Die Idee des Smart Grid, regenerative Energie verbrauchsnah zu erzeugen und die Überschussenergie, die dort nicht verwendet oder gespeichert werden kann, in das überlagerte klassische Energiesystem zu exportieren, dort entweder in anderen Regionen zu verwenden oder zu speichern und dann wieder zu beziehen, wird durch die zu erwartenden Engpässe bei den Netzen und Speichern mit neuen Problemen belastet. Der überregionale Austausch und die zentrale Speicherung müssen daher dringend durch dezentrale Technologien im Micro Grid ergänzt werden.
In einer neuen Task Force des ETG Fachbereichs V1 „Zentrale und dezentrale Erzeugung elektrischer Energie“ sollen nun für einen Zeithorizont bis 2050 die Möglichkeiten der Konvergenz von zentralen und dezentralen Erzeugungstechnologien zur Gestaltung einer überwiegend regenerativen Energieversorgung mit zentraler Backup-Versorgung untersucht werden.
Das Micro Grid erweitert die dezentrale Technologie durch die Möglichkeit zur vorübergehenden Teilautonomie und Energiebilanzierung, insbesondere dann, wenn zentrale Speicher und Übertragungskapazitäten wegen vorübergehender Engpässe nicht voll genutzt werden können.
Generell gilt, dass Langzeitspeicher derzeit weder im zentralen noch dezentralen Energiesystem wirtschaftlich darstellbar sind. Dies gilt auch für dauerhaft autonome Energie-Inselsysteme. Vielmehr ist eine intelligente Interaktion zwischen zentralen und dezentralen Systemen und deren Kurzzeitspeichern zweckmäßig, um die vorhandenen Speicher- und Netzkapazitäten möglichst voll und vorübergehend sogar bis zu den zulässigen Grenzen nutzen zu können. Die zukünftige Versorgungsphilosophie muss eine möglichst hohe dezentrale Energie-Eigennutzung entsprechend dem dort vorhandenen Dargebot bewirken. Neben den Ladestrategien von Elektromobilen sind Wärme- und Kältepumpenanwendungen und Demand Side Integration (DSI) bei Großverbrauchern und im Gebäudebereich von Bedeutung. Energieeffizienz in der Endanwendung der Energie ist dabei eine Grundvoraussetzung für die Energiewende, bei der im Wesentlichen fossile Energie durch erneuerbar gewonnene Elektrizität abgelöst wird.
Interessant sind dezentrale Versorgungskonzepte, die sowohl eine Begrenzung der eingespeisten Spitzenleistung als auch Erzeugungscharakteristiken mit höheren Volllaststunden aufweisen. Hierdurch können insbesondere unwirtschaftliche Investitionen zur Abwehr kurzzeitiger Spitzenbelastung der Netze bzw. zur Vermeidung eines exzessiven Ausbaus von Speicherkapazitäten vermieden werden. Außerdem lässt sich hierdurch der Bedarf an DSI vermindern.
Auch die Charakteristik der dezentralen regenerativen Energiequellen muss neu überdacht werden. Bisher haben diese Quellen in ihren Leistungen in Deutschland insgesamt die Spitzenlast des Netzes kaum überschritten. Bis zum Jahr 2020 kann daher die regenerative Energie im Prinzip im Netz aufgenommen werden, wenn die thermischen Kraftwerke bei Vorrang der regenerativen Energie ihre Leistungen zurückfahren.
Ab 2020 werden Perioden mit hohen regenerativen Erzeugungsüberschüssen möglich sein. Es wird wahrscheinlich zu einem Paradigmenwechsel kommen, bei dem regenerative Energie, die nicht lokal genutzt, im Netz transportiert oder dezentral bzw. zentral gespeichert wird, wegen der großen Menge kaum noch vergütet werden kann. Es ist daher erforderlich, das gesamte Energiesystem zu betrachten und hinsichtlich der volkswirtschaftlich minimalsten Kosten zu optimieren.
Die regenerativen Energien müssen daher stärker in den Netzbetrieb eingebunden werden. Bei der Photovoltaik wird bereits eine Abregelung ab 70 % der Nennleistung gefordert. In Untersuchungen am Photovoltaik-Forschungszentrum, das von der Energieversorgung Niederösterreich mit der TU Wien in Zwentendorf in Niederösterreich betrieben wird, ergeben sich hierbei folgende jährliche Energieverluste bei Abregelung (Tabelle 1 und Bild 1).
