Last­manage­ment auf Netzebene 7

Während grosse Elektrizitätswerke Pilotprojekte durchführen oder bereits Strategien definiert haben, wie sie mit den Leistungsspitzen aus PV-Anlagen und Ladestationen im Verteilnetz auf Netzebene 7 (NE7) umgehen, haben viele kleine und mittelgrosse Verteil­netz­betreiber (VNB) mit typischer­weise einigen 1000 oder 10’000 Anschluss­punkten nicht die Kapazität, aufwendige Pilotprojekte durchzuführen. Eine Gruppe von ihnen hat deshalb eine Studie angeregt: Welche Möglichkeiten gibt es, mit Last­manage­ment (im weiteren Sinne) der steigenden Volatilität im Netz entgegenzutreten, um ein stabiles, effizientes und sicheres Verteilnetz zu gewährleisten? Gut die Hälfte der konsultierten Netzbetreiber hat bereits Engpässe im Verteilnetz auf NE7, die auf die private Solarstrom­produktion zurückzuführen sind.

Verteilnetz in Graubünden

In Graubünden sind bereits heute so viele PV-Anlagen verbaut, dass man von einem Erzeugernetz sprechen kann. Dies spürt EWZ als Betreiberin des Verteil­netzes in Mittelbünden. Das Werk macht deshalb viele Ausbauten und Netz­verstär­kungen. Der Volatilität begegnen sie vor allem mit regelbaren Orts­netz­trans­formatoren (RONT). Alle Trafostationen im Netz sind heute überwacht. Aufgrund der grossen Dachflächen mit PV sieht EWZ, wenn eine Wolke das Gebiet überquert.

Das Werk wendet viel auf, um mit den Elektro­instal­lations­firmen in Kontakt zu treten, damit diese die Endkunden richtig informieren. Es will nicht als «First Mover» auf die Flexibilitäten zugreifen, bei der Photovoltaik künftig aber die gesetzliche Flexibilität ausnutzen, die Leistung auf 70% zu limitieren. Zudem regt EWZ an, dass Werkvorschriften schweizweit vereinheitlicht sein sollten.

Auf Flexibilitäten zugreifen

BKW geht einen anderen Weg und versucht, grössere Anlagen­betreiber vom Vorteil eines lokalen Energie­manage­ment­systems (EMS) bzw. einer lokalen intelligenten Steuerung zu überzeugen. Die Anschluss­bedingungen der BKW beziehen sich auf den Netzanschluss des Kunden. Bei nicht vorhandenem EMS nimmt die BKW bei grossen Anlagen direkt auf die maximal produzierte Leistung der Wechselrichter Einfluss.

Von der zentralen Leitstelle in Oster­mundigen aus betreibt die BKW ihr gesamtes Netz sowie die Netze ihrer Vertragspartner. Die Steuerbefehle an die Erzeuger und Verbraucher in der NE7 werden regional von der Leitstelle aus gegeben. Im Leitsystem werden alle wichtigen Leitungen der NE5 sowie deren Lastflüsse abgebildet. Die Messdaten der Produk­tions­einheiten auf NE7 werden dem jeweiligen Orts­trans­formator zugeordnet und stehen in Echtzeit im Leitsystem zur Verfügung.

Glasfasernetz in der Stadt

In der Stadt Zürich nutzt EWZ das eigene Glasfasernetz und die damit verbundenen Gebäude-Gateways. Über Smart Meter soll künftig eine lokale Steuerung möglich sein. Die Ent­scheidungs­ebene der Steuerung ist noch nicht abschliessend geklärt. EWZ geht davon aus, dass es eine hybride Form aus zentraler und dezentraler Intelligenz geben wird. Der dezentrale Ansatz hilft für Netzstabilität bei Verbindungs­verlust.

Um dies umzusetzen, muss das Tarifsystem angepasst werden. Beispielsweise könnten die Anschlusskosten (entsprechend der Leistung) und die bezogene Energie separat verrechnet werden. Anreize sollen ein netzdienliches Verhalten der Flexibilitäten fördern.

Da EWZ verschiedene Netzebenen betreibt, stellt sich die Frage, ab welcher Ebene Verbrauch und Einspeisung optimiert werden sollen und wie sich die verschiedenen Ebenen beeinflussen, wenn sie einzeln optimiert werden. Auf diese Frage hat EWZ noch keine abschliessende Antwort.

Werkzeugkasten für Verteil­netz­betreiber

Das Ziel der Studie war, Use-Cases zu formulieren und dazu passende technischen Lösungen zu finden, die auf dem Schweizer Markt erhältlich sind. Dabei lag der Fokus auf Lösungen, die bei mindestens einem Werk produktiv im Einsatz sind. Für das breite Thema «Last­manage­ment» wurden sinnvolle Anwen­dungs­fälle definiert und thematisch gruppiert. Die verschiedenen Lösungsansätze, die aus den Gesprächen mit den Verteil­netz­betreibern, Verbänden, Hochschulen und Anbietern hervorgingen, entsprechen einem «Werkzeugkasten», aus dem die Werke gezielt die passenden Elemente für sich heraussuchen können.

Das Netz verstehen

Es wurden vier Handlungsfelder identifiziert: das Verteilnetz verstehen, das Netz ausbauen, Lastflüsse regeln und Endkunden beeinflussen. Beim ersten Punkt, das Verteilnetz zu kennen und zu verstehen, geht es unter Anderem darum, Reserven zu identifizieren und zu nutzen. Da viele Verteil­netz­betreiber nur über wenige Informationen aus der Netzebene 7 verfügen, müssen zunächst Daten konsolidiert und verfügbar gemacht werden. Smart-Meter-Daten können anonymisiert bereitgestellt und das Netz unter Einbezug realer Messdaten berechnet werden. Eine kontinuierliche PQ-Messung an neuralgischen Punkten hilft, das Netz besser zu verstehen. Ein digitaler Zwilling ermöglicht es zudem, das Netz bei verschiedener Last und Produktion zu simulieren.

Netze und Anlagen ausbauen

Wenn das Netz Schwachstellen aufweist, kann es ausgebaut werden. So ist es möglich, die Leitungen zu verstärken, indem die Topologie oder die Netz­konfigu­ration für die Lastflüsse optimiert wird. Bei den Trans­forma­toren kann die Leistung erhöht, das Übersetzungsverhältnis optimiert oder ein regelbarer Transformator (RONT) eingesetzt werden.

Es können auch Flexibilitäten installiert werden, beispielsweise Speicher. Diese dürfen aus regulatorischen Gründen jedoch nur eingeschränkt vom VNB betrieben werden. Auch eine Sektorkopplung erzeugt Flexibilitäten. Schliesslich können die Werkvorschriften netzdienlich gestaltet werden, um die Möglichkeit zu schaffen, Flexibilitäten von Endkunden zu steuern.

Lastflüsse steuern und regeln

Die einfachste Variante, den Lastfluss zu regeln, ist eine starre Begrenzung am Anschlusspunkt oder dem Wechselrichter. Dazu wird netzseitig keine Infrastruktur benötigt. Eine nächste Möglichkeit ist, die Flexibilitäten statisch nach Zeitplan über einen Smart Meter/Gateway, ein Lastschaltgerät oder ein Energie­manage­ment­system (EMS) zu regeln. Dieselbe Infrastruktur kann genutzt werden, um die Flexibilitäten dynamisch aufgrund von Messungen oder Prognosen zu steuern.

Nicht nur die Wirkleistung, sondern auch die Blindleistung kann bei Wechselrichtern geregelt und netzdienlich eingesetzt werden. 

Endkunden beeinflussen

Schliesslich kann das Verhalten der Kunden beeinflusst werden, damit sie sich netzdienlich verhalten. Dies beginnt in der Planungsphase einer neuen Anlage, wenn der Kunde das Anschlussgesuch einreicht. Über statische (je nach Tageszeit) oder dynamische Tarife können finanzielle Anreize gesetzt werden, um Produktion und Verbrauch netzdienlich zu verlagern. Es können auch Förder­programme für steuerbare Flexibilitäten eingeführt werden.

Neben den technischen Möglichkeiten kann ein Netzbetreiber Dienst­leistungen anbieten und beispielsweise die Abrechnung für ZEV, vZEV oder LEG übernehmen. Es kann auch eine Beratung für Prosumer-Lösungen sein oder eine Kooperation mit externen Dienstleistern. Informationen und Sensibilisierung der Kunden über Marketing- und Kommuni­kations­kampagnen oder ein Kundenportal sind ebenso wichtig wie technische Lösungen.

Referenzanlage gesucht

Ein weiteres Ziel der Studie war es, zu den definierten Use-Cases konkrete technische Lösungen zu finden, die von Verteil­netz­betreibern erprobt ­wurden und sich im Alltag bewähren. Eine solche Referenz­anlage soll die Fragen beantworten, die sich viele Verteil­netz­betreiber stellen:

• Welche Systeme benötigen wir für das Last­manage­ment auf NE7?
• Wie müssen diese Systeme zusammenarbeiten?
• Welche Schnittstellen werden benötigt?
• Über welche Kommuni­kations­verbindungen und Systeme werden die Flexibilitäten gesteuert und geregelt?
• Wo ist das zentrale «Hirn», das die Entscheidungen für die Eingriffe trifft?
• Wo kriegt es seine Daten her, um diese Entscheidungen zu treffen?
• Welche Rolle spielt das Leitsystem?

Trotz vielen Kontakten zu Verteil­netz­betreibern, Herstellern, Verbänden und Hochschulen konnte keine Installation gefunden werden, die als praxiserprobte Referenz dienen könnte.

Bisher installierte Lösungen im Bereich Last­manage­ment sind meist ein direkter Ersatz der «alten» Rundsteuerung. Lösungen, die darüber hinausgehen, sind technisch noch stark eingegrenzt im Einsatz. Für die meisten der von Herstellern und Anbietern aufgezeigten technischen Lösungen für ein flexibles, intelligentes Last­manage­ment fehlt die Praxiserfahrung. In der Recherche für diese Studie wurden daher nur wenige Ansätze gefunden, aus denen sich eine generische Lösungsstrategie ableiten liesse. Die einzelnen Hersteller erweitern ihre bestehenden Lösungen schrittweise in Richtung intelligentes Last­manage­ment, oft bleibt aber der formulierte Zielzustand nur grob umrissen. Aus den Gesprächen mit den Herstellern auf dem Schweizer Markt lässt sich noch nicht konkret ableiten, wie die Ziel-Architektur der Systeme künftig aussehen soll.

Ein solches Ziel-Bild wäre den Verteil­netz­betreibern eine grosse Hilfe für die Planung der technischen Systeme, Schnittstellen und Datenhaltung. Schliesslich wird eine Vielzahl der bestehenden Systeme von einem Ausbau für intelligentes Last­manage­ment betroffen sein:

• System für die Netzberechnung und Netzplanung
• Leitsystem
• PQ-Monitoring
• Geografisches Infor­mations­system GIS
• Smart-Metering-Systeme HES und MDM
• Energie­daten­management EDM
• Energie­verrechnung und -Vertrieb
• Rund­steuerungs­anlage
• Technische Kommuni­kations­systeme

Einige wenige Hersteller arbeiten daran, eine Plattform aufzubauen, die alle Bereiche abdecken soll: von der Messung über die Simulation und Ent­scheidungs­hilfe bis hin zur Steuerung. Die technischen Systeme sollen dabei grösstenteils aus demselben Haus stammen. Andere schliessen sich mit Partnern zusammen und setzen auf einen modularen Ansatz, bei dem unterschiedliche Systeme zusammenspielen. Praxiserfahrung gibt es bei beiden Ansätzen noch keine.

Gesetzliche Pflichten

Während es noch keine fertigen Systeme zum Last­management auf NE7 gibt, steigt der Druck von der regulatorischen Seite mit Ergänzungen im Strom­ver­sorgungs­gesetz (StromVG) und der Strom­versorgungs­ver­ordnung (StromVV). So wird der seit 2018 erlaubte Zusammen­schluss zum Eigenverbrauch (ZEV) erweitert durch zwei weitere Konzepte: dem virtuellen Zusammen­schluss zum Eigenverbrauch (vZEV) und den lokalen Elek­trizitätsgemeinschaften (LEG). Beim vZEV können die Kunden im Zusammen­schluss im Netzgebiet verteilt sein und müssen nicht mehr einen gemeinsamen Anschlusspunkt haben. Eine lokale Elektrizitätsgesellschaft kann auf Gemeindeebene sogar die NE5 mit einbeziehen. Der VNB muss die Teilnehmer mit intelligenten Messsystemen ausrüsten und das Netznutzungsentgelt berechnen (StromVG Art 17d/ 17e/StromVV Art 19e–19h).

Neue Möglichkeiten

Die ergänzten Gesetze und Verordnungen bieten auch neue Möglichkeiten für die Werke: Die Netz­nutzungs­tarife dürfen neu so gestaltet werden, dass sie einen stabilen und sicheren Netzbetrieb fördern (StromVG Art. 14 Abs. 3). Dazu dürfen dynamische Netz­nutzungs­tarife eingesetzt werden, die beispielsweise aufgrund der erwarteten Netzbelastung am Folgetag festgelegt werden (StomVV Art. 18 Abs 5). Es dürfen auch zeitvariable Leistungspreise verrechnet werden, mit einer nicht­degressiven Arbeitskomponente (Rp./kWh) von mindestens 50% und einer variablen Leistungskomponente (Rp./kW), deren Höhe sich nach den Netzlasten richtet und mindestens vier verschiedene Werte pro Tag aufweist (StomVV Art. 18a Abs 2 Modell c).

Flexibilitäten einbinden

Die StromVV regelt nun in den Artikeln 8c und 19a – c, wie Flexibilitäten ins Verteilnetz eingebunden werden können. So kann die maximale Einspeise­leistung entweder über ein durch den Kunden installiertes intelligentes Steuer- und Regelsystem (iMSR) oder eine direkte Begrenzung am Wechselrichter vorgegeben werden. Wenn die Einspeise­leistung dynamisch geregelt werden soll, muss der VNB das iMSR zur Verfügung stellen. Auch Speicher werden gefördert: Das Netznutzungsentgelt entfällt, wenn neben der Speicheranlage kein Eigenverbrauch anfällt (StromVG Art. 14a Abs 1b).

Wie weiter?

Die Studie zeigt die Möglichkeiten für das Last­manage­ment auf NE7 sowie einzelne isolierte Lösungen in Pilotprojekten auf. Ein Best Practice oder gar ein Branchenstandard ist bei keinem der kontaktierten Schweizer Verteil­netz­betreiber in Sichtweite. Der VSE hat jedoch kürzlich eine Arbeitsgruppe zum Thema «Flexibilitätssteuerung» gegründet, die ihre Arbeit ab 2026 aufnimmt. Die grossen Werke sind darin vertreten. Es lohnt sich aber auch für kleine und mittelgrosse Verteil­netz­betreiber, sich einzubringen und sicherzustellen, dass sich ein künftiger Branchenstandard auch für ihre Grösse eignet.

Link

• StromVV: www.fedlex.admin.ch/eli/oc/2025/139/de

Die hier vorgestellte Studie wurde durch das Ingenieurbüro Sollberger ausgeführt. In Auftrag gegeben wurde sie von den folgenden VNB: Energie Freiamt AG, Energie March Netze AG (neun Werke im Kanton Schwyz), Energie Thun AG, EWS Energie AG, Industrielle Betriebe Interlaken AG, Localnet AG Burgdorf, StWZ Energie AG Zofingen und Technische Betriebe Schöftland.