meinbrandenburg.tv
Home / Brandenburg Wirtschaft / Brandenburg goes digital – Mit 450 Megaherz in die Zukunft

Brandenburg goes digital – Mit 450 Megaherz in die Zukunft

(MH) Smart Meter sind kleine elektronische Bauteile in der Stromversorgung, die letztendlich für die Energiewende von eminenter Bedeutung sind und den klassischen Ferraris Stromzähler ablösen. Sowohl im Privatbereich (Smart Meter) als auch beim Ausbau der Netze (Smart Grid) sind diese intelligenten Techniken unverzichtbar, um den volatilen Strommengen im Übertragungs- und Verteilnetz sowie im Haushalt gerecht zu werden. Eine Lösung, um den notwendigen Rollout von Millionen von Smart Metern zu ermöglichen, ist die Breitbandfrequenz von 450 Megahertz, die auch LTE-fähig ist. Dies ist das digitale Funknetz der Energiewirtschaft, das für die Kommunikation sowie für Mess- und Regeleigenschaften für die Stromversorgung in Echtzeit vorbereitet wurde. Seit Ende 2023 ist dieses Netz in Brandenburg mit einem ersten Funkmast in Betrieb. Dieser Beitrag konzentriert sich auf den Smart Meter und ist von Michael Huppertz verfasst, der die Einführung der Smart Meter über viele Jahre begleitet und beobachtet hat.

Alexander Montebaur, Vorstandsvorsitzender des Verteilnetzbetreibers E.DIS AG, der das Verteilnetz in Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern mitverantwortet, beurteilt die Einführung der Technik als wichtigen Meilenstein. „Die Einführung des 450-MHz-Netzes ist ein bedeutender Meilenstein für uns, um die Kommunikation im Energiesektor unter den stetig wachsenden Anforderungen wie eMobility oder den Anschluss zahlreicher erneuerbarer Energien-Anlagen krisenfest sicherzustellen, zu verbessern und die Digitalisierung voranzutreiben.“

Früher wurden hohe Transportverluste akzeptiert

Historisch betrachtet gab es in Deutschland in den 1980er Jahren etwa 700 bis 800 Strom-Einspeisepunkte, die das Stromnetz mit dem Kraftwerksmix aus Gas, Kohle und Kernkraft versorgten. Energieverluste beim Transport waren zu dieser Zeit an der Tagesordnung und wurden hingenommen, einzig die Netzstabilität musste gewährleistet sein. Alles war planbar, doch mit dem gesteigerten Energiehunger änderte sich alles. Die Entwicklung und der Ausbau mit erneuerbaren Energien ab 1991 veränderte die Spielregeln über technische Anforderungen im Netz. Betreiber und Verteiler mussten sich technisch neu orientieren. Politische Stolpersteine, Fehleinschätzungen und -entscheidungen behinderten in den Folge Jahren die Entwicklung. Die neuen und volatilen Energien mussten geregelt, gesteuert und individuell gemessen werden. Ab den 2000er Jahren wurde so der Ruf nach intelligenten Messzählern in Verbindung mit einer „politischen Leitplanke“ laut, da der klassische Ferrariszähler, die „Drehscheibe“, der analoge Stromzähler, im digitalen Zeitalter nicht mehr mithalten konnte.

Zum Vergleich, waren es in den Jahren vor 1990 noch 700 bis 800 Stromproduzenten“ sind es heute bundesweit rund 3,8 Millionen Energie produzierende Anlagen, sogenannte Einspeisepunkte. (Quelle Bundesnetzagentur, 2024)

Und diese erzeugten Strommengen müssen koordiniert, sprich gemessen, geregelt und gesteuert werden. Hierbei kommen die „intelligenten“ Unterstützungssysteme sowohl im Übertragungs- und Verteilnetz als auch künftig im Haushalt binnen Millisekunden, damit in Echtzeit, zum Einsatz. Die „gute alte Zeit“ , die den Strom nur aus der Steckdose lieferte, die ist schon lange vorbei.

Im Bundesland Brandenburg sind im Januar 2024 unterschiedliche EEG-Produktionsanlagen verzeichnet: 576 Biomasse-Anlagen, 105.607 Solaranlagen und 4.066 Windenergieanlagen (Quelle Bundes Netzagentur, 2024)

2001 gefordert – 2023 wurde aus der Anforderung ein Gesetz

Die politische Diskussion über den Smart Meter Rollout erstreckte sich über 20 Jahre, und erst im April 2023 wurde der flächendeckenden Einführung von Smart Metern mit dem „Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende“ (GNDEW) eine sichere Leitplanke zur Beschleunigung des Rolloutes gesetzt. Dem vorausgegangen war 2018 der erste Einsatz eines Smart Meters mit Genehmigung vom BSI (Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik) und der PTB (Physikalisch Technische Bundesanstalt).

Das Unternehmen Power Plus Communications erhielt als erstes Unternehmen 2018 eine Lizenz zum Einbau von Smart Meter

Es mussten jedoch zwei weitere Hersteller der „Gateways“ zertifiziert werden, denn es sollten mindestens drei sein, so die gesetzlichen Vorgaben. Die letzten Zertifikate wurden nach Inkrafttreten des Gesetzes vom 20. April 2023 erteilt. Durch die Implementierung von Smart Metern werden beispielsweise differenzierte Tarifangebote ermöglicht, die den Planungsaufwand der Versorger erleichtert und verbessert sowie die Sicherheit, insbesondere für kritische Infrastrukturen (KRITIS), in der Stromversorgung erhöht. Auch Industrie- und Privatkunden profitieren von neuen, flexiblen und individuell anpassbaren Tarifangeboten.

Flächendeckender Ausbau in Brandenburg bis Ende 2025

Bereits seit 2020 werden bei der E.DIS intelligente Zähler verbaut, die Herausforderung des Massen Rollouts konnten über das Mobilfunknetz nicht gewährleistet werden. Es ist daher nicht überraschend, dass sich die E.DIS in Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern bei der Entscheidung, ob das klassische Mobilfunknetz oder ein auf die Energiewirtschaft abgestimmtes „Kritis sicheres“ Funknetz genutzt wird, für den 450-MHz-Frequenzbereich entschieden hat und somit den ersten Smart Meter in Betrieb nehmen konnte. Bis Ende 2025 soll der flächendeckende Ausbau des Funknetzes realisiert werden. Das 450-MHz-Netz ist besonders, da es den Frequenzbereich des früheren C-Netzes entspricht. Die Lizenz für dieses Frequenzband wurde 2021 von der 450connect erworben. Dieses Unternehmen ist ein Joint Venture der deutschen Energiebranche, bestehend aus dem E.ON-Konzern, zu dem auch E.DIS gehört, und mehr als 70 weitere Energieunternehmen. Vor diesem Hintergrund wird ein cybersicheres, schwarzfallfestes (damit auch bei Stromausfall verfügbar) und hochverfügbares Funknetz in Deutschland aufgebaut, von dem die Brandenburger Abnehmer entsprechend profitieren. Letztendlich sind das Voraussetzungen, die in einem Flächenland wie Brandenburg zum Ausbau der Versorgungssicherheit erforderlich sind.

Auf einen Nenner gebracht: das 450 MHz Frequenzband ist einer der zentralen Bausteine für die Umsetzung der Energie- und Verkehrswende und trägt damit zur Realisierung der Klimaziele in Deutschland bei. Millionen von „smarten“ Reglern in Haushalten und Unternehmen (Machine-to-Machine) können so gemanagt werden.
(Foto: E.DIS AG)

Mehr Schutz und Sicherheit für kritische Infrastrukturen (KRITIS)

Das Netz ist somit auch optimal für die Anforderungen von Betreibern kritischer Infrastrukturen, da es sowohl in der Fläche als auch in Gebäuden physikalisch bedingt sehr gute Ausbreitungseigenschaften hat und Mengen an Machine-to-Machine-Anwendungen steuern und überwachen kann. Aufgrund dieser Ausbreitungseigenschaften werden deutlich weniger Funkmasten als in vergleichbaren Mobilfunknetzen benötigt. 

Erster E.DIS Funkstandort nördlich von Berlin

Nach einem Pilotversuch in Werne (Westfalen) wurde der erste Funkstandort von der E.DIS Netz nördlich von Berlin in Betrieb genommen, und das erste intelligente Messsystem im 450-MHz-Funknetz installiert. Der Ausbau dieses Funknetzes wird bis 2025 abgeschlossen sein. Das 450-MHz-Funknetz bietet ausgezeichnete Ausbreitungseigenschaften sowie eine Notstromversorgung von 72 Stunden bei Stromausfällen. (Schwarzfall tauglich) Es ermöglicht zudem die Priorisierung von Anwendungen nach ihrer Kritikalität. Dieses Netz dient als resiliente und hochverfügbare Plattform für die Digitalisierung des Energienetzes.

Brandenburg wird für E-Mobilität und Tarifvielfalt vorbereitet

Der Vorstandsvorsitzende Alexander Montebaur hat also recht, wenn er die Einführung des Funknetzes für Brandenburg und auch Mecklenburg-Vorpommern „als wichtigen Meilenstein“ beurteilt. Denn die weiteren Herausforderungen zur Energiewende stehen bereits vor der Tür. Beispielsweise wird die E-Mobility ein verstärktes Thema werden. Ladesäulen und differenzierter Strombedarf müssen auch „außerplanmäßig“ innerhalb von Millisekunden geregelt und gesteuert werden. Haushalte und Unternehmen können so zukünftig von einer erweiterten Tarifauswahl profitieren, die eine individuellere Anpassung ermöglicht. Ein weiterer Beitrag zur Verringerung von Energiekosten. Es besteht weiterhin dringender Handlungsbedarf, um in kürzester Zeit Defizite aufzuholen, die sich über mehrere Jahrzehnte politischen Stillstands in der Entwicklung erneuerbarer Energien aufgebaut haben. Das Smart Meter Problem war eines davon. Brandenburg wird so auf die Zukunft ausgerichtet – und sichert sich damit einen weiteren komfortablen Spitzenplatz bei der Entscheidungsfindung für Neuansiedelungen und mehr Lebensqualität in einem prosperierenden Flächenland dank der 450 Megahertz Funktechnik die im C-Netz Stabilität bewiesen hat.

You must be logged in to post a comment Login