Sind die Stromnetze wirklich der Flaschenhals der Energiewende? Mit der geplanten Neuausrichtung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2027 gewinnt eine Frage zusätzlich an Bedeutung: Wie lässt sich Strom aus erneuerbaren Quellen so erzeugen, speichern und verbrauchen, dass er nicht nur klimafreundlich, sondern auch netzdienlich und wirtschaftlich eingesetzt wird? 

An der Hochschule Coburg arbeiten Prof. Dr. Bernd Hüttl und Prof. Dr. Christian Weindl an Lösungen mit dezentralen und intelligenten Systemen. Auch private Haushalte können dazu beitragen, dass die Energiewende gelingt. Die oberfränkische Region dient dabei als Testfeld.

Balkonkraftwerke werden immer beliebter: Sie sind einfach zu montieren, erzeugen Strom aus Sonnenenergie und können den Netzbezug eines Haushalts reduzieren. Ein praktischer Ansatz, der Prof. Dr. Bernd Hüttl von der Hochschule Coburg fasziniert. Er beschäftigt sich in seiner Forschung und Lehre mit der regenerativen Energieversorgung, der Weiterentwicklung von Photovoltaik-Systemen sowie der Überwachung von PV-Anlagen an der Fakultät Elektrotechnik und Informatik (FEI): „Regenerative Energiesysteme müssen intelligent sein, da es einer ständigen Abstimmung der Energieflüsse durch das Einbinden von Kurz- und Langzeit-Energiespeichern und ein intelligentes Energiemanagement bedarf.“

Energiewende im Kleinen

Pro Balkonkraftwerk mit 2000 Watt installierter PV-Leistung und Jahr würden durchschnittlich etwa 1500 Kilowattstunden Energie erzeugt, was einer Stromkostenreduktion von etwa 400 Euro entspräche, rechnet Prof. Hüttl vor. Bei etwa 1,5 Millionen solcher Installationen in ganz Deutschland könne damit an sonnigen Tagen eine theoretische Netzentlastung von 0,5 Prozent und eine CO₂-Einsparung von 750.000 Tonnen pro Jahr erreicht werden. Bei den marktüblichen Geräten mit bis zu 2000 Watt Leistung würde jedoch relativ wenig Strom ins Netz fließen: „Sie erhöhen im Wesentlichen den Autarkiegrad der Besitzer und sie senken den Netzbezug.“ Angenommen, die etwa 3000 in Coburg aufgebauten Balkonkraftwerke würden dennoch gleichzeitig ins lokale Niederspannungsnetz einspeisen, dann würde es das Netz verkraften. 

Die maximale Einspeiseleistung von Balkonkraftwerken ist gesetzlich auf 800 Watt begrenzt. Die weitaus größere Herausforderung für die Verteilnetze liege daher in der Koordination größerer, meist gleichzeitig einspeisender dezentraler PV- und Windkraftanlagen. Dafür brauche es Kommunikations- und Steuerungssysteme sowie eine Regulierung dieser Systeme und der verbundenen Speichersysteme. „Die Stromnetzbetreiber, bei uns also die SÜC, müssen die Netzstabilität und Versorgungssicherheit garantieren“, sagt Hüttl. 

Warum Netze mitdenken müssen

Sobald Batteriespeicher hinzukommen, werden immer mehr automatisierte Steuerung und moderne Stromzähler benötigt. Mehr dezentral erzeugter Strom verlangt neben Netzausbau auch mehr Intelligenz im System. Das ist das Fachgebiet von Prof. Dr. Christian Weindl, ebenfalls von der Fakultät FEI. Zudem leitet er zusammen mit Prof. Dr. Hüttl das Institut für Hochspannungstechnik, Energiesystem- und Anlagendiagnose (IHEA). „Ich beschäftige mich mit der Frage, wie unsere Energieversorgung auch in Zukunft sicher, nachhaltig und wirtschaftlich funktionieren kann. Mein Ziel ist es, aus klassischen Stromnetzen flexible und intelligente Energiesysteme zu machen.“ 

Smart Grids sind Systeme, die Erzeugung, Verbrauch und Speicherung digital aufeinander abstimmen und Haushalte – mit zum Beispiel Batteriespeichern, Elektroautos oder Wärmepumpen – als künftige Teile des Energiesystems steuern können. „Intelligente Netze sorgen dafür, dass diese Komponenten optimal zusammenarbeiten und Strom dann genutzt wird, wenn er regional verfügbar ist. Die Energiewende ist eine der größten technischen und gesellschaftlichen Transformationsaufgaben unserer Zeit. Intelligente Stromnetze sind der Schlüssel, damit Versorgungssicherheit und Klimaschutz zusammen funktionieren.“ 

Dabei spielen auch Digitalisierung und Künstliche Intelligenz im gesamten System eine wichtige Rolle, damit Verbraucherinnen und Verbraucher von mehr Effizienz, Transparenz und geringeren Kosten profitieren. Früher floss Strom überwiegend zentral erzeugt in eine Richtung zum Verbraucher. Heute entstehen zunehmend Netze mit vielen Einspeisepunkten in beide Richtungen. Dadurch steigen die Anforderungen an Netzführung, Regelungstechnik, Messsysteme und Prognoseverfahren erheblich, erklärt Weindl: „Das Stromnetz der Zukunft wird wesentlich datengetriebener und dynamischer arbeiten als heute.“ 

EEG-Novelle macht intelligente Netze noch wichtiger

Wie wichtig solche Systeme künftig werden, zeigt auch die geplante EEG-Novelle 2027. Erneuerbare Energien sollen stärker markt- und systemorientiert in das Stromsystem integriert werden, gleichzeitig soll der Ausbau stärker an den vorhandenen Netzkapazitäten ausgerichtet werden. Die Entwicklung entspricht damit genau der Richtung, in der Prof. Dr. Christian Weindl seit Jahren forscht: „Unsere Forschungen setzen an der Schnittstelle von erneuerbarer Erzeugung, Verbrauch, Speicherung und Netzbetrieb an.“ Die von ihm und seinem Team entwickelten Steuerungsstrategien und -systeme sollen dazu beitragen, Erzeugungsspitzen abzufangen und vorhandene Netzkapazitäten besser auszunutzen. Erneuerbare Energien können so gezielter eingesetzt oder gespeichert werden, wenn dies wirtschaftlich und für das Netz sinnvoll ist. „Damit kann es gelingen, den notwendigen Netzausbau zu begrenzen, intelligent zu steuern und effizient zu gestalten.“ 

Was heute noch nach Zukunftsmusik klingt, könnte dabei schon bald ganz konkret im Alltag ankommen: Auch Elektroautos könnten über bidirektionales Laden zu flexiblen, dezentralen Speichern werden und Teil eines intelligenten Energiesystems sein. Eine Photovoltaikanlage auf dem Dach, ein Batteriespeicher, eine Wärmepumpe und ein Elektrofahrzeug ließen sich dann so aufeinander abstimmen, dass überschüssiger Solarstrom beispielsweise zunächst gespeichert oder für das Laden des Fahrzeugs genutzt wird, während energieintensive Verbraucher möglichst dann aktiv werden, wenn Strom günstig und das Netz weniger belastet ist. 

„Wir entwickeln Steuerungsstrategien, die Mobilitätsanforderungen mit der Speicherung von PV-Überschüssen, der Reduzierung von Lastspitzen und der netzdienlichen Bereitstellung von Energie verbinden“, erklärt Weindl. Für Verbraucher kann das Stromkosten senken, gleichzeitig werden Erzeugung und Verbrauch besser aufeinander abgestimmt und vorhandene Netzkapazitäten effizienter genutzt.

Coburg als Praxisfeld

Deshalb werden am IHEA Simulations- und Steuerungsverfahren entwickelt, mit denen sich dezentrale Energiesysteme stabil und effizient betreiben lassen. Die Erkenntnisse fließen in Projekte mit Unternehmen und Kooperationen in der Region. „Die Energiewende kann nur funktionieren, wenn Forschung, Wirtschaft, Kommunen und Energieversorger eng zusammenarbeiten. Gerade regionale Kooperationen ermöglichen es uns, wissenschaftliche Erkenntnisse direkt in konkrete Anwendungen zu überführen“, sagt Weindl. 

Da im Coburger Raum ländliche und städtische Strukturen sowie unterschiedliche Netzsituationen und eine Offenheit für Innovation zusammentreffen, eignet er sich gut als Testfeld, um dezentrale Energiesysteme und teilautarke Quartierslösungen zu erproben. Die Energiewende entscheidet sich damit auch und vor allem auf Hausdächern, an Balkonen und in Verteilernetzen vor Ort. Dafür braucht es technische und gesellschaftliche Lösungen, Forschung und Menschen, die sie in die Praxis bringen.

Digitaler Zwilling soll Blick ins Stromnetz ermöglichen

Wie sich solche Forschungsansätze künftig noch stärker in die Praxis übertragen lassen, zeigt u.a. ein aktuelles Projekt mit einem Netzbetreiber aus Nordostbayern. Die Wissenschaftler arbeiten daran, ihre Simulationsplattform mit einem digitalen Zwilling des Netzes zu verbinden. Denn Netzbetreiber kennen den tatsächlichen Zustand ihres Netzes bislang nur an bestimmten Messpunkten. Durch die Kombination dieser realen Daten mit Simulationen lässt sich daraus ein umfassenderes Bild des Netzzustands ableiten. „Wir speisen die vorhandenen Daten in die Simulation ein und können daraus hochrechnen, was im gesamten Netz los ist“, erklärt Weindl. Eine solche Zustandsabschätzung könnte künftig helfen, Netze genauer zu überwachen, Belastungen frühzeitig zu erkennen und den Betrieb gezielter zu steuern. 

So könnte der digitale Zwilling zu einem wichtigen Werkzeug für die Energieversorgung der Zukunft werden: Er macht sichtbar, wo Netze belastet sind, wo Kapazitäten vorhanden sind und wie sich neue Erzeuger und Speicher integrieren lassen. Damit rückt das Ziel eines intelligenten Stromnetzes ein Stück näher, das nicht nur mehr erneuerbare Energie aufnehmen kann, sondern auch flexibel auf deren schwankende Verfügbarkeit reagiert. Die Zusammenarbeit mit Netzbetreibern ist dabei ein entscheidender Schritt, denn sie verfügen über zentrale Informationen und tragen Verantwortung für einen sicheren und effizienten Netzbetrieb.

Prof. Dr. Christian Weindl ist seit 2015 Professor für Elektrische Netze und Speicherintegration an der Hochschule Coburg und seit 2021 Forschungsprofessor. Er leitet das Institut für Hochspannungstechnik, Energiesystem- und Anlagendiagnose (IHEA) sowie die Labore für Smart Grid, Netzdiagnostik und Speicherintegration und für Energiespeicheranwendungen und intelligente Netze. Zu seinen Forschungsgebieten gehören intelligente Verfahren für Verteilnetze sowie die Modellierung und Optimierung von Energiesystemen. Zuvor war Weindl unter anderem bei Siemens im Bereich Power Transmission and Distribution – Network Consulting tätig und habilitierte 2012 an der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg. 

Prof. Dr. Bernd Hüttl ist seit 2013 Professor für Erneuerbare Energien an der Hochschule Coburg und leitet dort das Labor für Photovoltaik und Solare Energiewandlung. Seine Forschungsschwerpunkte liegen unter anderem auf Photovoltaik, Systemtechnik, Netzintegration, Messtechnik und der Betriebsführung von PV-Anlagen sowie auf Ertragsanalysen und -prognosen. Vor seinem Wechsel an die Hochschule war Hüttl von 2008 bis 2013 als Teamleiter einer Entwicklungsgruppe der Solarfirma Calyxo GmbH tätig und arbeitete zuvor viele Jahre als wissenschaftlicher Mitarbeiter und Projektleiter am Fraunhofer-Institut für Nachrichtentechnik (Heinrich-Hertz-Institut) in Berlin. Er promovierte 1997 an der Humboldt-Universität Berlin.