Foto: Aish-Studio / stock.adobe.com / KI-generiert
28.09.2026 – Das neue Szenarienmodell im Digitalen Zwilling von enersis zeigt Netzplanern ganz konkret, wann und wie sich Veränderungen im Netz auf die Betriebsmittel auswirken.
In den lokalen Verteilnetzen nimmt die Zahl von PV-Anlagen, Ladeinfrastruktur, Wärmepumpen, Speichern und flexiblen Lasten immer mehr zu – doch zum Leidwesen der Netzbetreiber verteilen sich diese weder räumlich noch zeitlich gleichmäßig über die Netzgebiete. Für eine vernünftige Netzplanung reicht deshalb immer seltener die Antwort auf die Frage aus, wie hoch die Lasten im Zieljahr XY sein werden. Stattdessen fordern die asymmetrischen Wachstumsprozesse im Verteilnetz ein Umdenken in der Planung, wie Tina Müller, Head of Product bei der enersis europe, erklärt: „In der Netzplanung werden bald die Fragestellungen wichtiger, welche zukünftigen Entwicklungen und Szenarien überhaupt plausibel sind – und welche konkreten Maßnahmen sich daraus ableiten lassen. Unsere szenariobasierte Netzplanung überführt die klassische Punktprognose in ein Denken in Szenarien, da sie nicht nur ‚die eine‘ Zukunft berechnet, sondern mehrere plausible Entwicklungspfade darstellt.“
Um diesen komplexen Modellansatz für die konkrete Netzplanung nutzbar zu machen, hat der System-as-a-Service-Anbieter für digitale Lösungen enersis seinen digitalen Zwilling gaia powergrids um die Funktionalität der szenariobasierten Netzplanung erweitert. „Bei dieser Methode ist nicht entscheidend, welches der berechneten Szenarien exakt eintritt. Stattdessen hilft unsere Anwendung dabei zu erkennen, welche konkreten Netzabschnitte in mehreren Szenarien kritisch werden, welche unter ambitionierten Annahmen auffallen oder welche Maßnahmen auch bei veränderten Rahmenbedingungen sinnvoll bleiben“, erläutert Tina Müller. Ziel ist es, dass Investitionsentscheidungen bei anstehenden Netzmaßnahmen präziser und punktgenauer gefällt werden können.
Erst der Netzzustand, dann der Ausblick
Beispiel 1: Im gewählten Szenario „Standard“ zeigt der digitale Zwilling für das Jahr 2045 noch größtenteils ausreichende Kapazitäten (grün) bei Netzanschlüssen, Strängen und Ortsnetzstationen. (Foto: enersis europe GmbH)
Ausgangspunkt der Funktionserweiterung bildet die Darstellung des aktuellen Zustands des Verteilnetzes im Digitalen Zwilling gaia von enersis. Bevor jedoch die Netzplaner unterschiedliche Zukunftsentwicklungen durchspielen können, müssen die vorhandenen Daten zunächst in einem rechenbaren Netzmodell zusammengeführt werden. Hierzu greift die Anwendung unter anderem auf – soweit vorhanden – GIS- und Betriebsmitteldaten, Anschluss- und Zählerdaten, Marktstammdatenregister, Ladesäulenregister, kommunale Wärmeplanung, Gebäudetypen, Heizenergieträger sowie Baualtersklassen zurück. Die finale Visualisierung der aktuellen Netzprozesse im Zwilling wird durch ein Ampelsystem ergänzt – das beispielsweise anzeigt, welche Stränge aktuell bereits stärker belastet sind oder wie viel Kapazität eine Ortsnetzstation noch hat.
Zukunft per Zeitschieber ändern
Hierauf aufbauend kommt die Erweiterung für die szenarienbasierte Netzplanung ins Spiel: Dabei legt der Netzplaner fest, wie sich etwa der Anteil von Aufdach-PV, Wärmepumpen-Hochläufe oder die Zahl der Ladepunkte über einen ausgewählten Zeitraum hinweg zukünftig in Teilen seines Netzgebietes entwickeln werden. Auch andere Lasten und Erzeuger lassen sich je nach Szenario skalieren und verorten. Zudem können mehrere Entwicklungspfade gegenübergestellt werden – konservative, wahrscheinliche, ambitionierte oder durch kommunale Planungen geprägte.
Für jedes Szenario führt das System anschließend eine Lastflussberechnung auf dem Netzmodell durch. Grundlage sind hierbei die hinterlegten Last- und Erzeugungsannahmen sowie die verwendeten Gleichzeitigkeitsfaktoren. Über die Betätigung eines Zeitschiebers können die Anwender:innen dann die Veränderungen im digitalen Zwilling verfolgen. Dabei zeigt die dynamische Karte, an welchen Stellen sich Belastungen im Teilnetz verändern und welche Assets im ausgewählten Szenario, wann kritische Zustände erreichen könnten. Dabei reicht die dargestellte Detailtiefe nach Angaben der Entwickler:innen bis hinunter auf die Ebene der Kabelstränge, Muffen sowie einzelner Hausanschlüsse.
„Die Planungsverantwortlichen können auf diese Weise prüfen, wie robust sich ein bestimmtes Ergebnis bei sich verändernden Annahmen darstellt. Wird beispielsweise ein Ortsnetztransformator in allen betrachteten Szenarien als kritisch bewertet, ist die Aussage eine andere, als wenn seine Überlastung nur bei einem besonders schnellen Hochlauf der Elektromobilität auftritt,“ so Müller.
Aus Prognosen werden Asset-Strategien
Beispiel 2: Im Worst-Case-Szenario stellt das Tool im gleichen Netzabschnitt flächendeckend Spannungsbandverletzungen an den Netzanschlusspunkten sowie bedenkliche Auslastungen einiger ONS im Starklastfall für das Jahr 2045 dar. (Foto: enersis europe GmbH)
Diese Bewertungsmuster helfen bei der praktischen Asset-Planung, da sie unter anderem klären, ob ein Betriebsmittel unabhängig von der weiteren Entwicklung ertüchtigt werden muss oder der Handlungsbedarf von einem bestimmten Szenario abhängt. Der VNB kann somit besser entscheiden, ob sich Maßnahmen an einer kritischen Stelle noch aufschieben lassen – etwa über Schaltungen oder Flexibilitäten – oder sogenannte No-regret-Maßnahmen notwendig sind, die getätigt werden müssen, egal welche Szenarien vom System durchgerechnet werden, wie Müller ausführt: „In der Praxis reichen solche No-regret-Maßnahmen von der Digitalisierung einer ONS, über den Zubau eines Ortsnetztransformators bis hin zu Verstärkung oder Neubau eines Strangs, der sowohl beim prognostizierten Szenario eines PV-Zubaus als auch beim Ladeinfrastrukturausbau kritisch wird.“
Erste Szenarien bereits erstellt
Ein Pilotprojekt der um die szenariobasierte Netzplanung erweiterten Anwendung von enersis läuft bereits bei einem mittelgroßen süddeutschen Verteilnetzbetreiber. Nach Angaben von enersis wurden in der frühen Projektphase die Szenarien noch vom Datenspezialisten selbst erstellt, auf Basis der vom Netzbetreiber übermittelten Parameter. Die Ergebnisse der Szenarienberechnungen wurden dann von enersis in den Digitalen Zwilling zurückgespielt und für den VNB visualisiert. Im aktuellen Projektschritt arbeiten die Teams nun daran, dass die Netzplaner des VNB die gewünschten Parameter – etwa ein Hochlauf von Wärmepumpen im Jahr 2027 mit Wachstumsraten von 60 Prozent – selbst ins System eingeben und so das angedachte Szenario erstellen. Die Berechnung und Darstellung der Ergebnisse im Digitalen Zwilling laufen dann automatisiert im Hintergrund ab. (cp)