„Der Abtransport der dezentralen Windenergie bleibt die zentrale Herausforderung der Hochspannungsnetze“, sagt Peter Franke, Vizepräsident der Bundesnetzagentur. „Auf den unteren Spannungsebenen geht es insbesondere darum, Wärmepumpen und Ladepunkte für E-Fahrzeuge zu integrieren.“
Zehn-Jahres-Netzausbau
Die Bundesnetzagentur führt jährlich eine Abfrage über den Netzzustand und den geplanten Netzausbau der Stromverteilernetzbetreiber für die nächsten zehn Jahre durch. Für diesen Zeitraum haben die 60 befragten Netzbetreiber einen Ausbaubedarf in Höhe von 16,05 Mrd. Euro an die Bundesnetzagentur gemeldet. Im Vergleich zum Vorjahr ist der Ausbaubedarf um 17 Prozent gestiegen.
Damit steigt der Netzausbaubedarf der Verteilernetze weiter an, jedoch weniger stark als der Anstieg zwischen den Berichten 2018 und 2019 (+23 Prozent). Insgesamt haben die befragten Verteilernetzbetreiber für den Zeitraum 2020 bis 2030 3.252 Maßnahmen mit einem Ausbaubedarf in Höhe von 16,05 Mrd. Euro gemeldet. Ein Drittel der Anzahl der Ausbaumaßnahmen betreffen die Hochspannungsebene und entsprechen einem gemeldeten 10-Jahres-Ausbaubedarf in Höhe von 7,81 Mrd. Euro, dies entspricht somit fast der Hälfte der 10-Jahres-Netzausbaukosten.
Untere Spannungsebenen nicht erfasst
Die genannten Zahlen sind Prognosen der Netzbetreiber und daher nicht mit der tatsächlichen, aktuellen Investitionstätigkeit zu verwechseln, betont die Bundesnetzagentur. Insbesondere die unteren Spannungsebenen unterliegen einem kürzeren Planungshorizont, so dass eine Vielzahl von kurzfristigen Netzausbaumaßnahmen nicht durch die Abfrage langfristiger Netzausbauprojekte erfasst werde.
Investitionen
Die Entwicklung der IST-Kosten in den Jahren 2017 bis 2019 ist laut Bericht gestiegen. Im Jahr 2017 betrugen die tatsächlich getätigten Investitionen rund 2,6 Mrd. Euro. Im Jahr 2019 waren es 3,6 Mrd. Euro. Auch ein Ausblick auf die geltend gemachten Kosten für die Jahre 2020 (4,1 Mrd. Euro Plan-Kosten) sowie 2021 (4,1 Mrd. Euro Plan-Kosten) lässt erwarten, dass die Netzbetreiber weiterhin investieren werden.
Von den nach § 14 Abs. 1a und 1b EnWG gemeldeten 16,05 Mrd. Euro entfallen lediglich 8,8 Prozent auf bereits bestehende einspeise- und/oder verbrauchsbedingte Netzengpässe. Der gemeldete Netzausbau sei daherim Wesentlichen nicht durch bereits bestehende Netzengpässe getrieben, sondern basiert auf vorausschauenden Planungen der Netzbetreiber, die potentielle zukünftige Netzengpässe berücksichtigen.
Bei den bestehenden Engpässen handelt es sich zum größten Teil um erzeugungsbedingte Engpässe. Auch die von den Netzbetreibern erwarteten Änderungen der Leistungen sind demnach stärker erzeugungsseitig als lastseitig getrieben. Mit der Möglichkeit der Spitzenkappung, die derzeit nur in geringem Maße genutzt wird, und dem Einspeisemanagement bzw. zukünftig dem Redispatch 2.0, stehen laut Bundesnetzagentur zum Umgang mit erzeugungsbedingten Engpässen wirksame Instrumente zur Verfügung.
Auswirkungen E-Mobilität
Besonderes Augenmerk liegt daher derzeit auf der Frage, wie sich mögliche Lastanstiege insbesondere durch eine fortschreitende E-Mobilitätsdurchdringung auf die Verteilernetze auswirken. Die befragten Verteilernetzbetreiber erwarten in diesem Zusammenhang, dass sich der Anstieg von Elektromobilität, Wärmepumpen und anderen steuerbaren Verbrauchseinrichtungen größtenteils durch eine Lastzunahme in der Mittel- und Niederspannung widerspiegeln wird.
In diesem Jahr geben 29 der befragten Netzbetreiber an, ihre Netzkapazität aufgrund von Zubau von Ladeinfrastruktur erhöhen zu müssen. Im Vorjahr waren es noch 23 Netzbetreiber, die einen Ausbaubedarf aufgrund wachsender Ladeinfrastruktur angaben. Ein Blick auf die planerisch angenommen Gleichzeitigkeiten zeigt, dass sich die durchschnittliche, angenommene Anschlussleistung für Wohneinheiten mit einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung mit 6,97 kW sehr deutlich von den Annahmen bei einem Einfamilienhaus (4,36 kW) oder einer Wohneinheit in einem Mehrfamilienhaus (2,32 kW) unterscheidet.
Dies unterstreiche angesichts des erwarteten starken Zuwachses die Notwendigkeit, hier für das Netz effiziente Steuerungsmechanismen zu etablieren, die zuverlässig eine andere Planungsgrundlage zulassen. Nur so könne der nötige Netzausbau auf ein effizientes Maß begrenzt und der zeitnahe Anschluss von Ladeeinrichtungen gewährleistet werden, heißt es in dem Bericht.
Datenerhebung: Niederspannungsebene wird vernachlässigt
Voraussetzung für einen effizienten Steuerungsmechanismus isei, die Auslastungen im eigenen Netz möglichst genau zu kennen und zu prognostizieren, so die Bonner Behörde. Die Antworten würden zeigen, dass heute bereits 90 Prozent der befragten Verteilernetzbetreiber Daten – überwiegend Schaltzustände – von der Hochspannungsnetzebene bis mindestens zu Mittelspannungsnetzebene zentral erfassen.
Die Fähigkeit der Verteilernetzbetreiber, Betriebsmittel aus der Ferne zu steuern, hat sich im Zeitverlauf erhöht. Gaben im Jahr 2017 86 Prozent der befragten Netzbetreiber an, Betriebsmittel bis zur Mittelspannungsebene zentral steuern zu können, so sind es in der aktuellen Befragung bereits 90 Prozent der Netzbetreiber. Die Anzahl der Netzbetreiber, die Daten aus der Niederspannung erfassen ist dagegen gleichbleibend gering.
Digitalisierung
Im aktuellen Bericht wurde auch ein neuer Bereich mit Fragen über digitale Netzplanung, Predictive Maintenance sowie das Vorhandensein digitaler Schnittstellen aufgenommen. Die Verteilernetzbetreiber stehen zukünftig vor Investitionen in digitale Lösungen. Damit würden die Betreiber mehr über die Netzauslastung erfahren.
Demnach gaben, sowohl für die Hochspannung, als auch für die Mittel- und Niederspannung, jeweils etwa 90 Prozent der befragten Verteilernetzbetreiber an, dass ihnen ihre Netze vollständig in digitaler Form vorliegen. Für die Netzplanung verwenden die Netzbetreiber unterschiedliche Datenquellen, in der Regel werden die Daten nicht nur aus einer, sondern aus mehreren Quellen bezogen. Die meisten der befragten Netzbetreiber beziehen Daten aus Zeitreihen von Messpunkten und/oder Schleppzeigern in Netzbetriebsmitteln. Zeitreihen konkret aus intelligenten Messsystemen spielen in der Netzausbauplanung derzeit noch keine große Rolle.
Predictive Maintenance und Apps
Die Mehrheit der Netzbetreiber nutzt das Konzept von Predictive Maintenance noch nicht, es habe sich aber zum Beispiel in der Mittelspannung schon bei mehr als 40 Prozent der Netzbetreiber etabliert. Viele der befragten Netzbetreiber bieten ihren Netzkunden bereits digitale Schnittstellen in Form von Onlineportalen oder Apps. Die digitale Schnittstelle kann beispielsweise von den Netzkunden für Netzanschlussfragen oder Leitungsauskünfte genutzt werden. Es wurde bei der Befragung nach den vier Kundensegmenten Energieverbraucher, Einspeiser, Bauunternehmen und Installateure unterschieden.
In jedem der Segmente werden bereits von mindestens ca. 60 Prozent der Netzbetreiber für Kunden digitale Schnittstellen bereitgestellt, insbesondere für den Kontakt mit Bauunternehmen ist der digitale Austausch über Schnittstellen bereits mit ca. 80 Prozent relativ weitreichend möglich. Hier zeigt die Bestandsaufnahme bereits ein vergleichsweise positives Bild.
Fazit Digitalisierung
Insgesamt zeigen die Berichte auf Grundlage von § 14 Abs. 1a und 1b EnWG, dass die befragten Verteilernetzbetreiber im Rahmen der Energiewende einen noch weiter zunehmenden Netzausbau planen, der auch aus Sicht der Bundesnetzagentur grundsätzlich erforderlich ist. Im Bereich Digitalisierung zeigt die Bestandsaufnahme, dass diese in einigen Bereichen wie der Verfügbarkeit digitaler Netzpläne schon relativ weit fortgeschritten ist, in anderen Bereichen wie der Beobachtbarkeit im Bereich der Niederspannung sicherlich noch weiter ausgebaut werden kann und wird.
Der Bericht zum Zustand und Ausbau der Stromverteilernetze 2020 ist unter www.bundesnetzagentur.de/verteilernetzbericht veröffentlicht. (sg)
