Intelligentes Stromnetz

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EEnergy SmartGrid.jpg
Änderung des Netzaufbaus im Rahmen der Energiewende (schematisch – Stand 2019)

Der Begriff intelligentes Stromnetz (englisch smart grid) umfasst die kommunikative Vernetzung und Steuerung von Stromerzeugern, Speichern, elektrischen Verbrauchern und Netzbetriebsmitteln in Energieübertragungs- und -verteilungsnetzen der Elektrizitätsversorgung.[1] Diese ermöglicht eine Optimierung und Überwachung der miteinander verbundenen Bestandteile. Ziel ist die Sicherstellung der Energieversorgung auf Basis eines effizienten und zuverlässigen Systembetriebs.[2]

Hintergründe und Motivation[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Während bislang Stromnetze mit zentraler Stromerzeugung dominieren, geht der Trend hin zu dezentralen Erzeugungsanlagen, sowohl bei der Erzeugung aus fossiler Primärenergie durch kleine KWK-Anlagen als auch bei der Erzeugung aus erneuerbaren Quellen wie bei Photovoltaikanlagen, solarthermischen Kraftwerken, Windkraftanlagen und Biogasanlagen. Dies führt zu einer wesentlich komplexeren Struktur, primär im Bereich der Lastregelung, der Spannungshaltung im Verteilnetz und zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität. Kleinere, dezentrale Erzeugeranlagen speisen im Gegensatz zu mittleren bis größeren Kraftwerken auch direkt in die unteren Spannungsebenen wie das Niederspannungsnetz oder das Mittelspannungsnetz ein.

Generell werden Netze, auch elektrische Energieversorgungsnetze, auf die mögliche Höchstbelastung ausgelegt. Die Reduktion jener Höchstbelastung und die zeitliche Verlagerung der zu übertragenden Energie in Zeiten mit geringerer Auslastung ermöglicht die notwendige Netzinfrastruktur kleiner auszulegen und führt dadurch zu Kostenvorteilen auf Betreiberseite. Hierbei bleibt die insgesamt übertragene Energiemenge in etwa gleich, es wird nur die Auslastung der Netze optimiert. Beispielsweise waren im Jahr 2009 Stromnetze in der Schweiz im Jahresdurchschnitt nur zu 30 bis 40 % ausgelastet. Kostenvorteile und Versorgungssicherheit sind daher Anreize für die Netzbetreiber, teure Lastspitzen zu vermeiden und im theoretischen Idealfall nur einen möglichst zeitlich konstanten Lastanteil, welcher über dem so genannten Grundlastanteil liegt, zu haben. Diese Nivellierung der Last kann mittels intelligenter Netze durch automatische Steuerungen und Kontrolle von Verbrauchsanlagen im Rahmen einer Laststeuerung erfolgen.

Eine Eigenschaft jener Netze ist die Möglichkeit, Zustandsinformationen und Lastflussdaten aus den einzelnen Netzelementen, wie z. B. Erzeugungsanlagen, Verbrauchern (Haushalte oder Industrieanlagen) oder auch Transformatorenstationen in Echtzeit abrufen und verarbeiten zu können. Ein intelligentes Stromnetz bezieht neben den Produktionsanlagen auch größere Verbraucher wie Wärmepumpen, Warmwasserspeicher, Tiefkühler, Autobatterien usw. in das Netzmanagement mit ein.

Daneben bietet ein intelligentes Stromnetz durch die Unterstützung des Demand Side Managements (DSM) den Vorteil, dass auf der Verbraucherseite Prognosen des Verbrauchs und Einsparmöglichkeiten identifiziert werden. Mit diesen Informationen können Nutzer ihren Verbrauch an der aktuellen Erzeugungssituation ausrichten, indem sie sich an dynamischen Tarifen orientieren.[3]

Aufbau eines intelligenten Stromnetzes[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Ein intelligentes Stromnetz integriert sämtliche Akteure durch das Zusammenspiel von Erzeugung, Speicherung, Netzmanagement und Verbrauch in ein Gesamtsystem. Kraftwerke (incl. Speicher) werden bereits heute so gesteuert, dass stets genauso so viel elektrische Energie produziert wird, wie verbraucht wird. Intelligente Stromnetze beziehen in diese Steuerung die Verbraucher sowie dezentrale kleine Energielieferanten und -speicher mit ein, sodass einerseits ein zeitlich und räumlich ausgeglichener Verbrauch (s. a. intelligenter Stromverbrauch) entsteht und andererseits nicht-disponible Erzeugungsanlage (z. B. Windenergie- und PV-Anlagen) und Verbraucher (z. B. Beleuchtung) besser integriert werden können.

Die Stromspeicherung, welche aufgrund der dargebotsabhängigen Erzeugung erneuerbarer Energien an Bedeutung gewinnt, wird seit langem mit Hilfe von Speicherkraftwerken realisiert. Weiterhin werden dezentrale Batteriespeicher incl. Fahrzeugakkumulatoren (Smart Charging) erwartet, was jedoch derzeit zur Erbringung von Systemdienstleistungen noch kein attraktives Geschäftsmodell ist.

Eine wesentliche Änderung auf Endverbraucherebene ist der Einbau von intelligenten Zählern (auch Smart Meter). Ihre Kernaufgabe sind Fernauslesung und die Möglichkeit, zeitvariable Preise abrechnen zu können. Die Datenübertragung zwischen den einzelnen Komponenten läuft über Telefon-Modem, GSM, PLC oder ADSL-Verbindungen uvm.

Der Verbraucher kann jedoch nur dann ohne Komfort-Einbußen Preisvorteile realisieren, wenn er auch über Geräte verfügt, die automatisch vorzugsweise während Niedertarif-Zeiten arbeiten. Dabei handelt es sich um zeitunkritische Prozesse wie insbesondere das Laden von Elektrofahrzeugen, der Betrieb von Wärmepumpen, Tiefkühlen, Heizen (Elektroboiler), Waschen oder Geschirrspülen.[4] Mit Nachtspeicheröfen und festen Nachttarifen wurde dies bereits vor Jahrzehnten realisiert, moderne Systeme können jedoch flexibler und intelligenter arbeiten, was insbesondere für die Einbeziehung erneuerbarer Energien wichtig ist. Eine eingeführte Technologie ist hierzu die Rundsteuertechnik, die allerdings aufgrund der geringen Bandbreite keine Einzeladressierung ermöglicht, sondern Anlagengruppen anspricht.

Angebot- und Nachfrageseite[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Da elektrische Energienetze keine Energie speichern können und zur Erhaltung der Stabilität im Stromnetz die Nachfrage nach elektrischer Leistung immer gleich dem Angebot an elektrischer Leistung sein muss, muss entweder die Angebotseite dem nachgefragten Verbrauch angepasst werden, wie dies weitgehend in klassischen Stromnetzen durch Veränderung der Kraftwerksleistung erfolgt, oder durch eine Anpassung mittels Lastverschiebungen der Verbraucher an das momentane Angebot der Erzeugereinrichtungen, ähnlich wie sie bei sogenannten Lastabwurfkunden im Falle von Versorgungsengpässen seit Beginn der elektrischen Energieversorgung realisiert sind.

Auch wenn die in intelligenten Stromnetzen ausgelösten zeitlichen Lastverschiebungen ausgewählter Verbraucher in Form der Laststeuerung nur im Bereich von Stunden bis wenigen Tagen möglich sind, gelten sie als eine zweckmäßige Möglichkeit, um in erneuerbaren Energiesystemen mittels gesteuerter Veränderung der momentanen Nachfrage, diese dem teilweise nicht nachfrageorientierten Angebot anzupassen. Der Vorteil der Nachfrageanpassung liegt in ihrer großen Energieeffizienz, da sie im Gegensatz zu Speicherkraftwerken sehr verlustarm oder verlustfrei eingesetzt werden können.[5] Gut geeignet sind insbesondere Wärme- und Kältemaschinen wie Kühlschränke, Kühlhäuser, Wärmepumpenheizungen usw. Mit Einschränkungen bieten sich aber auch energieintensive industrielle Prozesse wie die Aluminiumherstellung per Elektrolyse, die Elektrostahlherstellung und der Betrieb von Zementmühlen und Lüftungsanlagen für Lastverschiebungen an. Beispielsweise kann der konkrete Einschaltzeitpunkt eines entsprechend ausgelegten intelligenten Kühlschranks in einem gewissen Zeitintervall so verschoben werden, dass er mit dem Angebot an elektrischer Leistung eher übereinstimmt, ohne dass dabei die gekühlten Lebensmittel unzulässig stark erwärmt werden. Die Steuerung kann entweder indirekt über den Preis oder direkt über Energieversorgung bzw. Netzbetreiber erfolgen; größere Unternehmen können auch direkt am Regelenergiemarkt handeln.

Ein erhebliches Potential zur Lastverschiebung bieten auch Rechenzentren. Da Rechenzentren üblicherweise nur teilausgelastet sind und manche Rechenoperationen nicht zeitkritisch sind, kann Rechenleistung bei Bedarf sowohl räumlich als auch zeitlich verschoben werden. Somit kann regional der Verbrauch gezielt gesenkt oder erhöht werden ohne dass dies Auswirkungen auf die erbrachte Dienstleistungen hat. Da die Infrastruktur bereits vorhanden ist, wäre dies mit minimaler Anpassung der Infrastruktur möglich, zudem könnten Rechenzentren als Stromgroßverbraucher ein bedeutender Faktor im Demand Response sein. Weiteres Potential ergibt sich über die üblicherweise installierten Systeme zur Unterbrechungsfreien Stromversorgung wie Batterien und Notstromaggregate, die ebenfalls für die Erbringung von Regelleistung oder Spitzenlastdeckung eingesetzt werden können. Auf diese Weise könnten Systemkosten minimiert werden. Insgesamt wird für möglich gehalten, dass europäische Rechenzentren im Jahr 2030 ein Lastverschiebungspotential von einigen GW bis einigen Dutzend GW besitzen.[6] Andere Verbraucher, insbesondere Verbraucher welche die bezogene Leistung unmittelbar benötigen, wie beispielsweise die Beleuchtung, können grundsätzlich nicht lastverschoben werden.

In den Auswirkungen erzielt die Lastverschiebung die gleichen Effekte wie der Einsatz von Speicherkraftwerken zur Angebotsanpassung: Die Lasterhöhung (Zuschalten der Last bei Stromüberschüssen) entspricht der Ladung eines Speichers, die spätere Lastminderung der Speicherentladung; daher fungiert Lastverschiebung als "virtueller Speicher".[7]

Aktuelle Aktivitäten in Europa[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Den Zielen der EU in Bezug auf Smart Grids liegt das Bedürfnis nach

  • einer Verringerung der Kohlenstoffdioxid-Emissionen,
  • einer erhöhten Energieunabhängigkeit (s. a. Energieautarkie),
  • der Erhöhung der Energieeffizienz und
  • einem geplant steigenden Anteil an erneuerbarer Energie, welcher in die europäischen Energienetze integriert werden muss,

zugrunde.

So installierte erstmals das italienische Energieversorgungsunternehmen Enel als Schritt in Richtung intelligenter Stromnetze seit Ende der 1990er Jahre ein automatisiertes Ablesesystem für Stromzähler. Dieses geschah insbesondere zur Verhinderung der großen Verluste durch Stromdiebstahl, dem durch die modernen Zähler Einhalt geboten wurde.

Aus einem gänzlich anderen Grund initiierte die Bundesrepublik Deutschland im Rahmen des E-Energy-Förderprogramms, gefördert vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie und dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, eine Analyse in sechs sogenannten Modellregionen, welche die Auswirkungen intelligenter Stromnetze und deren praktischer Umsetzung in realen Stromversorgungsnetzen testeten.[8] Dem Ergebnis dieses Projekts zufolge sind intelligente Energienetze in der Lage, in Zukunft den Netzausbau deutlich zu reduzieren. Ein erster Schritt in der Implementierung von Smart Grids in der Bundesrepublik Deutschland ist die flächendeckende Einführung von Smart Metering. Dieser Baustein ist aber eigentlich eine Komponente des Smart Market und ermöglicht die nachfrageorientierte Lastreduzierung.

Im Januar 2017 startete das vom deutschen Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderte Programm SINTEG - Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende. Mit einem Fördervolumen von 200 Millionen Euro und einem Gesamtvolumen von 500 Millionen Euro bilden die fünf SINTEG-Schaufenster C/sells; Designetz; enera; NEW4.0 und WindNODE das größte Smart Grid-Programm Europas.[9] Das Programm sieht explizit fünf Modellregionen vor, die sich praktisch über ganz Deutschland (mit wenigen Ausnahmen) erstrecken. In jenen werden nicht nur die theoretischen Grundlagen erarbeitet, sondern auch Demonstrationsprojekte realisiert. Weiterhin werden rechtliche Rahmenbedingungen und Marktmodelle erforscht.[9] Die Projekte werden von weitreichenden Konsortien mit rund 60 Mitgliedern aus Energieversorgern, Industrie, Forschungseinrichtungen und zivilgesellschaftlichen Akteuren auch unter eigenem Kapitaleinsatz durchgeführt.[10] Ziel ist die Evaluierung und Entwicklung der Smart Grid-Technologien bis zur Marktreife. Mit dem Fördervolumen, der großen Akteursinvolvierung und der Entwicklungstiefe ist SINTEG das bedeutendste Smart Grid-Programm in Deutschland und das Größte in Europa. Mehrere deutsche Bundesländer haben eigene Smart Grids-Aktivitäten gestartet, so hat beispielsweise Baden-Württemberg die Smart Grids-Plattform Baden-Württemberg e.V. für die Vernetzung der relevanten Akteure initiiert.[11]

Auch von privatwirtschaftlicher Seite gibt es Initiativen, Elektromobilität in Modellkommunen zu fördern. So wird beispielsweise in Garmisch-Partenkirchen neben Elektromobilität auch das intelligente Stromnetz in einem Modellversuch getestet.[12][13]

Innerhalb des Projektes Web2Energy, welches durch das 7. Rahmenprogramm (FP7) der Europäischen Kommission gefördert wird, wird ein diskriminierungsfreies Kommunikationssystem für alle beteiligten Marktpartner innerhalb eines intelligenten Stromnetzes in Südhessen unter Verwendung der weltweit anerkannten IEC-Normen aufgebaut und getestet.

Im Projekt E2SG, Energy to Smart Grid[14], arbeiten 31 Partner aus 9 europäischen Ländern seit April 2012 an zentralen Themen intelligenter Versorgungsnetze: Methoden zur sicheren Kommunikation im Versorgungsnetz, optimierte Technologien zur effizienten Strom-/Spannungswandlung und verbesserte Verfahren zur Bedarfsermittlung und Netzsteuerung sollen helfen erneuerbare Energiequellen besser einzubinden und die Energieeffizienz zu steigern. E2SG wird von ENIAC Joint undertaking und den Nationalstaaten der Projektpartner gefördert.[15]

In Österreich entsteht ebenfalls eine Initiative zu intelligenten Stromnetzen.[16] Das österreichische Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie fördert im Rahmen des Programms Energiesysteme der Zukunft sowie über das Energieforschungsprogramm des Klima- und Energiefonds Forschungs- und Demonstrationsprojekte zum Thema.[17] Gemeinsam mit Stromnetzbetreibern und Technologieunternehmen entstehen mehrere Pionierregionen. Die Salzburg AG hat beispielsweise zwei Projekte ins Leben gerufen. Zum einen das Projekt „ElectroDrive“ und zum anderen das Projekt „Smart Grids“. Diese beiden Projekte wurden mit 1,9 Millionen und 1,7 Millionen Euro vom österreichischen Klima- und Energiefonds prämiert und gefördert. Sie sind nahezu untrennbar, da die Elektrofahrzeuge als Energiespeicher dienen. Momentan fahren in Salzburg 300 Elektrofahrzeuge.[18]

In der Schweiz arbeiten Enercontract AG mit Beteiligung der Alpiq im Projekt smart power und die Löpfe AG an der konkreten Umsetzung eines intelligenten Stromnetzes. Erste Pilotinstallationen sind bei der Firma Jura Elektroapparate AG in Niederbuchsiten und im Versorgungsgebiet der EWS Energie AG Aargau Süd erfolgt.

Laut deutschem Verband der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik liegt das Potenzial zur Lastverschiebung zur Hälfte bei energieintensiven Unternehmen und zur Hälfte bei Privathaushalten, Gewerbe und Handel sowie Dienstleistungen. Lastmanagement könne die Nachfrage ausgleichen und die Kosten der Energiewende deutlich senken.[19]

Probleme und Herausforderungen bei intelligenten Stromnetzen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

In der Schweiz obliegt die Strommessung dem lokalen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) im Rahmen des diskriminierungsfreien Netzanschlusses. Diskriminierungsfrei heißt, dass alle Stromkunden gleiche Bedingungen bzg. Netzanschluss und Entgeltberechnung erhalten.

Die Messinformationen stehen hierbei dem Energielieferanten zu, d. h., sie dürfen derzeit nicht frei zugänglich gemacht werden, insbesondere nicht einem Wettbewerber. Weiterhin ist bei den gewonnenen Messdaten der Datenschutz zu beachten, denn mit diesen personenbezogenen Daten lässt sich z. B. der individuelle Tagesablauf eines Endverbrauchers rekonstruieren.

Problematisch ist weiterhin, dass es noch keine überall anerkannten Standards gibt, was gemessen wird, und wie die Daten an ein Ziel übertragen werden. Deshalb werden derzeit in Versuchsanlagen proprietäre Messsysteme eingesetzt, die nicht einfach miteinander kombinierbar oder austauschbar sind. Nach der Einführung von Standards ist möglicherweise ein aufwändiger Wechsel der Systeme notwendig. Beim Projekt smart power wird mit in der IKT üblichen Protokollen gearbeitet. Dadurch lassen sich beliebige nicht proprietäre Systeme kombinieren.

Ein populärer Ansatz zur Vermeidung von unterschiedlichen Standards, bedingt durch den Einsatz von unterschiedlichen Gateways, ist die Harmonisierung mittels einer offenen Gateway-Plattform OSGi.

Normen und Standards[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Auf internationaler Ebene werden Datenmodelle und Kommunikationsprotokolle der IEC 61850 weiter entwickelt. Ursprünglich für die Automation in Umspannwerken konzipiert, dehnt sich das Anwendungsfeld dieser Norm auch auf die dezentrale Stromerzeugung in Verteilnetzen aus.

Neben der IKT-bezogenen Normung sind für ein intelligentes Verhalten vieler kleinerer Anlagen am Netz auch systemstabilisierende elektrotechnische Eigenschaften wichtig, d. h. die Reaktion auf Spannungs- und Frequenzänderungen. Diese wurden z. B. in Deutschland in der Mittelspannungsrichtlinie definiert, mittlerweile abgelöst durch die Technische Anschlussregel Mittelspannung (VDE-AR-N 4110:2018-11)[20]. Die FNN-Anwendungsregel „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz“ (VDE-AR-N 4105:2018-11)[21] existiert seit August 2011, mittlerweile in einer zweiten überarbeiteten Fassung.

Auf europäischer Ebene sind hierzu die DIN EN 50438 (Anforderungen für den Anschluss von Klein-Generatoren an das öffentliche Niederspannungsnetz)[22] zu nennen, sowie die EN 50549:2019 (Anforderungen für zum Parallelbetrieb mit einem Verteilnetz vorgesehene Erzeugungsanlagen).[23]

In den USA ist die IEEE 1547 (Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems)[24] von Relevanz.

Literatur[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  • Aichele, C., Doleski, O. D. (Hrsg.): Smart Market - Vom Smart Grid zum intelligenten Energiemarkt. Springer Fachmedien, Wiesbaden 2014, ISBN 978-3-658-02778-0.
  • European Commission: JRC-IET: JRC Scientific and Policy Reports. Smart Grid projects in Europe: Lessons learned and current developments. Europäische Kommission, 2013 (Übersicht, Langfassung (PDF; 5,0 MB)).
  • Sebastian Knab, Kai Strunz, Heiko Lehmann: Smart Grid: The Central Nervous System for Power Supply – New Paradigms, New Challenges, New Services (= Scientific Series of the Innovation Centre Energy at the Technische Universität Berlin. Band 2). Universitätsverlag der TU Berlin, Berlin 2010 (PDF; 451 kB).
  • VDE|FNN: Herausforderungen beim Umbau der Netze. Berlin 2011 (PDF; 531 kB).
  • Friedrich Augenstein, Ludwig Einhellig, Ingmar Kohl: Die Realisierung des „Smart Grids“ – in aller Munde, aber nicht in der Umsetzung. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 61. Jg., Heft 7, etv Energieverlag GmbH, Essen 2011, S. 28–31, (PDF; 264 kB).
  • Christian Neureiter: A Domain-Specific, Model Driven Engineering Approach For Systems Engineering In The Smart Grid. 2017, ISBN 978-3-9818529-2-9 (MBSE4U).

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. NIST Smart Grid Interoperability Standards Roadmap (PDF; 6,0 MB)
  2. §1 (Zweck des Gesetzes) EnWG
  3. Hans-Jürgen Appelrath, Henning Kagermann und Christoph Mayer (Hrsg.): Future Energy Grid. Migrationspfade ins Internet der Energie. acatech – Deutsche Akademie der Technikwissenschaften, 2012, S. 48.
  4. Roman Uhlig: Nutzung der Ladeflexibilität zur optimalen Systemintegration der Elektromobilität. 2. Auflage. Wuppertal 2017, ISBN 978-3-7450-5959-5.
  5. Matthias Günther, Energieeffizienz durch Erneuerbare Energien. Möglichkeiten, Potenziale, Systeme, Wiesbaden 2015, S. 141.
  6. Carolina Koronen et al.: Data centres in future European energy systems — energy efficiency, integration and policy. In: Energy Efficiency. 2019, doi:10.1007/s12053-019-09833-8.
  7. Nele Friedrichsen, Verbrauchssteuerung, in: Martin Wietschel, Sandra Ullrich, Peter Markewitz, Friedrich Schulte, Fabio Genoese (Hrsg.), Energietechnologien der Zukunft. Erzeugung, Speicherung, Effizienz und Netze, Wiesbaden 2015, S. 417–446, S. 418.
  8. E-Energy Homepage
  9. a b Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Förderprogramm SINTEG: "Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende". Abgerufen am 1. März 2018.
  10. Alle Partner, mit denen das Projekt C/sells die Energiewende vorantreibt. Abgerufen am 1. März 2018 (deutsch).
  11. Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft: Auftaktveranstaltung der Smart Grids-Plattform Baden-Württemberg. 29. November 2012, abgerufen am 17. August 2020.
  12. http://www.e-gap.de/intelligentes-stromnetz/
  13. http://www.ffe.de/die-themen/mobilitaet/410-e-gap-modellkommune-garmisch-partenkirchen
  14. Energy to Smart Grid
  15. Project profile - E2SG - Energy to smart grid (Memento des Originals vom 11. April 2014 im Internet Archive)  Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.@1@2Vorlage:Webachiv/IABot/www.eniac.eu auf eniac.eu von Januar 2011, abgerufen am 24. Februar 2014
  16. Technologieplattform Smart Grids (Memento des Originals vom 13. November 2009 im Internet Archive)  Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.@1@2Vorlage:Webachiv/IABot/www.smartgrids.at
  17. Archivlink (Memento des Originals vom 9. Januar 2011 im Internet Archive)  Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.@1@2Vorlage:Webachiv/IABot/www.energiesystemederzukunft.at
  18. Modellregion Salzburg (Memento des Originals vom 13. Juni 2010 im Internet Archive)  Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.@1@2Vorlage:Webachiv/IABot/www.salzburg-ag.at
  19. Intelligente Netze können Strombedarf drastisch senken, SPIEGEL Online, 8. Juni 2012
  20. VDE-Anwendungsregel (FNN) 4110: Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Mittelspannungsnetz und deren Betrieb
  21. Forum Netztechnik/Netzbetrieb: Entwürfe von VDE-Anwendungsregeln (FNN)
  22. VDE-Verlag: VDE 0435-901, DIN EN 50438:2008-08
  23. Beuth-Verlag: EN 50549-1:2019
  24. IEEE Standards Association: IEEE 1547 Standard for Interconnecting Distributed Resources with Electric Power Systems