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Autonom: Inseln, die sich selbst mit Energie versorgen müssen, sind die idealtypischen Anwendungsfelder von Mini- oder Microgrids.
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Microgrids: Inseln der Netz-Seligkeit

Text: Ariane Rüdiger für Energy 2.0 Fotos: iStockphoto/Richard Brooks, IBM, Kai Abresch/Euref
Ein neues Schlagwort macht die Runde: Mini- oder Microgrids geben auf überschaubaren Arealen eine Idee davon, was das Smart Grid dereinst in der Totalen leisten soll. Aber sie sind mehr als Smart Grids im Mini-Format: Sie können sogar noch Strom liefern, wenn ringsherum die Lichter ausgehen.

Sogenannte Mini- oder Microgrids sollen einen wichtigen Bestandteil des zukünftig flächendeckenden Smart Grid ausmachen. Doch was sind Mini- und Microgrids eigentlich? Eine trennscharfe Definition dieser Begriffe gibt es nicht, derzeit schneidert sich mehr oder weniger jeder Akteur seine Begrifflichkeit selber. Allerdings ist man sich anscheinend über ihre wichtigsten Eigenschaften einig: Beide Begriffe stehen für Erzeugungsstrukturen, deren Energie-Output mit nahe am Erzeugungsort stehenden Verbrauchern und Speichern so zusammenarbeiten, dass möglichst wenig Strom aus höheren Netzebenen bezogen oder an sie geliefert werden muss. Oft werden Strom und Wärme in solchen Strukturen gemeinsam betrachtet; das ist aber nicht immer der Fall.

Mini- oder Microgrids haben gleich mehrere Vorteile: Im Idealfall können sie einen begrenzten Bereich auch dann mit Strom versorgen, wenn auf den übergeordneten Netzebenen der Strom ausfällt. Zusätzlich lassen sie sich, wenn innerhalb ihrer Grenzen Probleme auftreten, vorübergehend abkoppeln, so dass großflächige Ausfälle aufgrund lokaler Fehler vermieden werden. Weil Erzeuger und Verbraucher lokal ein Gleichgewicht anstreben, sollen sich auf dem Transport beruhende Energieverluste vermeiden lassen, der Bedarf an Stromleitungen soll somit sinken. In der Praxis ist der Weg dahin jedoch noch weit. Es fehlen nicht nur lokale Energiespeicher, sondern auch Vernetzungsstandards und bidirektional ladbare Elektromobile, die als Speicher hoher Leistung meist ein wichtiges Element in den Konzepten darstellen.

Doch langsam aber sicher tut sich etwas. Die EU begann schon zwischen 2006 und 2009 die gezielte Erforschung der Technologie mit dem Projekt „More Microgrids“. In europaweit acht Testarealen, einige davon Inseln wie Kreta und Bornholm, und von daher ohnehin auf möglichst autonome Versorgung angewiesen, testete man die Möglichkeiten und Tücken von Smart-Grid-Technologien. Die Erkenntnisse des Projekts flossen in die weitere Standardisierung und Entwicklung von Smart Grids ein.

Auch viele Elemente der Modellprojekte im Rahmen von E-Energy haben mit dem Aufbau und dem Betrieb mehr oder weniger autonomer nahräumiger Stromerzeugungs- und Verbrauchsstrukturen zu tun - am meisten beim Projekt RegModHarz, wo unterschiedliche Erzeuger, Verbraucher und ein Pumpwasserspeicher zusammengeschaltet wurden. Dies sollte zeigen, dass auch Erneuerbare im Stande sind, die typischen Verbrauchsprofile einer begrenzten Region so abzubilden, dass das Stromnetz stabil bleibt. Das RegModHarz-Team erweiterte dafür den Kommunikationsstandard IEC 61850 um Elemente zur Anbindung dezentraler Systeme an eine zentrale Kontrollstation und kombinierte sie mit einem Regionalstromtarif.

Bringt der EEBus Smart Grids in Fahrt?

Besonders wichtig für Mini- oder Microgrids könnte in Zukunft eine andere Folge des E-Energy-Projekts werden: der Vernetzungsstandard EEBus. Er wurde anlässlich der Hannover Messe von seinem Erfinder, dem Elektronikunternehmen Kellendonk, einem gemeinnützigen Verein übergeben und fließt nun in die nationalen und internationalen Standardisierungsgremien ein, mit denen die Initiatoren gut vernetzt sind. Freie Verfügbarkeit soll dafür sorgen, dass möglichst viele Akteure EEBus nutzen.

Er fungiert wie ein Übersetzer, der die Unterschiede zwischen der Vielzahl verwendeter Daten-Vernetzungsstandards im Elektrobereich (KNX, Wireless M-Bus, DSL-Varianten, auf der Ebene der Netzsteuerung zum Beispiel IEC 61850 mit allen Varianten) ausgleichen und so universelle, schnelle Kommunikationsfähigkeit zwischen den verschiedenen Netzebenen und allen Netzelementen bis hin zum Hausgerät sicherstellen soll. Daran hapert es nämlich bisher.

Vorläufig noch ohne EEBus arbeiten einige Minigrid-Projekte, die kürzlich an den Start gegangen sind. Ein Beispiel ist IBMs Campus Ehningen. IBM möchte mittelfristig auf den rund 61.500 Quadratmetern des Areals eine möglichst autonome Energieversorgung für Arbeitsplätze umsetzen. Ausgefeiltes Gebäudemanagement, ein schon laufendes gasbetriebenes BHKW, diverse PV-Anlagen und Lademöglichkeiten für Elektromobile sollen zusammenspielen. Der Autovermieter Hertz, mit dem IBM hier zusammenarbeitet, stellt derzeit zwei Elektrofahrzeuge bereit, die dort mit Solarstrom aufgeladen werden und IBM-Mitarbeitern als Shuttle zum Flughafen dienen sollen. „Das Projekt steckt derzeit noch in einem sehr frühen Stadium, deshalb sind viele Details noch nicht definiert“, sagt Frank Schwammberger, der für IBM-Softwarelösungen für den Energiebereich zuständig ist. Erfolgreich sei es aber schon heute: „Das BHKW deckt ein Drittel unseres Strom- und drei Viertel des Wärmebedarfs.“ Wegen des optimierten Gebäudemanagements werde reichlich Kohlendioxid eingespart.

Vorzeigeprojekt Euref-Campus

Ein weiteres vieldiskutiertes Projekt, vom Betreiber selbst als „Micro Smart Grid“ bezeichnet, ist der Euref-Campus (Europäisches Energieforum) in Berlin. Aus diesem teils privat, teils öffentlich finanzierten Vorhaben auf dem Gelände rund um das Berliner Gasometer soll ein städtisches Vorzeigeareal für Nachhaltigkeit mit einer Mischung aus 5000 Arbeitsplätzen und Wohnbebauung werden. Unter anderem entstand dort der größte E-Mobil-Parkplatz in Berlin mit dreißig Ladesäulen, von denen immerhin zwei bidirektional betrieben werden. Nutzer ist derzeit das DB-Carsharing-Projekt Flinkster, einer der Kooperationspartner.

Energie bezieht das Projekt derzeit aus fünf Windrädern mit je 1 kW Nennleistung, die Mitte März den Betrieb aufnahmen, drei PV-Anlagen mit insgesamt 53 kWp - zwei auf dem Dach, eine nachgeführt, was erheblich die Effizienz steigert und für gleichmäßigere Leistung sorgt. Dazu kommen zwei Blockheizkraftwerke, gespeist von zertifiziertem Biogas aus dem Gasag-Erdgasnetz. Eines davon produziert in erster Linie Strom mithilfe einer Brennstoffzelle, das andere ist wärmegeführt, arbeitet mit einem 4-Zylinder-Sterlingmotor und beheizt mit seiner Abwärme die Büros. Schneider Electric baut als weiterer Kooperationspartner auf dem Campus die neue Deutschlandzentrale, die ebenfalls samt Gebäudemanagement sowie E-Mobil-Flotte voll in das Micro Smart Grid einbezogen wird. Weiter arbeitet auf dem Gelände eine 150-kWh-Batterie in Bleitechnik zur Netzpufferung, eine zusätzliche Batterie mit 100kWh Kapazität in Redox-Flow-Technologie steht auf der Wunschliste.

Ziel ist, die Integration von Verbrauchern und Erzeugern zu testen und - vor allem - ein funktionierendes Geschäftsmodell für die Einbindung von Elektrofahrzeugen zu entwickeln. „Schließlich würde schon ein Drittel der für 2020 geplanten Million Elektroautos so viel speichern können wie alle derzeit aktiven Pumpspeicher in Deutschland“, betont Frank-Christian Hinrichs, Leiter Plattform Elektromobilität der projektführenden InnoZ. Für die Umsetzung der ehrgeizigen Pläne ist bis 2015 Zeit. Derzeit wird über die Projektförderung verhandelt. Wie viel Geld es woher gibt, ist noch unklar, wobei hier sicherlich nützlich ist, dass Berlin-Brandenburg als eines von vier bundesdeutschen Schaufensterprojekten für Elektromobilität ausgewählt wurde.

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