zwar unabhängig von der Aufnahmefähigkeit des Netztes. Der Druck zur konsequenten Digitalisierung der Netze wird dadurch noch deutlich erhöht. Neben Aus- und Erweiterungsbauten der Netzkapazitäten können Betreiber diesen Herausforderungen nur gerecht werden, wenn sie darüber hinaus ihre Netze intelligent steuern und bestehende Infrastrukturen modernisieren und an geänderte Erfordernisse anpassen. Denn das Problem alter Netze besteht darin, dass sie vor mehr als 30 Jahren nach einem komplett anderen Anforderungsprofil spezifiziert und errichtet wurden. Jens Roseneck: „Die Lage ist komplex, bietet aber enorme Chancen für zukunftsfähige und -weisende Modernisierungen. Um die Transformation hin zu digitalen Netzen erfolgreich zu gestalten, müssen wir uns von proprietären Systemen verabschieden. Es darf keine Insellösungen mehr geben, sondern die Vernetzung von Systemen muss im Vordergrund stehen. Denken wir nur an die komplementäre Erweiterung von Kapazitäten in Niederspannungsnetzen in historischen Stadtumgebungen: Wollte hier jeder Akteur seine eigenen Standards durchsetzen, hätten wir den Turmbau zu Babel und die Integration von jahrzehntealter Infrastruktur mit neuester digitaler Technik würde grandios scheitern. Daher ist für uns die Nutzung offener Standards das Gebot der Stunde.“

Die große Frage am Ende: Sind Bits und Bytes das neue Kupfer?

Gesucht wird die wirtschaftlich rentable und ökologisch nachhaltige Lösung, die das schwankende Angebot von Sonnen- und Windenergie ausgleicht und eine zuverlässige Versorgung mit qualitativ hochwertiger elektrischer Energie garantiert. Mit Kupferkabel allein ist das nicht mehr zu schaffen – sei der Durchmesser noch so groß. Digitale Lösungen, die einzelne Sektoren wie Wärme, Verkehr und Strom intelligent koppeln, können Angebot und Nachfrage feinjustieren und bedarfsgerecht steuern. Dieses für die Grundversorgung mit Energie essenzielle System bedarf jedoch einer hypersensiblen Mess- und Regeltechnik und einem dynamischen, auf Prognosen basierendem Erzeugungs-, Last- und Speichermanagement. Lokale Energieerzeuger müssen hier in die Verteilernetzte eingebunden und Energieströme intelligent gesteuert und optimiert werden. ADMS von Schneider Electric ist speziell hierfür entwickelt: Das System gleicht Schwankungen aus, erhöht die Flexibilität und ermöglicht die Einbindung funktionaler Stromspeicher. Die Herausforderungen, denen Energieversorgungsunternehmen heute gegenüberstehen, sind enorm. Dank digitalisierter Lösungen sind diese zu meistern. Energieexperte Jens Roseneck fasst zusammen: „Wir müssen regenerative Stromerzeugung und ihre Einbindung in das Mittel- und Niederspannungsnetz auf der einen sowie Verbräuche, sprich Lastabnahmen auf der anderen Seite mittels intelligentem Lastmanagement flexibel steuern können.“ EVUs können hier die Chancen nutzen und neue Geschäftsmodelle in der sich stark wandelnden Versorgerstruktur für sich eröffnen.

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