Die Umsetzung der Energie- und Klimawende hängt an den Stromnetzen. Das wissen wir schon länger, doch wirklich zügig ging es mit dem Ausbau und der Digitalisierung der Netze bislang nicht voran: Aufwändige Genehmigungsverfahren, Personalmangel, unklare oder wenig zielführende rechtliche und finanzielle Rahmenbedingungen – die Gründe sind hinlänglich bekannt. Da die deutschen Stromnetze aber zu den zuverlässigsten der Welt gehören und die steigenden Kosten für das Engpassmanagement wohl doch irgendwie verkraftbar waren, bewegte sich nicht viel. Die Netzbetreiber, die das gerne geändert hätten, wurden stattdessen mit Aufgaben wie Redispatch 2.0 beschäftigt. Die Technologieanbieter freuten sich über Pilotprojekte und Einzelmaßnahmen.
Das hat sich geändert: Der Ausbau der Erneuerbaren geht voran, die Elektrifizierung von Verkehr und Wärme kommt in die Fläche – die physikalischen Folgen sind teilweise schon spürbar. Steigende Netzentgelte und verzögerte Anschlussgenehmigungen stehen in der Diskussion. Erfreulicherweise wurden auch die Rahmenbedingungen verbessert und Planungssicherheit geschaffen – etwa mit den Regelungen zu §14a EnWG – und es funktioniert. Auf allen Spannungsebenen kam allein in 2024 mehr Innovation und Fortschritt „auf die Straße“ als in den vergangenen zehn Jahren. Die Technologien sind da und die Netzbetreiber bereit und in der Lage, zielgerichtet am „Klimaneutralitätsnetz“ zu arbeiten. 2025 wird – und muss – viel geschehen. Bremsen ist keine Option. (pq)
Variable Komponenten ermöglichen Lösung beliebiger Anwendungsfälle Die Datenerfassung an wichtigen Knotenpunkten der Verteilnetze zu digitalisieren, ist eine wesentliche Voraussetzung für die Schaffung einer zukunftsfähigen und vor allem durchgehend stabilen Stromversorgung. Angesichts der Vielfalt an unterschiedlichen Konstruktionen der vorhandenen Ortsnetzstationen und Kabelverteilschränke, gibt es für die erforderlichen Umbauten allerdings keine allgemein gültige „Blaupause“. Als Lösung erlaubt das von der EMH Energie-Messtechnik
Stadtwerke Frankenthal setzt auf SMIGHT-Daten 09.12.2024 – Damit die Stadtwerke Frankenthal GmbH ihr Verteilnetz künftig noch besser einschätzen können, setzen sie auf die Messdaten der SMIGHT GmbH. Bereits nach wenigen Wochen der Implementierung nutzt das Unternehmen SMIGHT Grid2 zur Messung und Bewertung von Niederspannungsabgängen in vielen Unternehmensbereichen: von der Netzüberwachung und -bewertung über die Netzplanung bis zum Ausbau. Um alle
09.12.2024 – Im Bereich der elektrischen Energieverteilung sind zuverlässige und sichere Verbindungselemente unerlässlich. Unsere Steckanschlüsse und Verbindungsmuffen für 1-Leiter-Kunststoffkabel bieten Ihnen genau das – höchste Qualität und optimale Funktionalität für verschiedene Anwendungen in Außenkonus-Systemen Typ A. Diese Produkte sind speziell entwickelt, um den hohen Anforderungen der modernen Energieverteilung gerecht zu werden und gewährleisten sowohl Sicherheit als auch Langlebigkeit. Steckanschlüsse Unsere
09.12.2024 – Die Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom, MITNETZ STROM, hat sich seit den Anfängen der Digitalisierung des Messwesens im Jahr 2015 kontinuierlich zum Macher der Energiewende weiterentwickelt. Diese Transformation wurde maßgeblich durch den Rollout der Smart Meter Gateway (SMGW) vorangetrieben, der darauf abzielt, die Effizienz und Transparenz im Stromnetz zu erhöhen. Die Digitalisierung ermöglicht es, Daten in Echtzeit zu erfassen und
Netzengpassmanagement mit GridCal Parallel zum wachsenden Anteil Erneuerbarer Energien (EE) und der Zunahme an Verbrauchern wie Wallboxen und Wärmepumpen steigen die Anforderungen an einen zuverlässigen Netzbetrieb. Eine lückenlose Transparenz der Vorgänge im Netz und ein umfassendes Netzengpassmanagement werden damit unabdingbar. Wie die Systemlösung GridCal Verteilnetzbetreibern diese Aufgaben erleichtert und zugleich einen wirtschaftlichen Netzausbau ermöglicht, zeigt der folgende Beitrag. Wer sich
Der Energiepark Witznitz – aktuell mit 650 MWp der größte Solarpark Deutschlands und der einzige, der direkt auf der Höchstspannungsebene einspeist – wird zukünftig Blindleistung in einer Größenordnung von 150 Mvar bereitstellen, die die Systemführung von 50Hertz bei Bedarf zur Spannungshaltung abrufen kann. Erzeugt wird die Blindleistung von den mit einer zusätzlichen Software ausgestatteten 3.500 Wechselrichtern des Parks, deren Leistungselektronik nötigenfalls auch mit Strom aus dem Übertragungsnetz gespeist werden kann. Ab 2026 müssen die ÜNB aufgrund einer EU-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt Blindleistung über ein Ausschreibungsverfahren am Markt beschaffen. (pq)
Der BDEW hat Einsparpotenziale beim Netzausbau überprüft und dabei die Aufhebung des Erdverkabelungsvorrangs bei den drei Trassen DC40 (Ost-WestLink), DC41 (NordWestLink) und DC42 (SuedWestLink) als eine mögliche Stellschraube identifiziert. Die Realisierung durch Freileitungen sei hier problemlos und könnte einen zweistelligen Milliardenbetrag einsparen. Da alle drei Projekte noch am Beginn des Planungsverfahrens stehen, würde kein Zeitverzug entstehen. Der ZVEI spricht sich dagegen gemeinsam mit dem Kunststoffrohrverband (KRV) sowie den Verbänden GSTT und RSV dafür aus, beim Höchstspannungs-Netzausbau am Erdkabelvorrang festzuhalten. (pq)
Wahle–Mecklar, das größte Netzausbauprojekt von TenneT im Höchstspannungs-Drehstrom-Bereich, ging am 27.11.2024 nach über sechs Jahren Bauzeit ans Netz. Nachdem bereits erste Abschnitte in Betrieb genommen wurden, fließt nun auf 210 Kilometern Freileitung und 20 Kilometern Erdkabel der Strom. Die neue Leitung spart rund 350 Millionen Euro für das Engpassmanagement und amortisiert sich somit nach vier Jahren. (pq)
Dr. Jürgen Grönner, Geschäftsführer Regionaltechnik der Westnetz GmbH
Die Digitalisierung der Verteilnetze nimmt an Fahrt auf. Für die Westnetz als größten Verteilnetzbetreiber Deutschlands muss das doch eine immense Aufgabe bedeuten.
Foto: Westnetz GmbH
Absolut, denn in dieser Rolle sind wir für die sichere Versorgung von 7,5 Millionen Kunden in unserem Land verantwortlich – vom großen Industriebetrieb oder Klinikum über die kleine Gemeinde mit ihrem kommunalen Windpark und den neuen Elektrobussen bis hin zu den vielen Privathaushalten, die künftig vielleicht auch elektrisch fahren oder eigenen Strom erzeugen werden. Dementsprechend erleben wir in unserem Netzgebiet den Ausbau der Erneuerbaren sowie die Zunahme ele trischer Verbraucher einschließlich aller Auswirkungen auf die Netze „im großen Stil“. Damit das auch künftig alles funktioniert, brauchen wir zwingend Transparenz in den Netzen.
Was bedeutet das konkret?
Konkret geht es dabei zum einen darum, reale Daten aus der Mittel- und Niederspannung zu bekommen, denn in unserem heutigen volatilen Energiesystem reichen Modelle und Berechnungen allein nicht mehr aus. In der Mittelspannung wollen wir die Standardwerte komplett sehen, in der Niederspannung sollen etwa 30 Prozent der Abgänge gemessen werden. Diese Daten fließen in einen „digitalen Zwilling“ unseres Netzes, der uns helfen soll, unsere Netzberechnungen und Zielnetzplanungen zu optimieren, sowie in die E.ON-Plattform, an der alle Netzbetreiber im Konzern partizipieren. In der Leittechnik nutzen wir die Informationen zum Beispiel, um die Wartung und Entstörung bestmöglich zu organisieren und bei Bedarf natürlich auch steuernd einzugreifen. Die dazu notwendigen Prozesse testen wir aktuell in den E.ON- Labs in der smarten Energieregion Arnsberg und Sundern, was uns sehr hilft. Dort wird das Stromnetz der Zukunft schon heute erprobt.
Kommen wir noch einmal auf die Digitalisierung der Ortsnetzstationen zurück. Von welchen Größenordnungen sprechen wir da bei der Westnetz?
Nun, wir haben in unserem Netzgebiet rund 41.000 Ortsnetzstationen, die sukzessive mit Mess- und Kommunikationstechnik ausgestattet werden sollen. Die neuen Stationen werden bereits ab Werk mit der nötigen Technik ausgestattet, parallel rüsten wir einige im Bestand nach. Wann welche Stationen digitalisiert werden, hängt natürlich wiederum von den realen Entwicklungen in den Netzen ab – also im Wesentlichen vom Anschluss erneuerbarer Erzeugungsanlagen und elektrischer Verbraucher. Das gibt unser Tempo vor. Aktuell sind bereits 2.400 Stationen digitalisiert, davon allein 1.000 in diesem Jahr. Der Richtwert liegt bei rund 100 Stationen pro Monat.
Das ist doch ein enormer Aufwand. Wie schafft man das?
Wir haben die Herausforderung kommen sehen und uns früh darauf eingestellt. Wir haben ein tolles Team und zuverlässige Dienstleister – und wir haben beispielsweise in NRW die Situation, dass durch die Energieversorgungsstrategie des Landes die zuständigen Planungs- und Genehmigungsbehörden ihre Kapazitäten entsprechend dem Netzausbaubedarf vorausschauend anpassen können. Darüber hinaus arbeiten wir mit E.ON-weiten Standards bei den Daten, die wir erheben, und den Geräten, die wir nutzen. Schließlich haben wir unsere mittelfristige Planung mit unseren Zulieferern synchronisiert, so dass die Geräte in der Regel just in time auf die Baustelle geliefert werden. Krisen wie Corona oder Lieferengpässe von Microchips – und die eine oder andere Unwägbarkeit auf den Baustellen – treffen uns natürlich genauso wie alle anderen. Wir geben unser Bestes, aber man muss sich auch im Klaren sein, dass ein solches Großprojekt Jahre braucht.
Ein zentrales Digitalisierungsthema im Verteilnetz ist aktuell die Umsetzung von §14a EnWG. Wie gehen Sie diese Aufgabe an?
Unser Ziel ist eine engpassfreie Versorgung, und um das zu erreichen, muss man – gerade in einem großen Netzgebiet wie unserem – mehrere Prozesse parallel beherrschen. Da ist zum einen die Einbindung der intelligenten Messsysteme, die uns Daten liefern und Steuerbefehle übermitteln sollen. Gemeinsam mit der RWTH Aachen haben wir dazu untersucht, wie viele intelligente Messsysteme in unserem Netzgebiet sinnvollerweise TAF 10-Daten liefern und wo sie sich befinden sollten. Die automatisierte Steuerung über das CLS erproben wir aktuell im E.ON-Lab. Wie in §14a vorgesehen, soll das „Dimmen“ von Verbrauchseinrichtungen vorerst nur eine Übergangslösung sein – vor einer Optimierung, Verstärkung und schließlich dem Ausbau der fraglichen Netze. Damit komme ich wieder zum Thema Netzplanung und Netzbe- rechnung, die wir natürlich mit dem lokalen Engpassmanagement synchronisieren. Um besser zu verstehen, wo wir beispielsweise mit einer Zunahme von Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen rechnen müssen, beziehen wir zum Beispiel auch soziodemographische Daten ein.
Unsere traditionelle Frage zum Schluss: Was wünschen Sie sich im kommenden Jahr von Politik und Regulierung?
Ich wünsche mir, dass man Deutschland als gesamtes System sieht und in diesem Sinne die Weichen für die Energiewende stellt. Zudem ist es wichtig, dass wir die unterschiedlichen Geschwindigkeiten beim Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung, beim Netzausbau, der Schaffung von Flexibilitäten aber auch die Bereitstellung gesicherter Leistung synchronisieren. (pq)
von Katherina Reiche, Vorstandsvorsitzende der Westenergie, um den EE-Ausbau mit den Stromnetzkapazitäten zu synchronisieren und so die Systemkosten zu reduzieren.
Pauschale Einspeisevergütung streichen Anlagen, die Strom bei einem Überangebot einspeisen, sollten entschädigungsfrei abgeregelt werden, um einen netzdienlichen Betrieb der Anlagen anzureizen. In diese Systematik gehört auch das Anreizen von Flexibilität, sowohl auf der Erzeuger- als auch auf der Verbraucherseite.
Keine unnötige Förderung von EE-Anlagen Die Förderung sollte nach Größenklassen differenziert werden.
Keine Netzanschlüsse an Netzengpässen Ein Netzanschluss einer EE-Anlage sollte künftig erst nach Abschluss der nötigen Netzausbaumaßnahmen erfolgen. So werden Netzengpässe, Redispatch-Maßnahmen und Ausgleichszahlungen vermieden.
Einführung eines Redispatch-Vorbehalts EE-Anlagen, die sich bewusst an einem bekannten Netzengpass anschließen lassen, sollten keinen finanziellen Ausgleich für Leistungsreduzierungen bekommen.
Beschleunigung und Vereinfachung von Verfahren Zu den Systemkosten gehören auch die Kosten für überlange und ineffiziente Planungs- und Genehmigungsverfahren für den Ausbau der Verteilnetze. Diese können durch beschleunigte und digitalisierte Verfahren gesenkt werden. (cp)
BTC hat eine virtuelle Leitstelle mit gesichertem Fernzugriff entwickelt. Zentrale Bausteine sind Microsoft Azure und Azure Virtual Desktop sowie ZScaler-Komponenten. Die cloudbasierte Lösung ermöglicht es, unabhängig von der im Einzelfall verwendeten Leitstellen-, Monitoring- und Steuerungs-Software die anstehenden Aufgaben jederzeit und von jedem Ort zu erledigen. Die KRITIS Leitwarte der BTC wurde offiziell im Rahmen eines Kundenprojektes von den Auditoren des BSI nach §8a BSI- Gesetz – BSIG abgenommen. (pq)
