Kooperation stabilisiert die Stromversorgung

Energie zwischen Digitalisierung, Netzausbau und kommunaler Kooperation: Wie die Versorgungssicherheit gestärkt und Netzdaten gebündelt werden

Kommunale Netzbetreiber stehen zunehmend im Spannungsfeld zwischen wachsender Einspeisung aus erneuerbaren Energien, neuen Speichertechnologien und steigenden Anforderungen an die Versorgungssicherheit. Die Netzbetreiberkooperation Connect+ schafft mit standardisierten Datenprozessen und einer zentralen Plattform die Grundlage für einen verlässlichen Austausch – und bindet kommunale Anbieter als aktive Partner in die Stabilisierung des Stromsystems ein.

Digitalisierung ist für das Unternehmen kein Selbstzweck, sondern Teil einer breiteren Strategie zur Stabilisierung der Stromversorgung. Angesichts zunehmender Einspeisung aus Wind- und Solarenergie, wachsender Datenmengen und steigender regulatorischer Anforderungen rücken standardisierte Prozesse und leistungsfähige IT-Plattformen wie RAIDA, die Register- und Informationsplattform für den Datenfluss im Redispatch- und Engpassmanagement, in den Mittelpunkt. Auch kommunale Netzbetreiber sind in diese Entwicklung eingebunden – als Betreiber von Verteilnetzen und als Partner im Datenaustausch.
Der Blick nach Spanien, wo ein großflächiger Stromausfall kürzlich die Verwundbarkeit moderner Energiesysteme gezeigt hat, macht auch in Deutschland deutlich, wie wichtig Vorsorge und Resilienz sind. Zwar gilt die Energieversorgung in Deutschland als sehr zuverlässig, aber absolute Sicherheit gibt es nur, wenn Netzbetreiber eng zusammenarbeiten, Prozesse gepflegt werden und Notfallpläne greifen.
„Wir setzen bereits KI-gestützte Technologien ein, um die Zusammenarbeit rund um Redispatch 2.0, RAIDA und Connect+ effizienter zu gestalten“, betont Johannes Thies, Experte für den Stromnetzbetrieb und den Energiemarkt bei Amprion. Redispatch bezeichnet den Eingriff von Netzbetreibern in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen, um Netzengpässe zu vermeiden.
„Ein speziell entwickelter Chatbot unterstützt Nutzer, indem er Antworten aus einer Kombination öffentlicher und interner Datenquellen bereitstellt.“ Ziel ist es, schnell und präzise Informationen zu liefern – von regulatorischen Details bis hin zu technischen Prozessen. „KI ist für uns kein Ersatz, sondern eine Ergänzung, um die Servicequalität und Geschwindigkeit kontinuierlich zu verbessern“, ergänzt der Energieexperte.

Versorgung als Gemeinschaftsaufgabe

„Die Vorsorge wird am besten durch bestehende Notfallprozesse und deren kontinuierliche Pflege gewährleistet“, sagt Thies. „Die Versorgungssicherheit ist letztlich eine Gemeinschaftsleistung der Netzbetreiber.“
Deutschland ist sehr gut aufgestellt, was unter anderem die niedrige Ausfallrate belegt. Gleichzeitig nimmt die Sensibilität für Risiken zu – auch mit Blick auf Sabotage oder extreme Wetterlagen. „Eine 100-prozentige Sicherheit kann es nicht geben, aber wir können uns auf die Prozesse und auch die Instandsetzung bei Störungen verlassen“, wie es zum Jahresbeginn in Berlin zu beobachten war.
Diese Zusammenarbeit zeigt sich im Zusammenspiel von Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern. Gerade kommunale Betreiber tragen Verantwortung, da sie die regionale Versorgung absichern und die Schnittstelle zu Anlagenbetreibern und Kommunen sind. Selbst bei schweren Störungen würden Ausfälle in der Regel zügig behoben, betont Thies.
Die Anforderungen steigen jedoch. Mit dem weiteren Zubau der Wind- und Solarerzeugung wächst die Volatilität im Netz. Engpassmanagement und Redispatch gewinnen an Bedeutung, um Netzüberlastungen zu vermeiden und die Netzstabilität zu sichern.

Gemeinsam stark

Connect+ ist eine Kooperation von vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern und 16 Verteilnetzbetreibern, die stellvertretend für mehr als 860 Netzbetreiber agieren. Ziel ist es, einen einheitlichen Datenweg und standardisierte Prozesse für den Redispatch bereitzustellen. Über die Plattform RAIDA – quasi das digitale Rückgrat – werden Stammdaten, Planungsdaten und Abrufdaten ausgetauscht.
„Wir setzen uns dafür ein, die Grundlage für den Datenaustausch und den Redispatch zu schaffen, um die notwendigen Informationen nach einem einheitlichen Standard verfügbar zu machen“, erklärt Thies. „Die weiteren operativen Prozesse liegen in der Verantwortung der Netzbe-
treiber.“
Die technische Basis bilden standardisierte Schnittstellen und eine hochverfügbare Infrastruktur. Redundante Systeme, Monitoring und klare Sicherheitsvorgaben sollen einen stabilen Betrieb gewährleisten. Auch Anforderungen an Informationssicherheit und Datenschutz sind verbindlich geregelt. Für kritische Infrastrukturen gelten zusätzliche Vorgaben. „RAIDA erfüllt die höchsten Sicherheitsanforderungen für KRITIS“, erläutert Thies. „Bislang gab es keine sicherheitsrelevanten Vorfälle.“
Für kommunale Netzbetreiber bedeutet das: Sie können sich auf einheitliche Prozesse stützen und müssen nicht für jede bilaterale Beziehung individuelle Lösungen zum Datenaustausch aufbauen. Gleichzeitig bleibt die Verantwortung für den eigenen Netzbetrieb und die operative Umsetzung vor Ort.

Batteriespeicher als neue Herausforderung

Während die Standardisierung der Schnittstellen weitgehend umgesetzt ist, rückt ein neues Thema in den Fokus: die Verbreitung von Batteriespeichern. „Die größten Herausforderungen sehen wir aktuell bei der Integration der Batteriespeicher“, sagt Thies. Diese können das Netz stützen und Systemdienstleistungen übernehmen, zugleich aber neue Risiken mit sich bringen.
Batteriespeicher können innerhalb einer Minute ihre Betriebsweise ändern – beispielsweise von der Aufnahme von Strom als Verbraucher hin zur Ausspeisung von Strom wie eine Erzeugungsanlage. „Dieser Wechsel kann zusätzliche Engpässe hervorrufen und sogar den Netzbetrieb gefährden“, warnt Thies. Deshalb müsse die Fahrweise insbesondere kurz vor Echtzeit koordiniert werden. Die Einbindung der Speicher in den Redispatch-Prozess sei daher ein zentrales Arbeitsthema.
Die Steuerung erfolgt dabei nicht manuell, sondern über Markt- und Preissignale. Ziel ist es, mehr Verlässlichkeit und Planbarkeit in die Fahrweise der Anlagen zu bringen. Auch hier sind kommunale Betreiber gefordert, da viele Speicherprojekte auf Verteilnetzebene entstehen.
Parallel bleibt der Netzausbau eine langfristige Aufgabe. Strom aus Norddeutschland soll perspektivisch auch im Ruhrgebiet und in Süddeutschland verfügbar sein. „Ich gehe davon aus, dass die Trassen, die jetzt im Aufbau sind, in den kommenden Jahren für eine bessere, abgesicherte Stromversorgung sorgen“, sagt Thies. Zeitpläne hängen jedoch von politischen, regulatorischen, marktwirtschaftlichen Faktoren und der gesellschaftlichen Akzeptanz ab.

Kommunen als Partner und Multiplikatoren

Die Zusammenarbeit mit kommunalen Netzbetreibern ist für den Anbieter ein zentraler Baustein. Aus dem Projekt ist eine dauerhafte Kooperation mit Betriebsaufgaben entstanden. „Die Zusammenarbeit läuft gut und vertrauensvoll“, so Thies. „Der Wissenstransfer ist hoch, Erfahrungen werden geteilt, Lösungen gemeinsam entwickelt.“
Auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) und der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDW) sind eingebunden, um Akzeptanz für bundesweite Prozesse zu schaffen. Für kommunale Akteure sieht Thies klare Vorteile in der Kooperation: „Die Herausforderungen nehmen stetig zu. Deshalb ist es wichtig, die Zusammenarbeit zu fördern und Probleme gemeinschaftlich zu lösen.“
Ein weiteres Thema ist die Transparenz der Stromkosten. Zwar fordern viele Verbraucher detailliertere Aufschlüsselungen, doch ein Großteil der Kosten entstehe nicht im Netzbetrieb selbst. „Die Stromerzeugung macht heute nicht einmal mehr die Hälfte der Stromkosten aus“, erklärt Thies. Steuern, Umlagen und Abgaben prägen den Endpreis maßgeblich. Netzbetreiber weisen diese Anteile transparent aus. Mit Blick auf die Energiewende betont Thies: „Gerade die vielfältigen Anforderungen sollten als Chance begriffen werden. Wir können die Herausforderungen allerdings nur gemeinsam bewältigen.“ [ dlu ]

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Amprion GmbH – Systemführung Netze Brauweiler / Systemdienstleistungen Netzführung
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