Intelligente Messsysteme helfen, Transparenz in die Niederspannungsebene zu bringen. Doch ein flächendeckender Rollout ist nicht notwendig, um über den Netzzustand informiert zu sein.

 

Seit dem 1. Juli 2024 erhebt die Bundesnetzagentur quartalsweise bei den Messstellenbetreibern zum Stand des Smart Meter Rollouts. Die ersten Ergebnisse präsentierte Klaus Müller bei den Metering Days im vergangenen Jahr in Fulda.

Was der Präsident der Bundesnetzagentur präsentierte, war ernüchternd. In seinen Worten: „Noch zu wenig – viel zu wenig“. Nach den Erkenntnissen der Behörde hatten damals etwa 500 der grundzuständigen Messstellenbetreiber weniger als 3 Prozent ihrer Pflichteinbaufälle bei intelligenten Messsystemen abgearbeitet.

Da der Ausbau der erneuerbaren Energien und die Elektrifizierung des Wärme- und Verkehrssektors voranschreiten, sehen sich die Messstellenbetreiber im Laufe der Zeit mit immer mehr Pflichteinbaufällen konfrontiert. Nach den jüngsten von der Bundesnetzagentur veröffentlichten Zahlen zum Stichtag 31. September 2024 haben sogar 521 Unternehmen bislang weniger als 2 Prozent ihrer Pflichteinbaufälle erledigt. Die Ergebnisse der Erhebung zum Stichtag 31. Dezember 2024 mit dem Meldeschluss 24. Januar 2025 hat die Bundesnetzagentur noch nicht veröffentlicht.

Ein wesentliches Ziel der Einbaupflicht ist die sogenannte Beobachtbarkeit in der Niederspannung. Allerdings zeigen Projekte wie das vom BMWK geförderte „GridAnalysis“, dass mit KI-Unterstützung kein flächendeckender Rollout intelligenter Messsysteme notwendig ist, um als Netzbetreiber über Einspeisung, Last und den allgemeinen Zustand des Stromnetzes informiert zu sein.

„Wir sind mit relativ wenigen intelligenten Messsystemen ausgekommen − dies war eine der wesentlichen Erkenntnisse des Projekts“, sagt Steven Eich im Gespräch mit E&M. Der Senior Researcher im Innovationsmanagement der Stadtwerke Saarlouis hat Grid Analysis von Anfang an begleitet und war wie die anderen Beteiligten durchaus überrascht, wie gut sich mithilfe von Algorithmen und KI-Systemen mit künstlichen neuronalen Netzen kritische Netzzustände schätzen ließen.
 
Genetische (!) Algorithmen als Basis der Analyse
 
„Von der Netzberechnung über die Netzzustandsschätzung bis zum Livebetrieb“, so beschreibt Eich das Ziel und gleichzeitig die Entwicklung des Vorhabens. „Es ist gar nicht so selbstverständlich, dass solche Forschungsprojekte schließlich auch in die tägliche Praxis übergehen“, so der Innovationsmanager. Eich hat zunächst aufseiten der Hochschule für Technik und Wirtschaft (HTW) des Saarlandes und später nach seinem Wechsel zu den Stadtwerken Saarlouis daran gearbeitet, das Netz „rechenbar“ zu machen.

Eine der Besonderheiten von Grid Analysis ist der Einsatz von genetischen Algorithmen als Grundlage der Netzengpassanalyse. Netzbetreiber und Wissenschaftler greifen dabei auf Erkenntnisse aus der Biologie zurück.

Am einfachsten sei ein Engpass natürlich festzustellen, wenn er in der Nähe der Transformatorstation auftrete, erläutert Eich. Im weiteren Verlauf einer Leitung sei es durchaus eine Herausforderung. Aber schon mit der Messung an einem einzigen Punkt lasse sich die erwartete Belastung über den gesamten Strang bestimmen, erläutert Eich.

Schließlich habe sich gezeigt, dass sich trotz des noch schleppenden Rollouts intelligenter Messsysteme die Blackbox Niederspannung durchaus ausleuchten lässt. Selbst wenn gar kein intelligentes Messsystem hinter einem Abgang verbaut sei, könne man die Netzzustände sehr gut abschätzen. Aber Eich stellt auch klar: „Je mehr Messsysteme vorhanden sind, desto besser.“

Einen ausführlichen Beitrag zum Projekt Grid Analysis und zu weiteren Projekten rund um das Thema Smart Grid bei den Stadtwerken Saarlouis lesen Sie in der Februar-Ausgabe von Energie & Management.