Digitalisierung und Dekarbonisierung: die Megatrends treiben die Energiebranche an und fordern auch die Energieversorgungsunternehmen (EVU): Sie stehen vor der grossen Aufgabe, ihre Verteilnetze auf bevorstehende Herausforderungen mithilfe der Digitalisierung vorzubereiten und ihre Netze zukunftsfähig weiterzuentwickeln. Um die EVU dabei zu unterstützen haben Amstein + Walthert und Schnyder Ingenieure einen webbasierten Leitfaden entwickelt. Die erarbeiteten Empfehlungen in Form von Massnahmen mit detaillierten Anleitungen und diversen Arbeitsblättern begleiten Verteilnetzbetreiber auf dem Weg zum «Smart Grid».

Die rund 650 EVU in der Schweiz stehen vor grossen Herausforderungen: Sie müssen beispielsweise bis Ende 2027 mindestens 80% ihrer Stromzähler mit einem intelligenten Messsystem bzw. «Smartmeter» ersetzt haben. Die daraus gewonnenen Daten bringen neue Chancen aber auch Risiken mit sich. So können sie einerseits etwa für eine Zustandsanalyse des Netzes oder für ein aktives Lastmanagement verwendet werden. Auf der anderen Seite steigen jedoch auch die Anforderungen an Datenschutz und Datensicherheit. Insbesondere bei kleineren und mittleren Energieversorgern ist die IT-Sicherheit ungenügend und es besteht Handlungsbedarf, wie ElCom und Electrosuisse bereits 2019 festhielten. Die neueste Studie des BFE zum Thema Cyber Security erhärtet dies. Der webbasierte Leitfaden von Amstein + Walthert und Schnyder Ingenieure setzt hier an: er unterstützt die EVU dabei, die notwendigen Schritte zur Umsetzung eines Lastenmanagements und die nötigen Massnahmen im Bereich Cyber-Sicherheit zu identifizieren. Der Leitfaden besteht aus 10 Handlungsfeldern mit insgesamt 28 Massnahmenvorschlägen. Er ist kostenlos und öffentlich zugänglich.

Der webbasierte Leitfaden wurde von Expertinnen und Experten im Rahmen der Projektausschreibung zum Thema «Industrie & Dienstleistung 4.0» des Vereins Metropolitanraum Zürich erarbeitet. Dazu wurden gemeinsam mit sechs EVU, dem Verein SmartGridready und anerkannten Experten, beispielsweise auch des BFE, Empfehlungen und Massnahmen formuliert.

Drei Fragen an Matthias Galus, Leiter Digital Innovation Office BFE

  1. Welche Herausforderungen sehen Sie bei der Datenerfassung, Datenspeicherung und Datenverarbeitung mit Smartmetern?

Zunächst gilt festzuhalten: Die Daten der Smart Meter gehören den Endkunden. Der Verteilnetzbetreiber ist für die Erhebung bzw. Messung verantwortlich.

Die Herausforderungen sind sodann vielfältig. Zum einen ist die kommunikationstechnische Erfassung der Daten nicht ganz einfach – teilweise sind die Messgeräte nicht erreichbar. Zum anderen sind es auch oft organisatorische «Change» Prozesse, die erst mal durchlebt werden müssen. Vieles was früher manuell und Excel-basiert durchgeführt wurde muss nun anders gemacht, automatisiert werden. Die reine Menge an Daten ist zu gross, als dass man an althergebrachten aber eingespielten Prozessen und Systemen festhalten könnte. Auch die Vorgaben der informatorischen Entbündelung in Bezug auf die Datennutzung im EVU – also über den Netzbereich hinaus – sind nicht ganz trivial, wenn es darum geht, die Daten nutzenstiftend einzusetzen.

  1. Welche Chancen sehen Sie für EVU?

Die Chancen sind immens und ebenso vielfältig sowohl im wettbewerblichen sowie im netztechnischen Bereich der EVU. Vor einigen Jahren war ein Grossteil der Strombranche der Meinung, diese Datenflut brauche es nicht – sie sei zu teuer und habe zu wenig Nutzen. Kantig formuliert könnte man sagen, es fehlte an «digitalem Weitblick». Das ändert sich derweil. EVU und Netzbetreiber wollen nun am liebsten Zugang zu allen möglichen Daten. Die Daten fliessen, wie schon in frühen Studien des BFE antizipiert, vermehrt in die Netzplanung oder in Einsatzplanungen ein. Prognosen werden besser. Datenbasierte Energieeffizienzangebote werden aufgebaut. Und ganz wichtig: EVU suchen nach datenbasierten Werkzeugen, um ihre Kunden langfristig zu binden, möglichst bevor es zu einer Marktöffnung kommt.

  1. Wie können sich EVU Ihrer Meinung nach auf das Verteilnetz der Zukunft am besten vorbereiten?

Ich denke, es gilt die Chancen, die der Smart Meter Roll Out und die bessere Datenverfügbarkeit mit sich bringen, in Pilotprojekten nach und nach zu realisieren. Nehmen wir nur die Verbesserung der Verbrauchsprognosen oder aber «Netztransparenz», also die Ermittlung des aktuellen Netzzustandes mithilfe der digitalen Daten. Ebenso können Prognosen und Modelle im Netz entwickelt werden, um die Flexibilität der dezentralen Anlagen besser abzuschätzen. Oder es können auch Projekte im Bereich Machine Learning und KI ausprobiert werden. Dazu gilt es aber, im EVU ein solides Datenmanagement und eine belastbare Datenarchitektur zu schaffen.

Text und Interview: Mevina Feuerstein, Senior Consultant bei Amstein + Walthert AG

Bild: Amstein + Walthert

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