Karlsruhe (energate) – In einer Studie untersucht der Smart-Grid-Dienstleister Smight unterschiedliche Strategien zur Digitalisierung der Verteilnetze. Im Fokus dabei: die Umsetzung von § 14a EnWG zur Netzintegration steuerbarer Verbraucher. Über die Motivation und Erkenntnisse sprach energate mit Geschäftsführer Oliver Deuschle und Studienautor Tobias Linnenberg, Manager der Beratungsgesellschaft Horizonte.
energate: Herr Deuschle, Sie haben eine Studie zu den wirtschaftlichen Strategien zur Umsetzung der Vorgaben von § 14a EnWG bei der Netzzustandsermittlung in Auftrag gegeben. Was hat Sie dazu motiviert?
Deuschle: Mit dieser Studie wollten wir die dringend notwendige wirtschaftliche Transparenz in die §-14a-Thematik bringen. Schließlich ist Transparenz seit jeher der zentrale Antrieb von Smight. Denn nur wer sein Netz wirklich versteht, kann es effizient steuern und ausbauen. Rund um § 14a EnWG wird derzeit viel überlegt, was, wie und wann umgesetzt werden soll. Viele Verteilnetzbetreiber tun sich jedoch mit der Umsetzung schwer und sind entsprechend zögerlich.
energate: Warum ist das so?
Deuschle: Weil der Überblick über die wirtschaftlichen Aspekte fehlt. Es gibt zwar unterschiedliche technische Optionen, womit die messtechnische Basis zur Auslösung von Dimmbefehlen hergestellt werden kann (Smart-Meter-Ansatz, Stationsmessung) – der VDE FNN hatte dazu ja im Januar Vorgaben veröffentlicht -, aber es war bisher unklar, welcher Messansatz für welche Netzformen wirklich sinnvoll ist. Auch die Netzstruktur und Netzgröße spielen eine wichtige Rolle. Gemeinsam mit der Horizonte-Group wollten wir genau hier ansetzen und eine fundierte Grundlage schaffen, um Netzbetreibern eine klare Orientierung für wirtschaftlich sinnvolle Entscheidungen zu geben.
energate: Welche zentralen Erkenntnisse lassen sich aus der Studie ableiten?
Deuschle: Das Ergebnis war eindeutig: Die Unterschiede in den Gesamtkosten sind erheblich und der Einsatz von Stationsmesstechnik ist in fast allen Szenarien wirtschaftlich am sinnvollsten. Ein Ansatz, der allein auf dem Rollout intelligenter Messsysteme (iMSys) beruht, kann hingegen zu einer Vervierfachung der Kosten führen. Ein Beispiel für einen Netzbetreiber mit 1.000 Ortsnetzstationen, jeweils sieben Abgängen pro Station und insgesamt 210.000 Messstellen: Werden zur Validierung von Netzberechnungen im Strahlennetz Abgangsmessungen kombiniert mit TAF-10-Daten aus rund 15 Prozent der Messstellen, liegen die Gesamtkosten über acht Jahre bei etwa 13 Mio. Euro. Ein vollständig iMSys-basierter Ansatz erhöht die Aufwendungen dagegen auf rund 49 Mio. Euro. Dabei haben wir die Pflichteinbaufälle der iMsys bereits als „Eh-da-Kosten“ ausgeklammert.
energate: Herr Linnenberg, die Analyse zeigt deutliche Kostenunterschiede zwischen den untersuchten Szenarien. Wie lassen sich diese erklären?
Linnenberg: Die größten Kostentreiber beim Smart-Meter-Ansatz liegen in der Datenbereitstellung über TAF-10 sowie in der notwendigen Infrastruktur und Kommunikation. Diese Systeme sind komplex, verursachen hohen administrativen Aufwand und führen zu beträchtlichen Betriebskosten. Stationsmessungen sind dagegen vergleichsweise einfach zu implementieren. Sie erfassen die relevanten Netzzustände direkt dort, wo sie entstehen: an den Betriebsmitteln im Niederspannungsnetz – also am Trafo oder an den Abgängen. Dadurch entfallen viele Abhängigkeiten und die Investitions- und Betriebskosten lassen sich gut managen.
In Summe zeigt die Studie: Folgt man den FNN-Szenarien, ist eine Stationsmessung in den meisten Topologien wesentlich wirtschaftlicher. Auch wenn dies bereits vor unserer Untersuchung eine Hypothese war, muss ich doch zugeben: Mit dieser Eindeutigkeit der Ergebnisse hätte ich nicht gerechnet.
energate: Verteilnetze können sich in Topologie und Struktur stark unterscheiden. Welche Rolle spielt die Netzbeschaffenheit bei der Wirtschaftlichkeit der 14a-Lösungen?
Linnenberg: Die Netzstruktur spielt natürlich eine Rolle, relevant ist aber auch die Quote der Pflichteinbaufälle für intelligente Messsysteme. Denn diese bestimmt, wie viele Messstellen ein Netzbetreiber gegebenenfalls zusätzlich ausstatten muss, um ausreichend Netzzustandsdaten aus dem Netz beziehen zu können. Und dies ist ein wesentlicher Kostentreiber.
Wir haben uns in der Studie daher an den Vorgaben des FNN orientiert und drei Netztypen untersucht – Strahlennetze, einfach vermaschte und eng vermaschte Strukturen. Bei Strahlen- und einfach vermaschten Netzen war die Wirtschaftlichkeit der Stationsmessungen bereits bei realistischen Pflichteinbauquoten von 30 Prozent und mehr gegeben. Die höchste Sensitivität zeigte sich in den eng vermaschten Netzen, wo die Stationsmessung ab einer Pflichteinbauquote von unter 30 Prozent wirtschaftlich wurde.
energate: Welche Empfehlungen würden Sie vor dem Hintergrund der Studie Netzbetreibern mit auf den Weg geben, wenn es um die Umsetzung von § 14a EnWG geht?
Linnenberg: Netzbetreiber sollten jetzt beginnen, gezielt Messpunkte in der Niederspannung zu schaffen. Der § 14a EnWG verlangt Transparenz und Steuerbarkeit. Beides steht und fällt mit der Datenbasis. Denn: Je weniger reale Messdaten ein Netzbetreiber hat, desto stärker muss er mit Annahmen und Modellen arbeiten. Eine direkte Messung reduziert diese Unsicherheit und schafft eine belastbare Grundlage für Netzplanung, Betrieb und Steuerung. Gleichzeitig ist ein strategisches Vorgehen wichtig: Erst die eigene Ausgangslage verstehen, dann passende Szenarien entwickeln und bewerten – ob Berechnung, Stationsmessung oder eine Kombination daraus. Wer diesen Prozess frühzeitig startet, schafft Klarheit und kann § 14a wirtschaftlich und regulatorisch sauber umsetzen.
Deuschle: Mit den Ergebnissen der Studie unterstützen wir unsere Kunden dabei auch beratend: als objektive Grundlage für die richtige 14a-Strategie. Ich kann dennoch nur empfehlen, jetzt loszulegen. Mit Stationsmesstechnik macht man alles richtig: Sie schafft die Grundlage dafür, was noch kommt und ist die wirtschaftlich beste Lösung zur Umsetzung von 14a. Wer heute misst, legt den Grundstein für die digitale Steuerung von morgen und ist bestens vorbereitet auf die weiteren Anforderungen der Energiewende.
