Ohne Daten keine Flexibilität: Warum intelligentes Netzmanagement eine belastbare Dateninfrastruktur braucht

Flexibilitätsmanagement klingt nach Netzsteuerung. Es ist aber zunächst ein Datenproblem. Wer nicht weiß, wo gerade ein Engpass entsteht, wer nicht sehen kann, welche Anlagen wie viel Last aufnehmen oder abgeben können, und wer nicht prognostizieren kann, wann die nächste Spitzenstunde kommt – der kann nicht flexibel steuern. Flexibilität im Netz ist nur so gut wie die Daten, auf denen sie basiert.

Warum Verteilnetze unter Druck geraten

Das Stromnetz in Deutschland verändert sich schneller als je zuvor. Wärmepumpen, Ladesäulen für Elektrofahrzeuge und Photovoltaikanlagen werden in Millionen von Haushalten installiert – gleichzeitig und in denselben Netzabschnitten. Damit steigt nicht nur die Belastung der Netze, sondern auch die Bedeutung intelligenter Steuerung für eine erfolgreiche und klimafreundliche Energiewende. Leitungen, die für gleichmäßige Lastprofile ausgelegt wurden, werden durch neue Gleichzeitigkeiten belastet: Dreißig Wärmepumpen, die an einem Wintermorgen gleichzeitig hochfahren, können einen Ortsnetztransformator an seine thermische Grenze bringen. Hier zeigt sich, dass nicht nur die physische Infrastruktur, sondern auch die zugrunde liegende Technik der Netzführung an ihre Grenzen stößt.

Genau für diesen Kontext schafft die Regulatorik inzwischen einen klaren Rahmen: §14a EnWG, seit Januar 2024 in Kraft, gibt Netzbetreibern das Recht, steuerbare Verbrauchseinrichtungen – Wärmepumpen, Ladesäulen, Heimspeicher – bei drohenden Engpässen netzdienlich zu drosseln. §9 EEG ermöglicht die Abregelung von Einspeisern.

Und Redispatch 2.0 verpflichtet Verteilnetzbetreiber zur koordinierten Einbindung von Erzeugungsanlagen ab 100 Kilowatt in Engpassvermeidungsprozesse.

All das klingt nach einem Steuerungsproblem. Tatsächlich ist es zuerst ein Datenproblem.

Dreißig Wärmepumpen, die an einem Wintermorgen gleichzeitig hochfahren, können einen Ortsnetztransformator an seine thermische Grenze bringen | Foto: ©graja #535231994 – stock.adobe.com

Drei Datenschichten als Voraussetzung für Flexibilität

Für ein funktionsfähiges Engpassmanagement brauchen Netzbetreiber drei Datenschichten gleichzeitig:

1. Echtzeit-Netzzustand: Was passiert gerade im Netz? Wie hoch ist die Auslastung einzelner Leitungsabschnitte und Trafos? Wo entstehen Engpässe? Diese Informationen kommen aus Smart Metern, Stationsmessungen und Sensorik – müssen plausibilisiert und in den Kontext des Netzmodells gestellt werden.
   Das setzt voraus, dass Messdaten aus verschiedenen Quellen kontinuierlich zusammengeführt und im Kontext des Netzmodells bewertet werden – also etwa gemessene Ströme und Spannungen gegen die tatsächlichen Betriebsmittelgrenzen abgeglichen werden. Erst dann wird aus einem Messwert eine belastbare Aussage über den Netzzustand.
2. Anlagenkenntnis: Welche steuerbaren Geräte sind wo angeschlossen? Wärmepumpen, Ladesäulen, Heimspeicher – jede Anlage ist ein potenzieller Flexibilitätsbaustein. Aber nur, wenn sie im System erfasst, angebunden und steuerbar ist. Das erfordert ein gepflegtes Register steuerbarer Einheiten, das mit dem digitalen Zwilling des Netzes synchronisiert ist.
3. Prognosen: Wann kommt die nächste Spitzenstunde? Wann speisen PV-Anlagen stark ein? Wann sind Wärmepumpen gleichzeitig aktiv? Reaktives Flexibilitätsmanagement, also eingreifen, wenn der Engpass schon da ist, ist ineffizient. Prädiktives Flexibilitätsmanagement erfordert Prognosemodelle, die Wetterdaten, historische Lastprofile und Geräteverfügbarkeiten verarbeiten. Dadurch kann überschüssiger Solarstrom gezielter genutzt und der Energieverbrauch stärker an die Verfügbarkeit erneuerbarer Energien angepasst werden.

Für ein funktionsfähiges Engpassmanagement brauchen Netzbetreiber drei Datenschichten gleichzeitig | Foto: ©reewungjunerr #2004549328 – stock.adobe.com

Das Datenproblem der Niederspannung

In der Hochspannung ist die Datenlage gut. In der Niederspannung ist sie es noch nicht flächendeckend. Nicht alle Stationen sind mit Messsensorik ausgestattet, der Smart-Meter-Rollout ist im Gange, aber noch nicht abgeschlossen, und Daten aus verschiedenen Quellen – GIS, ERP, Messdatensysteme, SMGW-Backend – sind häufig inkonsistent oder schwer zusammenzuführen.

Das bedeutet: Flexibilitätsmanagement gemäß §14a EnWG kann in der Praxis nur dann skaliert werden, wenn die Datenqualität kontinuierlich verbessert und die Integration verschiedener Quellen systematisch erfolgt. Eine leistungsfähige Dateninfrastruktur wird damit auch zu einem zentralen Baustein für die Dekarbonisierung des Energiesystems.

Ein Leitsystem, das auf fehlerhaften Modelldaten basiert, gibt falsche Steuersignale – oder gibt gar keine, weil die Engpasserkennung nicht funktioniert. Automatisierung löst das Datenproblem nicht: Schlechte Daten führen nur schneller zu schlechten Ergebnissen.

Dazu kommt: Alle Steuereingriffe müssen revisionssicher dokumentiert werden. Die Dokumentationspflicht nach §14a ist nicht nur eine regulatorische Anforderung – sie ist die Grundlage für die Netzentgeltkompensation gegenüber Anlagenbetreibern und für die Nachvollziehbarkeit gegenüber Regulatoren.

Von §14a zu §14c: Flexibilität als nächste Entwicklungsstufe

§14a EnWG regelt die netzdienliche Steuerung bestehender Verbrauchseinrichtungen. Der nächste regulatorische Schritt ist §14c EnWG: die marktgestützte Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen, bei der Anbieter von Lastverschiebung und Einspeisereduzierung wirtschaftliche Anreize erhalten.

§14c ist derzeit in einer Entwicklungsphase – die Bundesnetzagentur erarbeitet entsprechende Beschaffungsspezifikationen.

Für Netzbetreiber bedeutet das: Wer heute die Dateninfrastruktur für §14a aufbaut, legt gleichzeitig das Fundament für die Teilnahme an künftigen Flexibilitätsmärkten. Beide Anwendungsfelder basieren auf denselben Grundvoraussetzungen – Echtzeit-Netzzustand, Anlagenkenntnis, Prognosen.

Flexibilität als Motivator für bessere Daten

Ein positiver Nebeneffekt des Flexibilitätsmanagements: Es schafft starke Anreize für bessere Datenhaltung. Netzbetreiber, die §14a umsetzen, müssen ihre Netzmodelle aktuell halten, ihre Messdatenintegration verbessern und ihre Dokumentationsprozesse digitalisieren. Das sind Investitionen in die Dateninfrastruktur, die weit über §14a hinaus nützen – für Anschlussprüfungen, Netzplanung, Zielnetzplanung und künftige Flexibilitätsmärkte. Gleichzeitig ermöglichen sie eine effizientere Nutzung bestehender Infrastruktur und reduzieren den Ressourcenbedarf für rein konventionellen Netzausbau.

Darüber hinaus entstehen durch den Betrieb von Flexibilitätsprozessen neue Daten: Wie oft wurde tatsächlich eine Steuermaßnahme aktiviert? In welchen Zeitfenstern? Welche Anlagen waren betroffen? Diese Daten verbessern die Qualität künftiger Netzprognosen und Kapazitätsbewertungen – und machen jeden folgenden Steuerungszyklus präziser.