Seit 1. Januar 2024 sind die Festlegungen zur Ausgestaltung von § 14a EnWG in Kraft getreten, die drohende Engpässe im Bereich der Niederspannungsnetze adressieren. Die Regelungen gelten für alle Netzbetreiber. Die Thüga hat ein Zielbild Netzmanagement entwickelt.

 

Um die Energiewende zu ermöglichen, müssen Stromnetze für eine flexiblere Steuerung von Verbrauchern wie Wärmepumpen, Elektroautos und mehr gerüstet werden. Denn seit dem 1. Januar 2024 dürfen Netzanschlüsse für steuerbare Verbrauchseinrichtungen (SteuVE) nicht mehr mit Verweis auf mangelnde Kapazität verzögert oder abgelehnt werden. Für Netzbetreiber bedeutet dies: Sie müssen in den nächsten Jahren das Niederspannungsnetz, das historisch mit wenig Messtechnik ausgestattet ist, bedarfsgerecht digitalisieren und das entsprechende Netzmanagement ausprägen. Leistungsreduzierungen von steuerbaren Verbrauchern auf Basis des Netzzustands in Echtzeit sind das Ziel.

 

Das Netzmanagement der Zukunft

Das Thüga-Projekt Zielbild Netzmanagement hat das zukünftige Netzmanagement in der Niederspannung anschaulich skizziert. Das Thema wurde im Rahmen des Strategieprojekts Stromnetze identifiziert und 2023 durch die Thüga gemeinsam mit sechs Partnerunternehmen unter Einbeziehung eines externen Fachberaters vorangetrieben. Ende Januar 2024 erfolgte der Projektabschluss. „Das Zielbild Netzmanagement gibt Netzbetreibern Orientierung und wertvolle Impulse für die Digitalisierung und das zukünftige Netzmanagement der Niederspannung“, sagt Simon Rodler vom Kompetenzteam Netzstrategie der Thüga. „Von den Ergebnissen können alle Netzbetreiber der Thüga-Gruppe profitieren.“ Den Fokus legt das Projekt auf die Aufgaben des Netzbetreibers, also Messwerte erfassen und auswerten. Die Umsetzung der Steuerung übernimmt der Messstellenbetreiber (MSB). „Letztendlich geht es um weit mehr, als die Anforderungen der Festlegungen zu § 14a EnWG fristgemäß zu erfüllen“, so Rodler. Das zukünftige Netzmanagement in der Niederspannung kann neben der Abbildung der Anforderungen aus § 14a EnWG weitere mehrwertschaffende Use Cases abdecken. Eine automatisierte Netzplanung ist genauso möglich wie eine automatisierte Anschlussprüfung neuer Anlagen. Denkbar ist auch, das Störungsmanagement und etwaige zukünftige Systemdienstleistungen in die Überlegungen zur Systemausgestaltung mit einzubeziehen. Alle Aufgaben und erforderlichen Veränderungen sollten sinnvoll gebündelt werden.

 

Innovations- und Entwicklungspfad

Noch ist offen, wie der Systemaufbau im Detail aussehen wird. Die Netzbetreiber begeben sich auf einen Innovations- und Entwicklungspfad, der den aktuellen Stand der eigenen Systemlandschaft und -architektur berücksichtigen muss und durch die Arbeitsweise des Anbieters geprägt sein wird. Möglich ist, dass alle Use Cases in einem System umgesetzt werden (Zentrale-Architektur-Ansatz) oder dass sich für einen Teil der Use Cases jeweils ein spezielles System etablieren kann (Verteilte-Architektur-Ansatz). Beides ist mit Vor- und Nachteilen verbunden; eine individuelle Prüfung je nach Unternehmen ist notwendig. Entscheidend ist, dass die Systeme die formulierten Anforderungen abdecken können. Die Netzmanagementplattform wird Schnittstellen zu zentralen Systemen des Netzbetreibers aufweisen. „Die größte Herausforderung wird es sein, zukunftsfähige Ökosysteme zu integrieren und gleichzeitig die Systemkomplexität zu beherrschen“, so Michael Kramer, Leiter Netzstrategie der Thüga.

Was jetzt zu tun ist

Um Veränderungen stufenweise anzugehen, müssen Netzbetreiber auch organisatorische Voraussetzungen schaffen: Projektteams aufstellen, (Stamm-)Datenqualität verbessern, Data Governance aufbauen. Außerdem sind neue Ortsnetzstationen zunehmend mit Messtechnik auszustatten, bestehende Stationen bei Bedarf nachzurüsten. Bis Ende 2028 sollen 50 Prozent aller Pflichteinbaufälle mit intelligenten Messsystemen (iMSys) und Tarifanwendungsfällen10 (TAF10) ausgerüstet sein. „Mit Messdaten aus Abgangsmessungen in der Ortsnetzstation und TAF10-Werten aus iMSys kann der Netzzustand in der Niederspannung fast in Echtzeit ermittelt werden“, so Rodler. Für Unternehmen bedeutet all das enorme Kraftanstrengungen. Transparente Entscheidungen schaffen Verständnis und fördern Akzeptanz. Also: Stakeholder einbeziehen, modularen Ausbau ermöglichen, Hersteller-Unabhängigkeit sicherstellen. Dann ist das Netzmanagement für die Herausforderungen der Energiewende gewappnet.