Auf zu sicherer Energie

Bei Weitem nicht die einzige Herausforderung für die Netzbetreiber. »Jede Sicherung einer Leitung kostet Geld – wir sind in einem Dilemma zwischen Ökonomie, Wirtschaftlichkeit und Robustheit des Systems. Der Ausbau der Netzinfrastruktur für die Integration der Erneuerbaren sollte dabei klar Priorität haben«, ordnet Prof. Christof Wittwer ein, Geschäftsfeldleiter am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE. »Schließlich ist die Drehscheibe der Energiewende derzeit das in die Jahre gekommene Stromnetz.« 

Doch Erneuerbare liefern bisher keine Momentanreserve, die als Puffer für kurzzeitige Schwankungen im Stromnetz gebraucht wird. Bisher sorgten die großen Kohle- oder Atomkraftwerke durch das Ein- bzw. Ausspeisen von Rotationsenergie dafür, dass Lastspitzen ausgeglichen werden und sich die Netzfrequenz stabilisiert. Den neuen dezentralen Anlagen fehlen jedoch schwere Generatoren und Turbinen, weshalb die notwendige Momentanreserve auf anderem Weg bereitgestellt werden muss. »Der Ausbau des Stromnetzes und die damit verbundenen Veränderungen sind hochkomplex«, weiß Wittwer. »Mussten Netzbetreiber früher ein- bis zweimal pro Tag in den Netzbetrieb eingreifen, sind heute um die 500 Eingriffe täglich nötig.« Für den Kunden heißt das: Es wird teurer.

Künstliche Intelligenz soll bei der Netzstabilisierung helfen und Kettenreaktionen samt Stromausfall verhindern. Wie genau dies auf Übertragungsnetzebene aussehen kann, erforscht derzeit ein Team des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und
Energiesystemtechnik IEE zusammen mit dem Chiphersteller NVIDIA und dem Netzbetreiber TransnetBW im Projekt »eKI4DS – Erklärbare KI für Dynamische Stabilität«. Ziel ist es, die KI durch Maschinelles Lernen in die Lage zu versetzen, kritische Zustände umgehend zu erkennen, die menschlichen Operateure zu warnen und mit Vorschlägen möglicher Gegenmaßnahmen zu versorgen. Die Herausforderung liegt dabei vor allem darin, das KI-Modell mit aktuellen Daten zum Zustand des Netzes zu füttern, denn die KI benötigt eine Vielzahl an Simulationen, um alle Eventualitäten abzudecken. Dabei stößt konventionelle Software schnell an ihre Grenzen. Abhilfe schafft hierbei eine Open-Source-Software, die auf einem komplexen, riesigen Modell des deutschen Übertragungsnetzes beruht. Damit wird das KI-Modell trainiert und später betrieben. An kleineren Testnetzen konnte die KI bereits zeigen, was in ihr steckt. 

Doch braucht die KI immer auch Menschen, um das Netz stabil zu halten. Gut geschultes Personal ist jedoch zunehmend schwieriger zu finden. »Die Operatoren in den Netzleitwarten haben sehr lange Einarbeitungszeiten von ein bis zwei Jahren«, weiß Dr.-Ing. Dennis Rösch, Gruppenleiter am Fraunhofer-Institut für Optronik, Systemtechnik und Bildauswertung IOSB, Institutsteil Angewandte Systemtechnik AST. Eine KI-Agentenlösung, die den Datenaustausch zwischen den Datenhaltungs- und Analysesystemen ermöglicht und die Analyse automatisiert, soll den Netzbetreibern künftig unter die Arme greifen. Der Agent, eine Art digitaler Mitarbeiter, führt die üblichen Analyseschritte durch und stellt das Ergebnis bereit. Das Betriebspersonal trifft dann auf dieser Grundlage die Entscheidung. Ein Testlauf mit drei deutschen Netzbetreibern wurde im Februar 2026 aufgenommen; in ein bis zwei Jahren könnte das System bereits menschliches Personal unterstützen. Anschläge wie in Berlin werden sich damit zwar nicht verhindern lassen; Stromausfälle wie in Spanien, die vor allem auf Netzschwankungen zurückzuführen sind, könnte man mit der Lösung hingegen eindämmen oder gänzlich abwenden.

Nun ist die Netzstabilität nicht allein ein deutsches Problem, sondern eine europaweite Herausforderung – schließlich ist das elektrische Netz auf europäischer Ebene ein Verbundnetz. »Europäischer Austausch ist elementar, es sind Koordination und gemeinsames Verständnis gefragt«, weiß Dr.-Ing. Diana Strauß-Mincu, Gruppenleiterin am Fraunhofer IEE. Hier setzt das EU-Projekt InterSCADA an, das die Zusammenarbeit der europäischen Netzbetreiber intensivieren soll. Um Anomalien europaweit frühzeitig erkennen und beheben zu können, wird in dessen Rahmen eine modulare Open-Source-Plattform zur Datenerfassung, Fernüberwachung und Steuerung von Energienetzen entwickelt. Das Fraunhofer-Team steuert u. a. ein Modul zur Trägheitsbeobachtung und -schätzung bei. Zudem bringt Fraunhofer ein Entscheidungsunterstützungsmodul ein, das auf einem Digitalen Zwilling beruht und dabei helfen soll, unterschiedliche Störungen zu analysieren und die Folgen verschiedener stabilisierender Maßnahmen zu untersuchen. Strauß-Mincu: »InterSCADA dürfte künftig dazu beitragen, die Stabilität des Netzes zu steigern und Ausfälle unwahrscheinlicher werden zu lassen.«

Auch im Netz selbst lässt sich einiges tun, um es bei einem weiteren Zubau von erneuerbaren Energien stabil zu halten. Großer Hoffnungsträger sind netzbildende Wechselrichter. Sie können Frequenz und Spannung aktiv stabilisieren und so die Schwungmasse der konventionellen Kraftwerke ersetzen, was die Widerstandsfähigkeit gegenüber Netzfehlern erhöht. Erste netzbildende Wechselrichter sind bereits auf dem Markt. Zudem gibt es seit diesem Jahr auch einen Markt für Momentanreserven, an dem diese Funktionalität vermarktet werden kann.

Um netzbildende Wechselrichter zu testen, haben die Forschenden des Fraunhofer ISE ein Mess- und Bewertungsverfahren sowie einen Anforderungskatalog entwickelt. Im Projekt SUREVIVE untersuchen sie zudem, in welchem Ausmaß netzbildende Wechselrichter das Stromnetz stabilisieren. Der Projektpartner Schoenergie hat dafür erstmalig ein netzbildendes Batteriesystem direkt an ein Umspannwerk angeschlossen. Um die Risiken für diesen Feldtest möglichst gering zu halten, analysierten die Forschenden des Fraunhofer ISE die netzbildenden Eigenschaften und das Verhalten vorab in ihrem Multi-Megawatt-Lab. Künftig könnten dann entsprechende Batteriespeicher mit Hunderten von Megawatt Speicherkapazität bei Bedarf für einen Energieausgleich sorgen – und gleichzeitig das Netz stabilisieren und mit der notwendigen Momentanreserve versorgen, die bisher von den konventionellen Kraftwerken bereitgestellt wurde.

Im Verbundprojekt ALene arbeiten auch Forschende des Fraunhofer-Instituts für Fabrikbetrieb und -automatisierung IFF daran, netzbildende Wechselrichter in Kombination mit Batteriesystemen als stabilisierende Maßnahme ins Netz zu integrieren. Das Projekt zielt auf die Entwicklung intelligenter Algorithmen und leistungselektronischer Systeme ab, um die Resilienz der Netze zu erhöhen. »Wir wollen negative Netzeinflüsse reduzieren und kompensieren, die Versorgungsqualität steigern, Betriebsmittel entlasten und die vorhandene Netzinfrastruktur optimal nutzen«, verdeutlicht Dr. Christoph Wenge vom Fraunhofer IFF.

Eine innovative Online-Impedanzmessung ermöglicht es den Forschenden dabei, kontinuierlich und in Echtzeit den Zustand des Netzes zu überwachen. Die Messsysteme leiten ihre Daten umgehend zur Leitwarte weiter, wo die Algorithmen daraus die Netzsituation abbilden, den optimalen Sollwert ermitteln und diesen an die Wechselrichter zurückspielen, damit diese netzstabilisierend arbeiten. Der netzbildende Wechselrichter ist bereits fertiggestellt, auch das Batteriesystem steht am Fraunhofer IFF schon parat. In den nächsten Monaten sollen sie zusammengeführt und mit der Messtechnik kombiniert werden. Künftig soll ALene dabei helfen, in Krisensituationen besser reagieren zu können.

Wie das System in Berlin hätte helfen können? Wenge: »Nach dem Anschlag hat das Echtzeitbild des Netzes nicht funktioniert. Insbesondere fehlten Echtzeitinformationen darüber, wie groß die betroffenen Netze waren und wo die Grenze zu den funktionierenden Bereichen lag – man war also ein Stück weit blind.« Das soll ALene künftig ändern. 

Berlin zeigt: Auch im Bereich Kommunikation gibt es im Krisenfall Verbesserungsbedarf. »Die Ereignisse in Berlin haben gezeigt, dass die Kommunikation zwischen Netzbetreibern, Krisenstab, Katastrophenschutz und Feuerwehr in komplexen Lagen noch weiter gestärkt werden kann«, meint Dr. Marc Richter, Abteilungsleiter am Fraunhofer IFF. Hier setzt das Integrated Operations Center IOC des Fraunhofer IFF an. Dabei handelt es sich um eine Art Leitwarte, die Daten zu Stromerzeugung, -transport, -speicherung und -verbrauch in einem einheitlichen System zusammenführt. Das IOC dient zudem als Forschungs- und Erprobungsumfeld. Dabei wird etwa untersucht, wie man den Menschen in der Leitwarte in hektischen Ausnahmesituationen mit digitalen Assistenzsystemen und Werkzeugen unter die Arme greifen kann. Dafür generiert das Team Trainingsszenarien. Die daraus gewonnen Daten wiederum werden genutzt, um eine KI zu trainieren. Das Besondere dabei: Die KI entwirft die Szenarien selbst, priorisiert sie und entwickelt Lösungen.

Im optimalen Fall sollten die Mitarbeitenden der Leitwarten natürlich gar nicht erst in Stresssituationen kommen. Doch wie lässt sich das Energienetz gegen Überschwemmungen, Stürme, Anschläge wappnen? Dieser Frage gehen Forschende der Fraunhofer-Institute ISE, EMI, IEE, IEG und IOSB nach. Drei Störungsszenarien haben sie dafür definiert: technischer Defekt, Cyberangriff und Naturkatastrophe. Diese spielten sie in verschiedenen Ausprägungen mit einem allgemeinen Digitalen Zwilling der Verteilnetzebene durch. Die Daten für die Störszenarien, die die Forschenden mithilfe des Digitalen Zwillings erfasst haben, werden im »Resilienzmonitor« gebündelt, ausgewertet und visualisiert. Ein Planungstool ermöglicht es, die identifizierten Resilienzkriterien in die Planung künftiger Netzinfrastruktur einfließen zu lassen, um Stromausfälle möglichst zu vermeiden. Zudem fungiert der Resilienzmonitor als eine Art Frühwarnsystem für Netzbetreiber. 

Um die Resilienz des Stromnetzes bei Großstörungen zu erhöhen, haben Wittwer und sein Team auch den Einsatz von netzbildenden Wechselrichtern im Verteilnetz untersucht. Im Zusammenspiel mit großen Batterien könnten sie lokale Inselnetze bilden, sogenannte Microgrids, und betroffene Bereiche weiterhin versorgen. Die Forschenden haben dazu einen Batteriewechselrichter in einen Digitalen Zwilling des Netzes integriert. Dabei befinden sich reale Prüfkomponenten, in diesem Fall der Batteriewechselrichter, in einem virtuellen Stromnetz. Das virtuelle Netz berechnet verschiedene Störfälle, kalkuliert in Echtzeit deren Auswirkungen auf Frequenz und Spannung und prägt diese auf das tatsächliche Gerät auf. 

Könnte man nicht, fragten sich Anton Gorodnichev und Prof. Marco Jung aus dem Fraunhofer IEE, statt großer Batteriespeicher die Energie aus Autobatterien nutzen, um Netzausfälle zu überbrücken? »Voraussetzung ist das bidirektionale Laden: Darüber kann die Batterie der Autos nicht nur Strom tanken, sondern ihn auch wieder ans Netz abgeben«, weiß Jung. Die Idee, bei Dunkelflauten auf die Batterien von Elektroautos zuzugreifen, um den Engpass in den Netzen auszugleichen und die Batterien bei einem Überangebot wieder voll zu laden, gibt es schon länger – man spricht dabei von Vehicle-to-Grid. 

Im Projekt »Ladeinfrastruktur 2.0« haben die Fraunhofer-IEE-Forschenden diesen Ansatz in München und in Hamburg gemeinsam mit dem Automobilzulieferer Vitesco Technologies erfolgreich getestet. 

Im Projekt CombiPower entwickelt das Fraunhofer IEE das neuartige »Vehicle-to-Grid +«, welches weniger zur dauerhaften Netzstabilisierung gedacht ist, sondern dank der netzbildenden Regelung zur Notstromerzeugung bei Stromausfällen genutzt werden kann. Dabei bilden eines oder mehrere Fahrzeuge unabhängig vom übergeordneten Stromnetz selbstständig ein Inselnetz. Eine Fahrzeugbatterie hat eine Speicherkapazität von 90 Kilowattstunden, der Durchschnittshaushalt verbraucht etwa zehn bis 15 Kilowattstunden am Tag – eine Woche könnte man sich also mit so einem Fahrzeug versorgen. 

Es gibt also Hoffnung für Berlin – und anderswo.