Wie Echtzeitdaten und flexible Netzanschlüsse Schweizer EVUs mehr Handlungsspielraum geben
Der Strombedarf in der Schweiz verändert sich nicht nur in der Menge, sondern in seinem Grundcharakter: Er wird lokaler, dynamischer und schwerer vorhersehbar.
Aufdachanlagen auf Wohnhäusern, Gewerbeobjekten und landwirtschaftlichen Gebäuden speisen zunehmend in Verteilnetze ein – gleichzeitig, dezentral und volatil. Wärmepumpen ersetzen Ölheizungen. Elektrofahrzeuge laden in Wohnquartieren.
Für Schweizer Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVUs) bedeutet das: Die Netzplanung allein reicht nicht mehr aus. Was zunehmend gebraucht wird, ist die Fähigkeit, das Netz auch im laufenden Betrieb zu beobachten, zu steuern – und neue Anschlüsse trotz begrenzter Kapazitäten zu ermöglichen.
Der blinde Fleck im Verteilnetz
Während Übertragungsnetze seit Jahrzehnten mit Echtzeit-Leitsystemen betrieben werden, fehlt in vielen Verteilnetzen noch immer eine vergleichbare Betriebstransparenz. Netzplaner wissen, wie das Netz ausgelegt ist. Sie wissen deutlich seltener, wie es gerade betrieben wird.
Konkret: Welche Trafos sind aktuell wie stark ausgelastet? Wo entstehen durch gleichzeitige PV-Einspeisung Überspannungen? Welcher Netzabschnitt steht bei der nächsten Anschlussanfrage tatsächlich noch unter Druck – und welcher nicht?
Ohne Antworten auf diese Fragen bleiben Betriebsentscheidungen und Anschlussbeurteilungen konservativ. Im Zweifel wird ein Anschluss abgelehnt oder eine Verstärkungsmaßnahme angesetzt, die vielleicht gar nicht nötig wäre. Netzausbau auf Verdacht, statt auf Basis von Daten.
Echtzeitdaten als Grundlage für intelligente Steuerung
Die Basis für einen modernen Netzbetrieb ist ein konsistentes, kontinuierlich aktualisiertes Netzmodell – ein digitaler Zwilling des Verteilnetzes, der Topologie, Betriebsmittelparameter und aktuelle Messdaten vereint.
Auf dieser Grundlage lässt sich der Netzzustand automatisiert schätzen – auch dort, wo keine vollständige Messinfrastruktur vorhanden ist. Stationsmessungen, Smart-Meter-Daten und Sensorik werden zusammengeführt, bereinigt und in ein Lagebild überführt, das den tatsächlichen Betriebszustand des Netzes abbildet.
Das Online Monitoring der Intelligent Grid Platform (IGP) von envelio liefert genau dieses Lagebild: Engpässe werden erkannt, bevor sie zur Störung werden. Überlastungsrisiken werden lokalisiert. Und die Daten fließen direkt in Betriebsentscheidungen ein – ohne manuelle Auswertung, ohne Verzögerung.
Die Intelligent Grid Platform von envelio bietet eine Lösung für die Herausforderungen von Verteilnetzbetreibern: eine Smart Grid Technologie Plattform, die alle Netzdaten dauerhaft vereint und Prozesse rund um die Netzverträglichkeitsprüfung, Zielnetzplanung und Netzüberwachung digital und automatisiert abwickelt. Mehr als 55 Netzbetreiber in Europa setzen die Plattform bereits produktiv ein.
Flexible Netzanschlüsse: Mehr Anlagen ans Netz, ohne zu warten
Echtzeitdaten verändern auch, wie Netzanschlüsse bewertet werden. Der klassische Ansatz – Prüfung gegen den theoretischen Maximalfall, Ablehnung bei unzureichender Kapazität – ist zunehmend ein Hemmnis für den Ausbau erneuerbarer Energien.
Flexible Netzanschlüsse – international als Flexible Connection Agreements (FCA) bekannt – bieten einen pragmatischeren Weg: Statt eines vollständigen Anschlusses für die Nennleistung oder einer Ablehnung wird ein Anschluss unter definierten Betriebsbedingungen genehmigt.
Das Prinzip: Eine PV-Anlage oder ein Batteriespeicher wird angeschlossen – mit der Vereinbarung, die Einspeisung in klar definierten Engpasssituationen temporär zu begrenzen. Die kritische Situation, in der das Netz tatsächlich an seine Grenze stößt, tritt statistisch betrachtet selten auf – typischerweise wenige Dutzend bis maximal 100 Stunden pro Jahr. In der übrigen Zeit läuft die Anlage uneingeschränkt.
Drei Varianten sind in der Praxis etabliert:
- Ereignisbasierte Begrenzung: Die Anlage speist uneingeschränkt ein, wird aber bei prognostizierten Engpässen temporär gedrosselt.
- Zeitfensterbasierte Begrenzung: Die Leistung wird in definierten Zeitfenstern reduziert, in denen das Netz regelmäßig ausgelastet ist.
- Shared Connection: Mehrere Anlagen teilen sich einen Netzanschlusspunkt und koordinieren ihre Einspeisung – das Netz muss nicht für die Summe ihrer Maximalleistungen ausgelegt sein.
Für Anlagenbetreiber ist das Kalkül klar: Wenige Stunden Einschränkung pro Jahr sind wirtschaftlich in der Regel tragbar – verglichen mit dem Szenario, jahrelang auf einen Netzanschluss zu warten.
Was FCAs in der Praxis voraussetzen
Flexible Netzanschlüsse sind kein bürokratisches Konzept, das sich ohne technische Grundlage umsetzen lässt. Um ein FCA-Angebot belastbar zu erstellen, braucht ein Netzbetreiber drei Dinge:
Erstens ein aktuelles, rechenfähiges Netzmodell, das Kapazitätsreserven nicht auf Basis von Nennleistungen, sondern von realistischen Betriebsprofilen bewertet. Zweitens eine automatisierte Anschlussprüfung, die verschiedene FCA-Szenarien direkt mitberechnet: Welche Kombination aus Leistungsgrenze und Einschränkungsdauer ist technisch vertretbar und für den Anschlussnehmer wirtschaftlich sinnvoll? Und drittens Monitoring-Prozesse, die im laufenden Betrieb automatisiert überwachen, ob vereinbarte Grenzen eingehalten werden – mit lückenloser Dokumentation jedes Eingriffs.
Praxis: Wie Glitre Nett in Norwegen FCAs operativ einsetzt
Dass flexible Netzanschlüsse kein Zukunftskonzept sind, zeigt Glitre Nett, der zweitgrößte Netzbetreiber Norwegens mit über 320.000 Kunden. Norwegen steht vor einer massiven Elektrifizierungswelle – Wasserstoffproduktion, Industrie-Dekarbonisierung, neue energieintensive Großanlagen. Die verfügbaren Netzkapazitäten sind in mehreren Regionen bereits ausgeschöpft.
Glitre Nett hat im Forschungsprojekt „DataArena" auf Basis der IGP eine automatisierte Kapazitätsbewertung eingeführt, die zwischen fester und konditionaler – also FCA-basierter – Kapazität unterscheidet. Energiekoordinatoren können seitdem eigenständig und ohne manuelle Netzplaneranalyse prüfen, welche Anschlüsse unter welchen FCA-Bedingungen machbar sind. Das Ergebnis: mehr realisierbare Projekte, kürzere Bearbeitungszeiten, weniger strukturelle Ablehnungen.
Der Kontext ist mit der Schweizer Situation vergleichbar: viele dezentrale Anschlussanfragen, begrenzte Netzkapazitäten, kleinteilige Versorgungsstruktur.
Von der Planung zum Betrieb: die vollständige Plattform
EVUs, die bereits auf die IGP für Zielnetzplanung und Netzsimulationen setzen, können mit denselben Netzdaten den nächsten Schritt gehen: von der Planungsperspektive in den operativen Echtzeit-Betrieb.
Das Engpassmanagement der IGP erkennt Engpässe automatisiert, unterstützt bei der Steuerung steuerbarer Lasten und Einspeiser und dokumentiert alle Maßnahmen revisionssicher. Die Verbindung von Echtzeitdaten, FCA-fähiger Anschlussprüfung und operativem Monitoring auf einer gemeinsamen Datenbasis ist der Kern dessen, was moderne Netzführung ausmacht.
Der Vorteil für EVUs mit begrenzten Ressourcen: keine parallelen Systeme, keine doppelte Datenhaltung – eine Plattform, die Planung und Betrieb integriert.
