Energie & Industrie

Die Energiewende findet direkt vor unserer Haustür statt – in den unteren Spannungsebenen des Stromnetzes. Wo früher elektrischer Strom einfach in eine Richtung vom Kraftwerk zum Konsumenten geflossen ist, herrscht heute ein dynamisches Geben und Nehmen. Doch bringen der Boom bei Photovoltaik-Anlagen und die zunehmende Elektromobilität die Niederspannungsnetze an ihre physikalischen Grenzen. Die Lösung für den weiteren Ausbau ist allerdings nicht immer, in dickere Kup­ferleitungen zu investieren, sondern die Netze möglichst smart zu gestalten. Eine aktuelle Zusammenarbeit von Kärnten Netz und Siemens zeigt, wie ein Netzmanagement im Strombereich lokal funktionieren kann: Mit der Plattform »Gridscale X« werden Datenpunkte aus Smart Metern nutzbar gemacht, um die Netzplanung zu vereinfachen und Investitionen punktgenau zu steuern – erstmals in dieser Art in Österreich.

Enorme Nachfrage
Der Druck auf die österreichischen Stromnetze ist in den letzten Jahren in einem Ausmaß gestiegen, das selbst Experten überrascht hat. Stephan Brandl, der bei Kärnten Netz die Anlagenplanung für Mittel- und Niederspannung leitet, zeichnet ein Bild der Lage: Während der Leistungsbedarf in Gewerbe und Industrie über zwei Jahrzehnte hinweg nur moderat anstieg, hat sich die dezentrale Erzeugungsleistung seit dem Jahr 2020 mehr als verdreifacht (siehe Grafik). »Irgendwann kommen die Netze an ihre Grenzen und irgendwann sind dann Ausbauten erforderlich«, stellt Brandl fest.

Bild: Stephan Brandl leitet die ­Anlagenplanung für Mittel- und Niederspannung bei Kärnten Netz.

Der massive Anstieg, getrieben durch staatliche Förderungen, rasant sinkende Modulpreise und vor allem den Energiepreisschock infolge des Ukraine-Konflikts, hat den jährlichen Investitionsaufwand des Netzbetreibers ungefähr verdoppelt. Hat man früher bei der Kärnten Netz rund 60 Millionen Euro pro Jahr für die Netzinfrastruktur ausgegeben, so liegt dieses Budget heute bei 100 bis 140 Millionen Euro. Investiert wird dabei auf allen Ebenen: Vom Kooperationsprojekt Netzraum Kärnten mit der APG (380-kV-Ringschluss) über 110-kV-Leitungsprojekte bis hinunter in die kleinsten Ortsnetze. Aber die Netzplaner wissen: Geld allein löst das Problem nicht; es braucht smarte Lösungen, um die Ressourcen dort einzusetzen, wo sie die größte Wirkung erzielen.

Bisher basierte die Planung im Niederspannungsnetz – also jener Ebene, an der Haushalte und PV-Anlagen hängen – weitgehend auf komplexen Berechnungen und statistischen Erfahrungswerten. »In Wirklichkeit hat man den letzten realen Spannungsmesswert im Umspannwerk gehabt. Danach fußte alles auf Netzberechnungen«, erklärt Stephan Brandl. Waren die berechneten Näherungswerte über viele Jahre durchaus verlässlich – mit lediglich einem Prozent Schwankungsbreite – wurde der Leistungsbedarf durch die Einspeisung aus PV und Speicher aber ungewisser. Denn auch die Batteriespeicher im Haushaltsbereich boten bislang kaum Entlastung fürs Netz. Die Praxis zeigt: Ist der Speicher zur Mittagszeit vollgeladen, wird ins Netz gespeist – zu einem Zeitpunkt, an dem ohnehin ein Stromüberangebot herrscht.

Bild: In Kärnten werden rund 18.700 km Stromleitungen, 7.507 Transformator­stationen und 50 Umspannwerke betrieben.

Wo der Schuh drückt
Um nicht nur in Informationen zu Leistungen und Spannungen auf Basis von Netzberechnungen zu bekommen, sondern die real gemessenen Parameter auch punktuell zu sehen – da setzt die Zusammenarbeit mit Siemens an. Mit dem Tool »LV Insights«, einem zentralen Teil der »Gridscale X«-Plattform, werden Smart-Meter-Daten aus dem Netz systematisch für das Asset-Management nutzbar gemacht. Werner Brandauer, Vertriebsleiter für Zentral- und Osteuropa bei Siemens, beschreibt den technologischen Sprung: »Wir verbinden die reale mit der digitalen Welt, nutzen den Input der bestehenden Daten aus den Smart Metern und können so präzise definieren, wo eine Investition sinnvoll ist.« Allein für das Kärntner Netz fließen rund 60 Milliarden Einzelwerte aus Smart Metern in das System ein.

Bild: Werner Brandauer ist Vertriebsleiter für ­Zentral- und Osteuropa bei Siemens.

Der größte Nutzwert des neuen Tools liegt in der Priorisierung von Bauvorhaben. Kärnten Netz verfügt über mehr als 7.000 unterschiedliche Ortsnetze. Mit der Plattform können die Techniker*innen nun auf Knopfdruck sehen, welche dieser Netze tatsächlich an ihre Kapazitätsgrenzen stoßen und wo noch Reserven schlummern. Brandl betont, dass es aktuell weniger um das Einsparen von Geld geht, sondern um Zeit und Effizienz: »Es geht darum, dass wir rascher in jenen Ortsnetzen investieren können, wo aktuell die Kapazitäten an ihre Grenzen stoßen, um die Wünsche unserer Kunden schneller zu erfüllen.«

Rund 20 bis 30 Prozent der ursprünglich rein rechnerisch geplanten Projekte können zeitlich nach hinten verschoben werden. Die realen Messwerte der Smart Meter offenbaren die Reserven in der Leitungsinfrastruktur. Dies schafft wertvolle Luft in den Zeitplänen, denn nicht nur das Geld ist knapp, sondern vor allem die Montagekapazitäten und die Verfügbarkeit von Baufirmen. Früher mussten Mitarbeiter Messgeräte vor Ort in Trafostationen oder in Niederspannungsnetzen installieren, um Vermutungen über Spannungsspitzen zu prüfen. »Wenn das dann die falschen 14 Tage im Jahr waren, weil das Wetter nicht schön war, hat man nichts gesehen«, so Brandl. Heute reicht ein Blick in das Dashboard, um den Verlauf eines ganzen Jahres zu analysieren – mit dem Blick auch auf historische Kurven und Leistungsspitzen. Ein sogenannter »Grid Impact Score« hilft dabei, die kritischsten Punkte sofort zu identifizieren.

Die Digitalisierung ist für Kärnten Netz auch die einzige Möglichkeit, den enormen administrativen Aufwand zu bewältigen. Die Zahl der Anschlussanfragen hat sich von früher 3.000 bis 4.000 pro Jahr in der Spitze bis auf 18.000 mehr als vervierfacht. »Wenn wir da nicht diese digitalen Prozesse gehabt hätten, hätten wir unseren Kunden niemals fristgerecht eine Antwort geben können«, sagt Brandl. Für Privatkunden bietet Kärnten Netz bereits einen voll digitalen Prozess an. Wer eine PV-Anlage beantragt, erhält über ein Online-Portal oft schon nach 10 bis 20 Minuten ein fertiges Angebot. Ein System prüft im Hintergrund automatisch die freien Kapazitäten im jeweiligen Ortsnetzabschnitt. Dies ist technisch komplex, da die Kapazität stark vom genauen Anschlusspunkt abhängt: Ein Haus direkt neben der Trafostation kann problemlos 30 kW einspeisen, während am Ende einer langen, dünnen Leitung vielleicht schon bei 10 kW die Spannungsgrenzen erreicht sind.

Cloud-Lösung
Technisch geht Siemens mit Gridscale X neue Wege, die für Infrastrukturbetreiber zunächst ungewohnt waren. Es handelt sich um eine reine Cloud-Lösung. »Das ermöglicht eine Skalierbarkeit und auch Flexibilität für künftige Erweiterungen und neuen Algorithmen, die man mit On-Premises-Lösungen so nicht darstellen konnte«, erklärt Siemens-Stromnetz­experte Werner Brandauer.

Für Kärnten Netz war der Schritt in die Cloud eine Premiere, die sich jedoch schnell bezahlt gemacht hat. Die Plattform ist so konzipiert, dass sie nun weltweit ausgerollt werden kann. Dabei nehmen österreichische Netzbetreiber eine Vorreiterrolle ein. Das liegt vor allem an der exzellenten Datenbasis, die in Kärnten über 30 Jahre hinweg aufgebaut wurde. Dabei wäre die Umsetzung der Lösung in Kärnten vor wenigen Monaten noch gar nicht möglich gewesen. Denn Netzbetreiber durften die Daten der Smart Meter zwar für die Abrechnung sammeln, aber nicht für die technische Netzplanung verwenden. Mit dem neuen Elektrizitätswirtschaftsgesetz (ElWG) gibt es nun endlich Rechtssicherheit. Die Verwendung von Leistungs- und Spannungswerten für den Netzbetrieb und die Planung ist nun explizit erlaubt.

Bild: Das Asset-Management-System von Kärnten Netz wurde mit dem Standard für strategisches Anlagenmanagement ISO 55001 zertifiziert.

In der nächsten Ausbaustufe wird es darum gehen, nicht nur Daten zu sammeln, sondern das Netz aktiv zu steuern. Siemens bietet hier bereits ein Modul für das »Flexibility Management«. Ziel ist es, Engpässe durch die Nutzung von Flexibilitäten zu eliminieren und Anreize zu schaffen, um mit intelligenten Steuerungen zum Beispiel Speicher zu laden, wenn das Netz ohnehin unter Druck steht.

Für die Kund*innen bedeutet diese Entwicklung schnellere Anschlüsse, mehr Transparenz durch Instrumente wie die »Einspeiseampel« und ein stabiles Netz trotz massiv steigender Belastung. Und Siemens hat ein mächtiges Werkzeug in der Hand, das Netzbetreibern weltweit helfen wird, den »eingeschwungenen Zustand« einer CO2-neutralen Energiezukunft zu erreichen – auch wenn dieser Weg noch einige Jahre benötigen wird.