Herr Deuschle, Sie haben mit Smight viele Jahre lang vor allem eine Frage beantwortet: Wo ist gerade ein Engpass? Jetzt stellen Sie eine ganz andere Frage: Wo entsteht morgen einer? Was war der Auslöser für diesen Schritt?
Der Auslöser war eigentlich das Netz selbst. Paragraph 14a EnWG war für uns ein wichtiger erster Schritt, weil Netzbetreiber Engpässe erkennen und im Bedarfsfall steuern können. Doch je mehr Projekte wir umgesetzt haben, desto klarer wurde: Wer nur weiß, was gerade passiert, reagiert immer einen Schritt zu spät. Der nächste logische Schritt ist deshalb, zukünftige Netzzustände vorherzusagen. Hinzu kommt, dass wir Messtechnik, Netztransparenz und Steuerung bereits auf einer gemeinsamen Plattform zusammenführen. Wenn diese Bausteine ohnehin zusammenspielen, ist die Prognose keine völlig neue Disziplin, sondern die konsequente Weiterentwicklung. Wir konnten auf einer durchgängigen Datenbasis aufbauen und mussten keine unterschiedlichen Systeme miteinander verbinden.
Der Begriff „digitaler Zwilling“ wird inzwischen inflationär verwendet. Sie sprechen bewusst vom Adaptive Dynamic Twin. Was unterscheidet Ihr Modell von einem klassischen digitalen Zwilling?
Ein klassischer digitaler Zwilling beschreibt in erster Linie, wie ein Netz aufgebaut ist. Er basiert auf GIS- und Stammdaten und bildet die theoretische Netzstruktur ab. Unser Adaptive Dynamic Twin geht deutlich weiter. Ich nutze dafür gerne einen Vergleich: Stellen Sie sich vor, die Deutsche Bahn würde auf ihren Anzeigetafeln ausschließlich die ursprünglich geplanten Ankunftszeiten anzeigen – unabhängig davon, was tatsächlich auf der Strecke passiert. Damit wäre niemandem geholfen. Genau so verhält es sich mit einem statischen Netzmodell. Unser Modell wird kontinuierlich mit realen Messdaten abgeglichen. Es lernt permanent aus dem tatsächlichen Netzverhalten, erkennt Abweichungen und entwickelt sich dadurch ständig weiter. Der entscheidende Unterschied ist also nicht nur, dass das Modell dynamisch ist, sondern dass es sich kontinuierlich selbst validiert. Nur so lassen sich belastbare Aussagen darüber treffen, was in den nächsten Stunden tatsächlich im Netz passieren wird.
Für Ihre Prognosen nutzen Sie neben Messdaten auch Wetterdaten und Satellitenbilder. Warum reichen Messdaten allein nicht aus?
Messdaten zeigen uns sehr zuverlässig, was bisher passiert ist und wie sich das Netz aktuell verhält. Für eine belastbare Prognose müssen wir aber auch verstehen, welche Einflussfaktoren das Netz in den nächsten Stunden verändern werden. Deshalb kombinieren wir Messdaten mit Wetterinformationen, um beispielsweise die Entwicklung der PV-Einspeisung besser vorherzusagen. Satellitenbilder ergänzen diese Informationen zusätzlich. Gerade beim starken Ausbau der Photovoltaik sehen wir immer wieder Anlagen, die in den verfügbaren Stammdaten noch nicht oder nicht vollständig erfasst sind. Erst die Kombination aus realen Messwerten, Netztopologie und externen Datenquellen schafft eine Prognose, der Netzbetreiber im täglichen Betrieb
vertrauen können.
Ihre Messdaten zeigen, dass Rückspeisungen inzwischen zum Alltag gehören. Verschiebt sich damit der Fokus vom Lastmanagement hin zum Einspeisemanagement?
Diese Entwicklung hat selbst uns überrascht. Als Paragraph 14a EnWG aufkam, stand das Lastmanagement klar im Mittelpunkt. Wallboxen, Wärmepumpen und steigende Verbrauchslasten galten als die zentrale Herausforderung. Analysen aus unserer Messdatenbasis zeichnen inzwischen jedoch ein anderes Bild. Rund 55 Prozent der kritischen Abgänge sind heute einspeisegetrieben und nicht lastgetrieben. Gleichzeitig liegt die durchschnittliche Auslastung der Niederspannung vielerorts lediglich zwischen 15 und 24 Prozent. Das zeigt: Das Netz ist im Mittel keineswegs ausgelastet. Kritisch wird es vielmehr dort, wo hohe Rückspeisungen zeitgleich auftreten. Das verändert die Perspektive. Lastmanagement bleibt unverzichtbar. Gleichzeitig gewinnt das Einspeisemanagement mindestens die gleiche Bedeutung. Wer heute ausschließlich auf Lasten schaut, wird die Herausforderungen der nächsten Jahre nur unvollständig adressieren. Deswegen haben wir die Lösung für Lasten wie für Einspeiser gleichermaßen betrachtet.
Manche argumentieren, dynamische Strompreise würden solche Herausforderungen künftig automatisch lösen. Warum genügt das aus Ihrer Sicht nicht?
Dynamische Strompreise sind sinnvoll und werden einen wichtigen Beitrag leisten. Sie orientieren sich jedoch am Energiemarkt und nicht an der konkreten Situation eines einzelnen Ortsnetzes. Ein lokaler Engpass entsteht unabhängig davon, ob der Börsenpreis gerade hoch oder niedrig ist. Deshalb braucht es weiterhin netzbezogene Entscheidungen auf Basis der tatsächlichen Situation vor Ort. Marktmechanismen und aktives Netzmanagement ergänzen sich – sie ersetzen sich nicht.
Mit den Steuerboxen kommen auch neue Nachweispflichten und die Koordination zwischen den Netzebenen ins Spiel – Stichwort Paragraph 12 EnWG und Paragraph 13a EnWG. Welche Rolle spielen diese beiden Paragraphen für Smight?
Beide hängen eng zusammen. Paragraph 12 EnWG verpflichtet uns, einmal jährlich nachzuweisen, dass jede Anlage mit Steuerbox tatsächlich steuerbar ist. Bei einer Großanlage in der Mittelspannung lässt sich das noch manuell prüfen, bei tausenden kleinen PV-Anlagen in der Niederspannung nicht mehr. Deshalb haben wir den Steuerbarkeitscheck automatisiert: Testsets werden automatisch erstellt, Tests durchgeführt und die Ergebnisse revisionssicher dokumentiert. Paragraph 13a EnWG geht in eine ähnliche Richtung, betrifft aber die Koordination zwischen den Spannungsebenen. Künftig können auch kleine Einspeiseanlagen unter 100 KW in Redispatch-Maßnahmen einbezogen werden, wenn die Mittelspannung ein Problem allein nicht mehr lösen kann. Voraussetzung dafür ist dieselbe Steuerkette, die wir bereits für Paragraph 14a und Paragraph 9 EEG aufbauen. Wer sie einmal etabliert hat, ist für beide Anforderungen vorbereitet. Genau das ist der Vorteil unseres Plattformgedankens: Wir bauen nicht für jeden Paragraphen eine neue Lösung, sondern erweitern ein bestehendes Fundament.
Wenn die Niederspannung künftig verlässliche Prognosen liefern kann, verändert sich auch ihre Rolle gegenüber der Mittelspannung. Wird sie vom Befehlsempfänger zum aktiven Partner?
Davon bin ich überzeugt. Heute werden Entscheidungen überwiegend in den überlagerten Netzebenen getroffen und in die Niederspannung weitergegeben. Künftig wird die Niederspannung selbst zurückmelden können, welche Flexibilitäten tatsächlich verfügbar sind und welche Maßnahmen vor Ort sinnvoll sind. Erst dadurch entsteht ein echtes Zusammenspiel zwischen Nieder- und Mittelspannung. Die Niederspannung wird vom reinen Empfänger von Steuerbefehlen zu einem aktiven Partner im Gesamtsystem.
Wohin entwickelt sich Smight in den kommenden Jahren?
Ich glaube, dass wir in einigen Jahren nicht mehr darüber diskutieren werden, ob Niederspannungsnetze aktiv gesteuert werden können. Das wird selbstverständlich sein. Die entscheidende Frage wird vielmehr lauten, wie wir die vorhandenen Flexibilitäten möglichst intelligent für das gesamte Energiesystem nutzen. Genau darauf arbeiten wir heute hin. Transparenz, Steuerung und Prognose wachsen zu einer durchgängigen Plattform zusammen. Das schafft nicht nur einen effizienteren Netzbetrieb, sondern eröffnet langfristig auch erhebliche volkswirtschaftliche Potenziale. Welche Möglichkeiten daraus entstehen, wird eines der spannendsten Themen der kommenden Jahre sein.
