Rückblick: Energiewende, Versorgungssicherheit und Regulierung beim 14. Smart Grids-Kongress Baden-Württemberg

Den Stand und die Perspektive der Digitalisierung der Energiewende aus Sicht der Bundesregierung erläuterte Dr. Christoph Scholten (Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, BMWE), der in Vertretung für Beatrix Brodkorb sprach. Mit Verweis auf die aktuelle Dena-Verteilnetz-Studie II betonte er, dass das zentrale Ziel eine Balance im Energiesystem sei. Gerade in kritischen Situationen müsse die Erreichbarkeit und Steuerbarkeit der Netzkomponenten gewährleistet werden. Dafür seien belastbare Strukturdaten eine wesentliche Voraussetzung. Von Seiten der Regulationsbehörden sei man sich bewusst, dass noch viel getan werden müsse, dabei würden die anstehenden Aufgaben nach und nach angegangen.

Die Herausforderungen der Verteilnetzbetreiber bei Netzausbau, Netzanschluss und Netzdigitalisierung beleuchtete Andrees Gentzsch (Mitglied der Hauptgeschäftsführung, Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft,  BDEW). Er forderte, die notwendige Finanzierung des Netzausbaus zu sichern und dann klare Prioritäten zu setzen. An erster Stelle stehe dabei die Beschleunigung des Netzausbaus, gefolgt von der Optimierung der Vergabe und Nutzung von Netzkapazitäten im Sinne einer verbesserten Gesamtsystemeffizienz. Als dritten Schwerpunkt nannte Gentzsch die Beschleunigung der Steuerbarkeit. Mit Blick auf die praktische Umsetzung mahnte er zudem, IT-Projekte für Netzbetreiber zeitlich zu staffeln, um eine Überlastung der Akteure durch die Gleichzeitigkeit neuer Anforderungen zu vermeiden.

Wie Digitalisierung und Innovationsprojekte Flexibilität für die Systemführung erschließen, erläuterte Dr. Rainer Pflaum (CFO TransnetBW). Er machte deutlich, dass Flexibilität zwingend Digitalisierung erfordere: Deutschlandweit müssten die knapp 900 Stromnetzbetreiber koordiniert werden, während der Markt bis 2025 bereits über 1.000 Lieferanten und mehr als 2,3 Millionen netzdienliche Flexibilitäten umfasse. Bis 2037 würden über 28 Millionen E-Autos und mehr als 8 Millionen Wärmepumpen hinzukommen. Diese Massendaten erforderten leistungsfähige Plattformen, denn Stromnetz und Datennetz würden künftig untrennbar miteinander verbunden. Pflaum betonte: „Komplexität und Umfang des Systems sind nur noch mit Digitalisierung und Automatisierung beherrschbar.“ Dabei hob er insbesondere die Chancen digitaler Lösungen hervor, etwa die Nutzung dezentraler Flexibilitäten, um die Redispatch-Kosten deutlich zu senken. Dass Plattformen bereits operative Realität geworden sind, zeigte Pflaum anhand von Beispielen wie der DA/RE-Plattform; diese koordiniere bereits 11.000 Anlagen mit 6.500 MW Leistung und verarbeite täglich 400.000 Nachrichten. Die Connect+/RAIDA-Plattform diene als zentrale Datendrehscheibe für Redispatch 2.0 Daten in einer deutschlandweiten ÜNB/VNB-Kooperation. Ziel müsse nun sein, diese Forschungs- und Demonstrationsprojekte zu skalieren und in den wirtschaftlichen Regelbetrieb zu überführen.

Podiumsdiskussion

In der anschließenden Podiumsdiskussion, an der neben den Referenten auch Dominik Bernauer (Leiter der Abteilung Energiewirtschaft UM BW) in Vertretung für den terminlich anderweitig eingebundenen Dr. Münter teilnahm, wurden die zentralen Themen des ersten Blocks vertieft.

Einigkeit herrschte über die Notwendigkeit von Planungssicherheit und Planungsbeschleunigung. Dr. Pflaum betonte, dass Transparenz bei Netzanschlüssen essenziell sei und sprach den „Tourismus“ bei Netzanschlussbegehren an – also das Phänomen, dass Anschlusssuchende mehrere Anfragen parallel stellen. Für ein effizientes Netz auch bei Dunkelflauten seien sowohl Kupfer als auch Daten gleichermaßen wichtig.

Gentzsch warnte davor, den eingeschlagenen Weg bei der Digitalisierung des Messwesens wieder zu verlassen. Der komplexe Ansatz mit hohen Sicherheitsstandards sei nach den abgeschlossenen Zertifizierungsprozessen nun etabliert – ein Zurückrudern würde erheblichen Mehraufwand bedeuten. Dies unterstrich auch Bernauer mit Blick auf die Cybersecurity-Anforderungen und den EU-Vergleich: Deutschland habe bei den Mess- und Steuerungslösungen einen anspruchsvollen, aber zukunftsfähigen Weg gewählt.

Bernauer hob zudem die Bedeutung der H₂-Readiness hervor: Es sei wichtig, dass diese bei Ausschreibungen vorgeschrieben werde, um einen verlässlichen Anker für das H₂-Kernnetz zu schaffen. Dr. Scholten ergänzte das Thema bidirektionales Laden als weiteren wichtigen Baustein der Flexibilisierung.

Auf die Frage nach den wichtigsten Punkten waren sich die Diskutanten einig: Flexibilität und Digitalisierung gehören untrennbar zusammen. Digitalisierung schaffe die notwendige Sichtbarkeit im Netz und ermögliche erst die Einbindung von Flexibilitäten. Gleichzeitig mahnten alle Beteiligten zur Priorisierung – es könne nicht alles gleichzeitig umgesetzt werden und die nun eingeschlagenen Pfade sollten konsequent weiterverfolgt werden.

Den historischen Verlauf bei der Etablierung von Smart Grids in einem regionalen Stadtwerk präsentierte Jürgen Breit (Technischer Geschäftsführer, Stadtwerke Crailsheim). Die Stadtwerke Crailsheim begannen bereits 2009 mit ersten Planungen in Richtung intelligenter Energienetze. Im Fokus der Planungen standen dabei auch SiLke (Sichere Lieferkette) und SiMon (Sichere Montage), als Zielvorgaben. Die damals geplanten intelligenten Messsysteme wurden jedoch von regulatorischen Anpassungen überholt. Mit dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende (GDEW), dem Nichtigkeitsurteil und dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende (GNDEW) wurden die Rahmenbedingungen soweit geändert, dass erst jetzt wieder mit der Planung und der geordneten Durchführung des Rollouts begonnen werden könne, um die gesetzlichen Einbauquoten zu erfüllen. Anhand dieses Beispiels werde deutlich, so Jürgen Breit, dass kleine Energieversorger mit einer Vielzahl an Herausforderungen konfrontiert seien. Die Anzahl und Art der Herausforderungen unterscheidet sich kaum von denen großer EVU bzw. Netzbetreiber wobei kleinere mit weniger personellen und finanziellen Ressourcen ausgestattet seien.

Wie Bayernwerk Netz – Bayerns größter Verteilnetzbetreiber – seine Netze in der Nieder- und Mittelspannung digitalisiert erläuterte Pablo Ender (Assettechnologien und Netztechnische Grundsätze, Bayernwerk Netz). Ziel sei dabei, die Nieder- und Mittelspannung sowohl beobacht- als auch steuerbar zu machen. Den Fokus lege die EON-Tochter Bayernwerk Netz zunächst auf die Digitalisierung der Ortsnetzstationen (ONS) an neuralgischen Punkten. Trotz der hohen Kosten betonte Pablo Ender den positiven Effekt der digitalisierten Ortsnetzstationen: Diese müssten nun nicht mehr händisch vor Ort geschaltet werden, sondern ließen sich zentral steuern. Digitalisierte Ortsnetzstationen ermöglichen dabei Kosteneinsparungen und Effizienzgewinne beim Netzausbau. Bei den Vorteilen der Digitalisierung dürften die dabei steigenden OPEX-Kosten nicht außer Acht gelassen werden, so Ender. Das alte Prinzip „Invest and Rest“ – bei dem eine einmalige Investition in eine ONS genügte – habe im Zeitalter größerer Aufwände beim dynamischen Betrieb der Netze gegenüber einer reinen Maximalauslegung ausgedient.

Inwiefern Stadtwerke und Netzbetreiber von Kooperationen profitieren können, zeigte Patrick Kruppa (Abteilungsleiter und Prokurist, Südwestdeutsche Stromhandels GmbH), der in Vertretung für Jochen Schmidt sprach. Das Unternehmen mit 62 Stadtwerken als Gesellschaftern und einem Jahresumsatz von 2,91 Milliarden Euro versteht sich als Partner und Dienstleister für kleine und mittlere Stadtwerke. Kruppa machte deutlich, dass gerade diese Stadtwerke vor enormen Transformationsanforderungen stünden: Von Smart Meter und Steuerungs-Rollout über § 14a EnWG und dynamische Tarife bis hin zu IT-Security, CLS-Management und dem Aufbau digitaler Zwillinge – die Anforderungen seien vielfältig und ressourcenintensiv. Als eine der Lösungen präsentierte Kruppa einen modularen Softwarebaukasten, der es Stadtwerken ermögliche, die Software-Lösungen für diese Aufgaben nicht alle selbst entwickeln zu müssen. SüdWestStrom biete bereits etablierte Prozesse auf einer gemeinsamen Netzplattform an, darunter Marktkommunikation, Lieferantenwechselprozesse, Netzbilanzierung, Zählerfernauslesung und Redispatch 2.0. Ergänzt werde das Angebot durch digitale Prozesssteuerung, KI-gestützte Anlagensteuerung, automatisiertes Bilanzkreismanagement rund um die Uhr sowie intelligenten Messstellenbetrieb. „Kooperation ist keine Option, sondern eine Notwendigkeit“, so die zentrale Botschaft des Vortrags – denn nur durch Zusammenarbeit könnten kleine und mittlere Stadtwerke die Herausforderungen der Energiewende bewältigen.

Wie Netzbetreiber in Deutschland und international bei der digitalen Transformation unterstützt werden, zeigten Timo Seethaler (Vertriebsleiter Süd) und Lutz Lehmann (Business Development Manger SGOP, VIVAVIS). Was den Digitalisierungsprozess für Netzbetreiber oftmals erschwere, sei die Tatsache, dass einige Prozesse bereits standardisiert seien und andere nicht. Für die übergreifende Betrachtung eines lokalen Niederspannungsnetzes habe VIVAVIS beispielsweise, die sogenannte Smart Grid Operation Platform (SGOP) entwickelt. Mit diesem digitalen Zwilling werde der gesamte Prozess – von der Datenerfassung über Visualisierung und Analyse bis hin zur Entscheidungsfindung in einem automatisierten, kontinuierlich optimierten Regelkreis abgebildet. So sei die Netzführung vollständig digital einseh- und regelbar.

Podiumsdiskussion

Die anschließende Podiumsdiskussion widmete sich Fragen zur Vereinheitlichung von Software-Lösungen für Netzbetreiber und Detailfragen zur konkreten Netzgestaltung. So wurden Fragen zur Verfügbarkeit von Mobilfunkanbindung für die Smart Meter-Kommunikation gestellt, wie auch alternative Ansätze (450 MHz, Powerline, Kunden-Internet). Die häufig artikulierte politische Fragestellung bezüglich der Anzahl der Netzbetreiber und Skaleneffekten wurde ebenso gestellt. Hier konnte Jürgen Breit deutlich machen, dass gerade kleinere Stadtwerke eben nicht nur kleine VNB seien, sondern diese Aktivitäten im Gesamtkontext der jeweiligen weiteren Aufgaben innerhalb der Kommunen zu sehen seien – die auf politischen Entscheidungen der kommunalen Ebene basierten. Während große VNBs über bessere Ressourcen verfügen, können kleine VNBs lokale Verhältnisse und Besonderheiten präziser einschätzen und auch ein maßgeschneidertes Angebot für die kommunalen Anforderungen (z. B. Betrieb Glasfaser-Netze und Schwimmbäder) anbieten. Konsens bestand darin, dass vor allem adäquate Standardisierung, Kontinuität in der Regulierung sowie klare Zielsetzungen erforderlich seien, um die Digitalisierung der Energienetze weiter voranzutreiben.

Wie Produkte resilienter gegenüber Cyberangriffen werden, erklärte Thomas Speidel, CEO der ads-tec Energy GmbH. Grundlage sei dabei unter anderem der EU Cyber Resilience Act. Für eine cyber-sichere Energiezukunft gelte es sämtliche Facetten der IT-Infrastruktur zu berücksichtigen: von Updates und IT-Sicherheit bei Außeneinsätzen bis zum Umgang mit Geräten und Daten beim Ausscheiden von Mitarbeitenden. Thomas Speidel ging dabei neben den nicht zu vernachlässigenden Risiken auch auf die Vorteile einer digitalen Energieinfrastruktur ein, indem er aufzeigte, dass eine Ladesäule für E-Autos mit integriertem Speicher auch dann durch Netzpufferung Umsatz generieren könne, wenn kein Fahrzeug geladen würde.

Die Digitalisierung könne als ein „Hidden Sector“ der Sektorenkopplung bezeichnet werden. Das zeigte Ralf Klöpfer (Vorstand MVV Energie) in seiner Präsentation auf. Durch den extrem hohen Energieverbrauch den Rechenzentren bereits heute hätten und der in Zukunft noch viel größer werde, entstünden neue Geschäftsfelder, so Klöpfer. Deshalb sei es wichtig, bei der Standortauswahl neuer Rechenzentren Energie- und Wärmewende stets zusammenzudenken. So eröffnen sich weitreichende Synergieeffekte zwischen dem hohen Stromverbrauch, der dabei entstehenden Abwärme und den Digitalisierungsmöglichkeiten durch die wachsenden Rechenkapazitäten. Voraussetzung dafür sei jedoch das Aufbrechen etablierter Denkmuster, die frühzeitige Integration in verschiedenste Planungsprozesse und die Offenheit für neue, sektorenübergreifende Kooperationen.

Einen Blick in internationale Erkenntnisse zu Erfolgsfaktoren digitaler Energiesysteme ermöglichte der Vortrag von Prof. Gerd Heilscher (Technischen Hochschule Ulm). Er nahm die Teilnehmenden auf eine intellektuelle Reise mit nach Australien, in die USA und die Niederlande. In Australien wurde die maximale Einspeiseleistung über Jahre stetig reduziert, um das bestehende Netz nicht zu überlasten. Diesem Modell wurde dann ein alternatives Modell gegenübergestellt, bei dem die Haushalte flexible Exportlimits bekommen, unter der Voraussetzung, dass der Netzbetreiber die Anlagen fernsteuern kann. Anschließend verwies Prof. Heilscher auf Beispiele aus Kalifornien, wo der einheitliche Standard IEEE 2030.5 die Interoperabilität zwischen Netzbetreibern und dezentralen Energieanlagen ermöglicht. Einen Blick aus dem Weltall auf die Erde brachte Prof. Heilscher ebenso ein: Durch die Nutzung von Satellitendaten seien extrem genaue Einspeiseprognosen möglich. Und damit eine noch effizientere Netzführung. Heilschers Vortrag verdeutlichte: Die Digitalisierung der Energienetze steht und fällt mit harmonisierten Standards, intelligenter netzdienlicher Steuerung und einer Kommunikationsarchitektur, die Flexibilität und Datenintegrität gleichermaßen sicherstellt. Dabei müssten auch pragmatische Ansätze gewählt werden; die in Deutschland extrem verzweigten Regulationsprozesse könnten im schlimmsten Fall schnelle und pragmatische Lösungen ausbremsen.

Blitzlicht und Abschluss

In der anschließenden Podiumsdiskussion herrschte Konsens darüber, dass der internationale Austausch Lernprozesse erheblich beschleunigen kann. Ebenso einig waren sich die Diskutanten darin, dass neue Vorhaben nicht erst bei hundertprozentiger Planungsreife umgesetzt werden sollten – vielmehr brauche es den Mut, bereits mit 90-prozentiger Planung in die konkrete Umsetzung zu gehen. Nur so, darin waren sich alle einig, könne die Digitalisierung der Energiewende im erforderlichen Tempo voranschreiten. Dabei sei auch Out-of-the-Box-Denken gefragt: Während das Denken über die verschiedenen Sektoren der Energienutzung sich langsam in den Köpfen etabliere, brauche es noch weitere Bewusstseinsbildung für die weiteren Möglichkeiten des digitalisierten Energiesystems.

In ihrem abschließenden Fazit betonten Moderator Markus Brock, Jasmin Calmbach vom UM BW als Hauptverantwortliche der Veranstaltung und Arno Ritzenthaler, Geschäftsführer von SmartGridsBW, vor allem den Bedarf an Planungssicherheit und Entscheidungsmut. Die Veranstaltung machte zudem deutlich, wo wesentliche Stellschrauben liegen und dass die Überwindung des Silodenkens zentral für den Erfolg der intelligenten Netzgestaltung und damit der Energiewende ist.

Auch in diesem Jahr bot der Rahmen des Kongresses vielfältige Möglichkeiten für Networking und Gespräche. Die rund 180 Teilnehmenden vor Ort nutzten die Networking-Runden intensiv zum Austausch und für die Anbahnung neuer Projekte. Beim „Markt der Möglichkeiten“ präsentierten sich in den Pausen ebenso einige Mitglieder der Smart Grids-Plattform mit Informationsständen – und konnten auch hier eine Vielzahl von Gesprächen führen.

SmartGridsBW nutzte den Smart Grids-Kongress ebenso als Plattform um die Veröffentlichung des diesjährigen Monitoring-Berichts für die Smart Grids-Roadmap aufmerksam zu machen – ein partizipatives Projekt, das vom starken Input der Energiewende-Community in Baden-Württemberg lebt.

Insgesamt war der 14. SG-Kongress ein voller Erfolg. Nicht nur die rund 180 Teilnehmenden vor Ort, auch die mehr als 100 Personen im Stream, konnten sich ein Bild vom Entwicklungspfad und den nun vor uns liegenden Herausforderungen machen. Wir freuen uns, diese auch im nächsten Jahr mit Ihnen gemeinsam anzugehen!