LACROIX SAE GmbH & Co. KG – §14A ENWG PRAGMATISCH UMSETZEN

– wie Stadtwerke im Niederspannungsnetz Transparenz gewinnen

Die Novellierung des §14a EnWG markiert einen Wendepunkt für den Betrieb von Niederspannungsnetzen. Mit der wachsenden Zahl steuerbarer Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen, Wallboxen oder Batteriespeichern steigt nicht nur die Anschlussdichte, sondern auch die Komplexität im Netzbetrieb. Netzbetreiber stehen vor der Aufgabe, im Engpassfall steuernd eingreifen zu können – und benötigen dafür erstmals eine belastbare, kontinuierliche Transparenz bis hinein in die Ortsnetzstation.

Während die regulatorischen Leitplanken inzwischen gesetzt sind, bleibt für viele Stadtwerke die entscheidende Frage offen: Wie lässt sich §14a EnWG praktisch, schrittweise und mit vertretbarem Aufwand umsetzen? Ein Blick in die Praxis zeigt, dass ein strukturiertes Vorgehen und realistische Zielbilder entscheidend sind.

Ausgangslage im Niederspannungsnetz: steigende Volatilität, fehlende Transparenz

Die Situation in vielen Verteilnetzen ist ähnlich: Der Zubau von Photovoltaikanlagen, Elektromobilität und elektrischen Wärmeerzeugern verändert Last- und Einspeiseprofile zunehmend dynamisch. Gleichzeitig fehlt in weiten Teilen des Niederspannungsnetzes eine kontinuierliche Messung der Auslastung je Abgang in der Ortsnetzstation. Überlastungen oder Spannungsbandverletzungen bleiben damit häufig lange unentdeckt – bis es zu Schutzabschaltungen, Störungen oder erhöhtem Entstörungsaufwand kommt.

Genau hier setzt §14a EnWG an: Netzbetreiber müssen den Netzzustand ermitteln, Engpässe erkennen und im Bedarfsfall steuernd eingreifen können. Voraussetzung dafür ist jedoch Transparenz – insbesondere dort, wo sie bislang nicht vorhanden war.

ÜZ Mainfranken eG: frühe Auseinandersetzung mit §14a

Die ÜZ Mainfranken eG ist als Verteilnetzbetreiber in einem überwiegend ländlich geprägten Versorgungsgebiet in Mainfranken tätig und versorgt rund 127.000 Menschen in 44 Kommunen mit Strom. Der hohe Anteil dezentraler Erzeugung, insbesondere aus Photovoltaik, führte in der Vergangenheit immer wieder zu betrieblichen Herausforderungen im Niederspannungsnetz. Vor allem in den Sommermonaten kam es vermehrt zu Einsätzen des Entstörungsdienstes, etwa durch ausgelöste Sicherungen infolge hoher Einspeisung.

Vor diesem Hintergrund beschäftigte sich die ÜZ frühzeitig mit den Anforderungen aus §14a EnWG. Für den Verteilnetzbetreiber war klar, dass eine rein regulatorische Betrachtung nicht ausreichen würde. Vielmehr ging es darum, einen praktikablen Weg zu finden, der sowohl den gesetzlichen Vorgaben als auch den betrieblichen Realitäten gerecht wird.

Vorgehen aus Verteilnetzbetreiber Sicht: vom Regelwerk zur Praxis

Aus Sicht von Andreas Ebert, der bei der ÜZ mit der Umsetzung von §14a EnWG befasst ist, stand zu Beginn weniger eine vollständige Zielarchitektur im Vordergrund als vielmehr die Frage nach der operativen Umsetzbarkeit.

„Uns war wichtig, §14a nicht nur regulatorisch zu verstehen, sondern operativ greifbar zu machen. Wir wollten wissen, wo unser Netz heute tatsächlich an Grenzen kommt – und welche Maßnahmen uns kurzfristig Handlungssicherheit geben“, beschreibt Ebert den Ansatz. „Der Pilot hat uns geholfen, Risiken realistisch einzuschätzen und Schritt für Schritt eine Lösung aufzubauen, die zu unseren Strukturen passt.“

Statt das gesamte Netz flächendeckend auszustatten, identifizierte die ÜZ zunächst die rund 70 problematischsten Ortsnetzstationen. Der Einstieg erfolgte über ein Pilotprojekt mit wenigen Stationen, um Erfahrungen zu sammeln, Prozesse zu testen und den Nutzen belastbar zu bewerten.

Messstrategie und schrittweiser Einstieg

Zentraler Bestandteil dieses Ansatzes war die Messung auf der Niederspannungsseite der Ortsnetzstation – entweder am Transformator oder an den einzelnen Abgängen. Diese Vorgehensweise gilt auch aus regulatorischer Sicht als kurzfristig umsetzbarer Weg, um Transparenz im Niederspannungsnetz zu schaffen.

Durch die gezielte Auswahl weniger Pilot-Ortsnetzstationen konnte die ÜZ Mainfranken mit überschaubarem Aufwand reale Betriebsdaten gewinnen. Diese Daten bildeten erstmals eine fundierte Grundlage, um Auslastungen, Hotspots und potenzielle Engpässe sichtbar zu machen – und zukünftige Maßnahmen faktenbasiert zu planen.

Der Ansatz folgt dabei bewusst einem modularen Prinzip: von einfachen, kostengünstigen und schnell umsetzbaren Einstiegslösungen bis hin zu einer vollwertigen Automatisierung der Ortsnetzstation. So können Netzbetreiber pragmatisch starten und die Lösung schrittweise ausbauen – angepasst an den tatsächlichen Bedarf vor Ort. Die kompakte Bauweise der eingesetzten Technik ermöglicht dabei eine Integration auch bei begrenztem Platzangebot in der Ortsnetzstation.

Rolle der Fernwirktechnik: vorhandene Strukturen nutzen

Ein entscheidender Erfolgsfaktor war die bewusste Nutzung vorhandener Fernwirktechnik. Statt neue Insellösungen aufzubauen, setzte die ÜZ auf bewährte Technik in der Ortsnetzstation, die sowohl Aufgaben der Mittelspannungs Automatisierung als auch der Niederspannungsmessung übernehmen kann.

Diese Fernwirktechnik fungiert als zentrale Intelligenz der Ortsnetzstation: Sie erfasst Messdaten an Trafo und Abgängen, überträgt diese sicher an übergeordnete Systeme und schafft die Grundlage für eine spätere Netzzustandsermittlung und Steuerung. Für das Betriebspersonal bedeutete das einen wichtigen Vorteil, da bestehende Prozesse und Kenntnisse weiterhin genutzt werden konnten.

Partnerschaftlicher Lösungsansatz mit LACROIX SAE

Bei der Umsetzung des Pilotprojekts arbeitete die ÜZ eng mit LACROIX SAE zusammen. Aus Sicht des Verteilnetzbetreibers stand dabei weniger ein einzelnes Produkt im Fokus als vielmehr die Erfahrung des Partners mit realen Netzsituationen und bestehenden Infrastrukturen.

Gemeinsam wurden mehrere Ortsnetzstationen mit standardisierten Schränken, geeigneter Messsensorik und Fernwirktechnik ausgestattet. Die Visualisierung der Auslastung erfolgte zentral, sodass Überlastsituationen erstmals unmittelbar erkannt werden konnten. Der Nutzen zeigte sich schnell: Engpässe wurden sichtbar, bevor es zu Störungen kam, und betriebliche Entscheidungen konnten auf einer belastbaren Datengrundlage getroffen werden.

Learnings und Übertragbarkeit auf andere Verteilnetzbetreiber

„In der Praxis hat sich zudem gezeigt, dass es sich lohnt, frühzeitig alle beteiligten Abteilungen an einen Tisch zu holen und die Prozesse rund um §14a EnWG ganzheitlich zu betrachten. Nur wenn jede Organisationseinheit ihre Aufgaben, Schnittstellen und Zuständigkeiten kennt, lässt sich die Umsetzung effizient gestalten.

Auf dieser Basis kann die Einführung – wie im Projekt beschrieben – sukzessive und pragmatisch erfolgen. Gleichzeitig bleibt eine zentrale Steuerung der §14a-Prozesse essenziell für den langfristigen Erfolg bei Netzbetreibern. Einzelne Abteilungen mit einer eigenen Marschrichtung führen dagegen schnell zu Reibungsverlusten und ineffizienten Strukturen.“ so Ebert.

Das Projekt bei der ÜZ Mainfranken zeigt, dass die Umsetzung von §14a EnWG kein „Big Bang Projekt“ sein muss. Vielmehr hat sich ein schrittweises Vorgehen bewährt: Pilotieren, bewerten, skalieren. Entscheidend ist, frühzeitig Transparenz zu schaffen und dabei auf vorhandene Technik und Prozesse aufzusetzen.

Für andere Verteilnetzbetreiber lässt sich daraus ableiten, dass §14a EnWG weniger als reine regulatorische Pflicht verstanden werden sollte, sondern als Chance, den Betrieb des Niederspannungsnetzes zukunftsfähig aufzustellen. Wer früh beginnt, sammelt nicht nur technische Erfahrungen, sondern gewinnt auch Handlungssicherheit für die kommenden Jahre.

 

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