Echtzeit-Netzstatus: Spannung, Strom und Auslastung
Traditionell war das Niederspannungsnetz eine Black Box: Der DSO wusste, was am Umspannwerk ankam und was die Zähler am Jahresende zeigten – dazwischen war wenig Transparenz. Mit Smart Metern, IoT-Sensorik an Trafostationen und SCADA-Erweiterungen ins Niederspannungsnetz ändert sich das: Erstmals können DSOs Spannung, Strom und Auslastung pro Netzabschnitt in Echtzeit sehen.
Diese Transparenz ist die Voraussetzung für aktives Netzmanagement: Wenn ein Ortsnetz-Transformator an einem sonnigen Mittagstag durch massive PV-Rückspeisung überlastet wird, muss der DSO das sofort erkennen. Und wenn an einem kalten Winterabend zehn Wärmepumpen und fünf Wallboxen gleichzeitig anspringen, muss das System warnen, bevor die Sicherung fällt.
Steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach §14a EnWG
Seit Januar 2024 regelt §14a EnWG die Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen (SteuVE) ins Verteilnetz: Wallboxen, Wärmepumpen, Klimaanlagen und Speicher müssen vom Netzbetreiber netzorientiert gesteuert werden können. Im Gegenzug erhalten die Kunden reduzierte Netzentgelte. Für DSOs bedeutet das: Sie müssen die Kommunikation mit tausenden steuerbaren Geräten aufbauen, Steuerungsentscheidungen in Echtzeit treffen und die Auswirkungen auf die Netzstabilität überwachen.
Die operative Herausforderung ist enorm: Die Steuerung muss netzorientiert erfolgen (nur dimmen, wenn ein Engpass droht), diskriminierungsfrei (alle SteuVE am selben Netzabschnitt gleich behandeln), und nachvollziehbar (jede Steuerungsentscheidung muss dokumentiert werden). Die Dateninfrastruktur muss Echtzeit-Netzstatus, SteuVE-Verfügbarkeit und Steuerungsbefehle in einem geschlossenen Regelkreis zusammenführen.
Flexibilitätsabruf: Speicher und Demand Response
Neben der Dimmung steuerbarer Lasten können DSOs auch Flexibilität aus Batteriespeichern und Demand-Response-Programmen abrufen: Ein Speicher, der in einer Engpasssituation entlädt statt lädt, entlastet den Netzabschnitt ohne Komforteinschränkung für den Kunden. Demand Response – die zeitliche Verschiebung von Verbrauch – kann industrielle Lasten oder Kühlhäuser in Engpasssituationen temporär reduzieren.
Die Dateninfrastruktur muss den verfügbaren Flexibilitätspool in Echtzeit kennen und die kostenoptimale Aktivierungsreihenfolge berechnen. Ein Speicher kann nur entladen, wenn er geladen ist. Demand Response hat zeitliche Grenzen. Und die Kosten variieren je nach Anbieter und Situation.
Engpassmanagement: Lokale Massnahmen vor Redispatch
Bevor ein DSO eine Redispatch-Massnahme beim Übertragungsnetzbetreiber anfordert, sollte er alle lokalen Möglichkeiten ausschöpfen: Schalthandlungen zur Lastumverteilung, Aktivierung steuerbarer Ressourcen, Abruf von Flexibilität und Spannungsregelung über regelbare Ortsnetz-Transformatoren (rONT). Erst wenn diese Massnahmen nicht ausreichen, wird der überregionale Redispatch ausgelöst.
Kostenvergleich: Eine lokale Engpassmassnahme (z.B. Dimmung von Wallboxen um 30 % für eine Stunde) kostet einen Bruchteil einer Redispatch-Massnahme (Abregelung eines Windparks mit Entschädigung). Intelligentes lokales Engpassmanagement spart dem Gesamtsystem erhebliche Kosten – und dem DSO regulatorischen Aufwand.
Monitoring der Einspeiseleistung dezentraler Anlagen
Dezentrale Erzeugungsanlagen – PV, Wind, BHKW – speisen in das Verteilnetz ein und beeinflussen die Spannungsverhältnisse und Lastflüsse direkt. In einem Netzgebiet mit 50.000 PV-Anlagen ist die aggregierte Einspeisung wetterbedingt hoch volatil. An einem klaren Sommertag kann die gesamte PV-Einspeisung die Netzlast übersteigen – mit der Folge, dass Energie ins vorgelagerte Netz zurückfliesst.
Das Monitoring muss diese Situation in Echtzeit erkennen und – falls nötig – Gegenmassnahmen auslösen. Bei grossen Anlagen (>100 kW) erfolgt das über SCADA-Anbindung, bei kleineren Anlagen über Smart-Meter-Daten oder Schätzungen auf Basis von Satelliten-Einstrahlungsdaten und installierten Leistungen.
Technologien in diesem Kontext
Fazit: Vom passiven Verteilen zum aktiven Netzmanagement
Das Verteilnetz der Zukunft ist kein passives Leitungssystem mehr, sondern ein aktiv gesteuertes Energienetz. Flexibilitätsmanagement, Engpasssteuerung und die Integration steuerbarer Ressourcen erfordern eine operative Dateninfrastruktur, die in Echtzeit arbeitet, tausende Datenpunkte verarbeitet und Steuerungsentscheidungen in Sekundenbruchteilen unterstützt. DSOs, die diese Infrastruktur frühzeitig aufbauen, können die Energiewende im Verteilnetz effizient und sicher bewältigen.