Herr Dederichs, KI und Netzbetrieb, wie kann man sich dieser Frage annähern?

Es gibt eine Grundlogik, die für alle KI-Anwendungen gilt: Advice, Assist und Replace. Ich finde den Vergleich mit selbstfahrenden Autos sehr passend: Es beginnt mit einer Anzeige auf dem Tacho, die auf überhöhte Geschwindigkeit hinweist. Der zweite Schritt sind Assistenzsysteme. Da ruckelt dann schon mal das Lenkrad, das Assist-System versucht das Auto in der Spur zu halten. Und irgendwann kommt der Punkt, wo man sich die Frage stellt, ob man überhaupt noch einen Fahrer oder Fahrerin braucht – in den USA sind bereits selbstfahrende Taxis auf den Straßen unterwegs. Ein ähnlicher Prozess läuft in der Systemführung der Stromnetze.

Und auf welcher Stufe – analog dieser Einteilung - befindet sich bei Amprion die KI im Netzbetrieb?

Wir arbeiten bereits mit viel Rechnerunterstützung. Jede Viertelstunde werden im Netz Ausfallrechnungen angestoßen. Die Berechnungsergebnisse werden auf Bildschirmen angezeigt und von unseren Mitarbeitenden in entsprechende Handlungen umgesetzt. Wir haben also bereits die Advice-Phase. Mehr und mehr kommen wir in die Phase, in der das System selbst Vorschläge macht: Wie könnte man in bestimmten kritischen Situationen reagieren, welche Maßnahmen sollten ergriffen werden? Die Frage ist, wie stark die Prozesse automatisiert werden – und wer am Ende die Verantwortung trägt. Vertrauen wir eher dem menschlichen oder dem Autopiloten? Denn in bestimmten Situationen müssen Entscheidungen schnell und unter hohem Druck getroffen werden. Das zeigte sich letztes Jahr auch auf der iberischen Halbinsel, als es dort zu einem Blackout kam. Es blieben nur Sekunden, um zu reagieren. In solch kurzen Reaktionszeiten kann der Mensch nur wenige Entscheidungen treffen. Das sind Situationen, in denen die KI helfen kann, insbesondere in einem Stromsystem mit Millionen von dezentralen Prosumenten. Die KI kann helfen, große Datenmengen in kurzer Zeit auswerten und komplexe Situationen einordnen.

Könnten Sie die gerade erwähnten Ausfallrechnungen noch näher erläutern, was ist das?

Das n-minus-1-Kriterium ist eine der grundlegenden Regeln im Netzbetrieb. Das n-1-Grundprinzip ist darauf ausgerichtet, dass der Ausfall einer Komponente – egal welcher Transformator, welche Leitung oder welches Kraftwerk ausfällt – nicht automatisch eine Störung des Gesamtsystems zur Folge hat. Ein Fehler darf nicht kaskadieren, sich nicht fortsetzen. Das wird umso anspruchsvoller, je mehr Dynamik in das System reinkommt. Heutige Planungsprozesse für den Netzbetrieb starten in der Regel eine Woche im Voraus mit dem Weak Ahead Planning Process (WAPP), dann gibt es am Vortag den Day Ahead Congestion Forecast (DACF), der auch die aktuellen Wettervorhersagen einbezieht. So können wir 24 Stunden im Voraus ziemlich genau sagen, wo mit Überlastungen zu rechnen ist, wo Schaltvorgänge notwendig werden oder eben auch Reservekraftwerke hochzufahren sind. Aufgrund der steigenden Zahl von flexiblen Anbietern kommen mehr Schwankungen in den Netzbetrieb. Wir müssen Wege finden, damit umzugehen.

Kommen wir zurück zu den Einsatzfeldern von KI. Welche gibt es neben dem Netzbetrieb?

Amprion nutzt KI auch zur Regelenergie-Prognose. Konkretes Beispiel: Wir nutzen Daten von fünf oder sechs verschiedenen Wetterdatenanbietern, die jeweils unterschiedliche Stärken haben. Manche Anbieter sagen Windgeschwindigkeiten verlässlich vorher, aber sind vielleicht nicht so gut darin, Nebel zu erkennen. Wir haben die KI darauf trainiert zu erkennen, welche Wetterdaten in welcher Zeit die besten Ergebnisse liefern, denn das ist für uns wichtig. Wenn wir eine Nebelfront nicht richtig erkennen, entstehen für die Photovoltaik mitunter Prognoseabweichungen von mehreren 1000 Megawatt. In dieser Anwendung könnte man bereits von Advice sprechen. Der Mensch ist aber immer noch im Loop drin, wie wir sagen. Für alles, was wir tun, gibt es immer eine Rückfallebene, so dass auch hier ein n-1-Prinzip herrscht.

In Ihrem Vortrag beim AI Energy Summit von Conexio-PSE sprechen Sie von einem Dilemma zwischen Stabilität und Kontrolle. Was ist damit gemeint?

Mir geht es darum aufzuzeigen, dass wir das System der Zukunft nicht mit den heutigen Methoden beherrschen können. Das zeigt sich an vielen Stellen, beispielsweise bei den gerade stattfindenden Ausschreibungen zum Kapazitätsmarkt. Heute fahren 90 Prozent der Markteilnehmer ihre Anlagen so, wie sie es in ihren Fahrplänen ankündigen. Die allermeisten Bilanzkreise – und das sind über 1200 in Deutschland – können sehr verlässlich sagen, was sie morgen einspeisen und verbrauchen, wie die Lastkurve über den Tag verlaufen wird. Jetzt kommen immer mehr schnelle Akteure ins System, das Paradebeispiel sind die Energiespeicher in Form von Batterien. Ich gehe davon aus, dass sie stärker im Intraday-Handel optimiert werden. Wenn es schon bald 40 Gigawatt Batteriespeicher im System gibt, die erst wenige Minuten vor Erfüllung entscheiden, einzuspeisen, werden Netzzustände kreiert, die schwer zu antizipieren sind. Sie sehen: Es fehlt noch an Verbindlichkeit. Das ist nicht trivial: Zukünftig haben wir vermutlich mehrere hundert Gigawatt an Speichern im Netz. Da wäre es schädlich für die Netzstabilität, wenn jeder seinen Fahrplan kurzfristig ändert. Für eine zügige Integration der Großspeicher brauchen wir also grundlegende Anpassungen am Marktdesign. Dazu zählt u.a. mehr Transparenz, um Informationen über die Fahrweise der Speicher zu erhalten. Nur so halten wir das System stabil und kosteneffizient

Wer diskutiert denn diese Dinge in Bezug auf den Netzbetrieb?

Das ist die Plattform Systembetrieb 2030, angesiedelt beim Bundeswirtschaftsministerium. Dort werden viele Facetten diskutiert: Wie müssen sich die Systemdienstleistungen weiterentwickeln? Welche Anforderungen müssen wir in Zukunft stellen? Wie können die Erneuerbaren Frequenz und Spannung im Netz stabilisieren? Was davon muss vergütet werden, was ist technische Anforderung? Das Schöne an der Arbeit bei einem Übertragungsnetzbetreiber ist, dass wir in vielen verschiedenen Zeiträumen denken – was passiert in der nächsten Sekunde, Minute, Stunde bis hin zu: was passiert in 25 Jahren.

Als Leiter Systementwicklungbeschäftigen Sie sich bei Amprion mit welchen Zeiträumen?

Ein Schwerpunkt meiner Arbeit ist tatsächlich die langfristige Planung. Da heißt es mit vielen Unsicherheiten umzugehen. Nicht nur die genaue Zahl der Elektroautos, Wärmepumpen, Batteriespeicher oder die Elektrifizierung der Industrie ist eine Unbekannte. Wir haben auch noch mehrere Bundestagswahlen bis 2045, insofern werden wohl noch mehrere politische Richtungsentscheidungen fallen. Wird es einen verstärkten Windausbau geben, wenn ja an Land oder an See – oder mehr Photovoltaik? Bauen wir Erdkabel oder Freileitungen? All diese Unsicherheiten versuchen wir in Szenarien abzubilden. Zusammen mit den anderen Übertragungsnetzbetreibern haben wir einen genetischen Algorithmus, der bei der Netzausbauplanung schon ganz viel unterstützen kann. Das heißt konkret: Hundertausende von Varianten durchrechnen und präsentieren, um ein Gefühl dafür zu bekommen, welches Set an Maßnahmen wir vorschlagen wollen. Hier schauen am Ende Menschen mit Erfahrung und Expertise auf die errechneten Vorschläge und treffen die Entscheidungen.

Hat jeder Übertragungsnetzbetreiber seinen eigenen Fahrplan oder arbeiten Sie zusammen? Tauschen Sie Ihre Modelle aus?

Es gibt nicht nur eine gesetzliche Pflicht zum Austausch – sondern auch eine intensive Kultur der Zusammenarbeit. Der Netzentwicklungsplan ist ein gemeinschaftliches Werkzeug. Außerdem ist der Netzbetrieb ein reguliertes Geschäft, es gibt keinen Wettbewerb unter den Betreibern. Dennoch hat sich so etwas wie ein Ideenwettbewerb etabliert über die letzten Jahre, und das ist auch gut so. Wir wollen die beste Lösung finden, das ist unsere Ambition. Deshalb platzieren wir auch Vorschläge in Berlin oder Brüssel, von denen wir überzeugt sind, dass sie in die richtige Richtung gehen. Andere Netzbetreiber tun dies auch.

Haben die Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland gleiche Interessen oder gibt es da regionale Unterschiede?

Es gibt Unterschiede. Im Amprion-Netzgebiet haben wir viele Verbrauchszentren, die wissen wollen, wie in 10 oder 20 Jahren der Strom bei ihnen anlandet. Zusammen mit dem Übertragungsnetzbetreiber TenneT sind wir außerdem am Ausbau der Offshore-Windparks in der Nordsee beteiligt. Deshalb haben wir sicherlich einen anderen Blick auf die eine oder andere Fragestellung als zum Beispiel die TransnetBW oder auch ein ausländischer Übertragungsnetzbetreiber. Am Ende eint uns aber die Suche nach dem volkswirtschaftlich optimalen Netzausbau unter unendlich vielen gegebenen Unsicherheiten. Wichtig ist, dass wir alle das richtige Netz zur richtigen Zeit bauen.

Sie haben die Arbeitsgruppe Systembetrieb 2030 angesprochen. Ist das noch viel Zeit, um die angesprochenen Aufgaben zu erledigen, die KI zu trainieren und Probeschleifen zu drehen?

Das ist gar nicht viel Zeit. Im Gegenteil. Wir sind auf dem Ausbaupfad, Anfang der 2030-er Jahre Photovoltaikleistung von 200 Gigawatt oder mehr im System zu haben. Dann kommen relevante Mengen an Batteriespeichern in den nächsten drei, vier Jahren dazu. Wenn Batteriespeicher Vorgaben erhalten sollen, wie sie sich zum Beispiel bei einem Spannungseinbruch zu verhalten haben, dann müssten wir das zeitnah tun, denn die Hersteller und Betreiber müssen sich jetzt darauf einstellen. Die Frage, wie ein sinnvolles Marktsystem der Zukunft aussieht, wird uns wohl erhalten bleiben.

Vielen Dank für das Gespräch.

Das Gespräch führte Petra Franke.