Dieser Beitrag zum Thema Energiezellensystem konnte dankenswerterweise von Marcel Linnemann übernommen werden.
Autoren: Marcel Linnemann und Josef Bayer
1.1 Ausgangslage der Energiewende
Die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende hängt maßgeblich von der Verfügbarkeit leistungsfähiger Netzinfrastrukturen ab. Während die Erzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Quellen in den vergangenen Jahren stark ausgebaut wurden und auch auf der Verbrauchsseite eine zunehmende Elektrifizierung zu beobachten ist, bleibt die Netzanbindung zunehmend der limitierende Faktor. Gute und wirtschaftlich nutzbare Netzverknüpfungspunkte werden immer seltener, wie wir an der Speicherdebatte der letzten Monatezunehmend sehen. Schon heute verzögern sich zahlreiche regenerative und Speicherprojekte, weil keine geeigneten Anschlussmöglichkeiten vorhanden sind oder die Erschließung mit sehr hohen Kosten verbunden ist, da die vorgeschlagenen Netzverknüpfungspunkte z. B. zu weit weg sind. Eine mögliche Ursache ist sicherlich die noch immer sehr statische Netzbetriebsführung, welche in vielen Fällen planwertbasiert mit großen Sicherheitspuffern erfolgt. Damit wird ein zentrales Element der Energiewende – die Integration dezentraler Erzeugung in das Gesamtsystem – erheblich behindert.
Diese Situation verdeutlicht, dass die Energiewende nicht allein eine Frage der Erzeugungskapazität ist, sondern in erster Linie eine Netzherausforderung. Das Stromnetz, insbesondere das Verteilnetz, wird zunehmend zum entscheidenden Erfolgsfaktor der Transformation. Über 90 Prozent der installierten Leistung aus erneuerbaren Energien speisen bereits heute in die Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetze der Verteilnetzbetreiber ein. Mehr als 2 Millionen dezentrale Anlagen – Photovoltaik, Wind, Biogas, Speicher – prägen den operativen Netzbetrieb und verlagern die systemrelevante Steuerungsebene von der Übertragungs- auf die Verteilnetzebene. Das Verteilnetz ist damit das Rückgrat der Energiewende.
Parallel zu dieser Entwicklung steigt die Komplexität im Netzbetrieb erheblich. Neben der wachsenden Zahl von Einspeisern kommen neue, stark fluktuierende Verbraucher hinzu: Ladeinfrastruktur für Elektromobilität, Wärmepumpen, Batteriespeicher und industrielle Flexibilitäten verändern die Lastprofile grundlegend. Das Zusammenspiel von dynamischer Erzeugung, speicherbasierten Verschiebungen und neuen Verbrauchsspitzen führt zu einer bislang unbekannten Volatilität und Variabilität im Netz.
Diese Dynamik stellt die heutigen Betriebsstrategien vor erhebliche Herausforderungen. Viele Verteilnetze – gerade im ländlichen Raum – erreichen bei konventioneller, statischer Betriebsweise bereits ihre Kapazitätsgrenzen. Netzbetreiber müssen zunehmend eingreifen, um Spannungsbandverletzungen und lokale Überlastungen zu vermeiden. Gleichzeitig wächst der Steuerungsaufwand, während die etablierten zentralen Führungsstrukturen – geprägt von hierarchischen Informationsflüssen und statischen Grenzwerten – die reale Netzdynamik kaum mehr abbilden können.
Die Ausgangslage der Energiewende ist somit geprägt durch ein Paradox: Einerseits steigt der Anteil dezentraler, regenerativer Erzeugung kontinuierlich; andererseits stößt die Netzinfrastruktur in ihrer derzeitigen Form an technische und organisatorische Grenzen. Eine zukunftsfähige Netzführung erfordert daher neue Konzepte, die Dezentralität, Echtzeitfähigkeit und Flexibilität systematisch integrieren.
1.2 Grenzen der heutigen Netzbetriebsweise
Die bestehenden Netzführungs- und Planungsansätze beruhen im Wesentlichen auf statischen Dimensionierungsprinzipien. Netzstrukturen und Betriebsmittel werden so ausgelegt, dass sie auch unter maximaler Belastung – also zur Zeit der höchsten gleichzeitigen Einspeisung oder des höchsten Verbrauchs – die technischen Grenzwerte einhalten (unter Berücksichtigung von Gleichzeitigkeitsfaktoren). Dieses Vorgehen hat sich in einem zentralistisch geprägten Energiesystem mit wenigen Großkraftwerken und planbaren Lastflüssen bewährt, stößt im dezentralen Energiesystem jedoch zunehmend an seine Grenzen.
In den heutigen Verteilnetzen bestimmen insbesondere zwei physikalische Faktoren die Aufnahmefähigkeit: die Stromtragfähigkeit der Leitungen und Betriebsmittel sowie die Spannungsqualität. Während die thermische Belastbarkeit vor allem an den Engpassstellen – etwa in Ortsnetzstationen oder an Umspannwerken – die übertragbare Leistung limitiert, begrenzen in vielen Fällen die zulässigen Spannungshübe in den 20-kV- und 0,4-kV-Netzen die Einspeisemöglichkeiten. Die maximale Aufnahmekapazität wird daher durch die Summe der installierten Spitzenleistungen aller angeschlossenen Anlagen definiert. Die tatsächliche Einspeisung liegt jedoch im Mittel deutlich darunter. Zwischen technischer Dimensionierung und realer Netzbelastung besteht somit ein erheblicher zeitlicher und energetischer Abstand, der heute in vielen Zeitfenstern ungenutzt bleibt.
Die bestehende Betriebsweise orientiert sich stark an diesem statistischen Spitzenlastprinzip und verhindert damit eine flexible Nutzung vorhandener Netzreserven. Statt auf die reale Netzsituation zu reagieren, wird pauschal auf konservative Grenzwerte abgestellt (die auch nötig sind, solange das Netz nicht digitalisiert ist). Diese Praxis führt zu einer systemischen Unterauslastung der Netzinfrastruktur: Große Teile der verfügbaren Leitungs- und Transformatorleistung bleiben im Mittel ungenutzt, obwohl sie physikalisch vorhanden wären. Gleichzeitig entstehen Engpässe auf der Lastseite oder im Spannungsband, sobald die lokale Einspeisung oder Last zu stark ansteigt – z. B. bei starker PV-Erzeugung oder hohen Lasten.
Das zentrale Steuerungsparadigma des bisherigen Netzbetriebs – eine Top-Down-Führung von wenigen zentralen Knoten aus – ist für eine dynamische und dezentralisierte Netzrealität perspektivisch nicht mehr geeignet. Informationsflüsse verlaufen träge, Entscheidungen erfolgen auf Basis aggregierter Daten mit erheblicher zeitlicher Verzögerung. Die Folge sind reaktive statt vorausschauende Eingriffe, wachsende Regelaufwände und ein sinkender Wirkungsgrad der Steuerung.
Zudem führt das Denken in übergeordneten Leistungsflüssen – etwa das Bestreben, lokal erzeugten Strom möglichst vollständig in höhere Netzebenen zu exportieren – zu unnötiger Belastung der Netz- und IT-Strukturen. Das Zielbild einer stabilen, effizienten Netzführung wird dadurch verfehlt. In einem System, in dem Erzeugung und Verbrauch zunehmend volatil und standortnah auftreten, verliert das klassische Top-Down-Prinzip seine Steuerungswirkung.
Die aktuellen Netzführungsstrategien sind damit nicht mehr imstande, die steigende Zahl dezentraler Erzeuger und Lasten wirtschaftlich und stabil zu integrieren. Eine volldynamische, dezentrale Netzbetriebsführung, die die tatsächlichen Netzparameter in Echtzeit berücksichtigt und lokale Steuerungsautonomie ermöglicht, wird bei einem klimaneutralen Energiesystem zur notwendigen Weiterentwicklung der bestehenden Betriebsphilosophie (kleiner Spoiler: Dann würden flexible Netzanschlussverträge endlich Sinn ergeben).
2. Paradigmenwechsel in der Netzführung
2.1 Von statischer Dimensionierung zu dynamischer Systemführung
Das bisherige Leitbild der Netzplanung und -führung folgt einem statischen Paradigma: Netze werden auf Basis festgelegter Last- und Einspeiseszenarien dimensioniert, die sich am zu erwartenden Maximum orientieren. Diese Vorgehensweise war sinnvoll, solange die Netze im Wesentlichen lineare Lastflüsse zwischen zentralen Erzeugern und räumlich verteilten Verbrauchern abbildeten. Mit dem Übergang zu einem dezentralen Energiesystem verändert sich jedoch die Charakteristik der Stromflüsse grundlegend.
Erneuerbare Erzeugung, Speicher und flexible Verbraucher führen zu einer hohen zeitlichen Dynamik und lokalen Varianz der Energieflüsse. Spitzen entstehen nicht mehr synchron im Gesamtsystem, sondern zufällig verteilt in Raum und Zeit. Damit verliert das Prinzip der statischen Dimensionierung seine Wirksamkeit. Die Auslegung nach maximaler gleichzeitiger Einspeiseleistung führt zu überdimensionierten Betriebsmitteln und vermeidet zwar Grenzwertverletzungen, nutzt die vorhandenen Ressourcen aber ineffizient. In der Praxis wird ein Großteil der Netzkapazität nicht ausgeschöpft, weil sie nur für selten auftretende Extremsituationen vorgehalten wird.
Gleichzeitig entstehen lokale Engpässe, wenn Erzeugung oder Verbrauch in Teilbereichen des Netzes stark ansteigen, während benachbarte Netzabschnitte unausgelastet bleiben. Diese Ungleichverteilung lässt sich mit zentralen Steuerungsstrategien nur unzureichend kompensieren, da sie u.a. auf aggregierten Daten und trägen Kommunikationswegen beruhen. Allgemein lassen sich aber folgende Herausforderungen nennen:
- Zentrale Verwaltung einer sehr großen Anzahl von Anschlussnehmern, deren Zusammensetzung sich kontinuierlich ändert, verbunden mit der Herausforderung, diese dynamisch den jeweiligen lokalen Netzbezugspunkten (Netzknoten) korrekt zuzuordnen.
- Grundlegende Charakteristik eines chaotischen Systems: eine Vielzahl von Teilnehmern, die untereinander interagieren und dabei ein stark nichtlineares Systemverhalten zeigen.
- Erkenntnisse aus der Chaosforschung, wonach Systeme mit einer hohen Anzahl interagierender Akteure ab einer kritischen Systemgröße instabil werden können.
- Zunehmender Bedarf an häufigeren und schnelleren Regeleingriffen, die jedoch nicht zu einer Beruhigung des Systems führen, sondern die Amplituden der Systemschwankungen weiter vergrößern. Das System verliert dadurch seine Fähigkeit zur Selbststabilisierung und erfordert permanent eskalierende Eingriffe
Das Ergebnis sind ein zunehmender Regelungsaufwand, steigende Netzverluste und wachsende Unsicherheiten im Systembetrieb.
Die zunehmende Komplexität der dezentralen Erzeugungslandschaft erfordert daher einen Wechsel von einer planungsgetriebenen zu einer betriebsgetriebenen Netzführung. Nicht mehr der theoretische Maximalwert bestimmt die Auslegung, sondern die momentane Auslastung und der tatsächliche physikalische Zustand des Netzes. Grundlage dafür ist eine kontinuierliche Erfassung relevanter Netzgrößen – Spannung, Strom, Leistungsfluss, Frequenz – sowie deren Verarbeitung in Echtzeit. Auf dieser Basis kann die Netzführung adaptiv reagieren und verfügbare Kapazitäten dynamisch zuweisen.
Diese dynamische Systemführung zielt nicht darauf ab, Netzengpässe (Auf Last- und Verbrauchsseite) ausschließlich durch Ausbau zu vermeiden, sondern durch optimierte Nutzung der bestehenden Infrastruktur. Prognosefunktionen, automatisierte Steuerungsalgorithmen und lokale Entscheidungslogiken ermöglichen es, temporäre Freiräume zu erkennen und gezielt zu nutzen. Anstelle statischer Grenzwerte tritt eine situationsabhängige Steuerung, die sich kontinuierlich an die aktuelle Netzsituation anpasst.
Damit vollzieht sich ein grundlegender Paradigmenwechsel:
- von der rein strukturellen Planung zur operativen Optimierung,
- von zentraler Kontrolle zu dezentraler Koordination,
- und von starren Annahmen zu lernenden, datenbasierten Regelmechanismen.
Das Ziel dieser Entwicklung ist ein Netzbetrieb, der auf Echtzeitinformationen basiert, lokale Flexibilitäten integriert und dadurch Stabilität, Effizienz und Versorgungssicherheit gleichzeitig gewährleistet.
2.2 Anforderungen an zukünftige Netzstrukturen
Die zunehmende Dezentralisierung der Energieerzeugung und der Wandel der Verbrauchsstrukturen machen deutlich, dass die künftige Netzarchitektur grundlegende neue Eigenschaften aufweisen muss. Die bisherigen zentralistischen Modelle, bei denen Energieflüsse, Steuerung und Entscheidungen von wenigen Knotenpunkten aus koordiniert wurden, können die entstehende Komplexität und Dynamik nicht mehr abbilden. Stattdessen muss die Netzführung auf Prinzipien aufbauen, die Dezentralität, Autonomie und Resilienz systematisch fördern.
Künftige Verteilnetze müssen so gestaltet sein, dass Entscheidungen zunehmend dort getroffen werden, wo sie wirksam sind – also im lokalen Netzabschnitt. Eine zentrale Steuerung kann die Vielzahl an dezentralen Anlagen, Speichern und Verbrauchern weder technisch noch organisatorisch in Echtzeit erfassen und regeln. Erforderlich sind daher Strukturen, in denen lokale Regelkreise mit eigener Informationsbasis und Entscheidungslogik agieren. Hier lässt sich die bereits vorhandene Netztopologie nutzen, da lokale Ankerknoten u.a. mit den Trafostationen und Umspannwerken schon vorhanden sind. Diese lokalen Einheiten – Energiezellen, Cluster oder Netzsegmente – müssen in der Lage sein, Erzeugung, Verbrauch und Speicher autonom aufeinander abzustimmen und nur residuale Energiesalden in übergeordnete Ebenen weiterzugeben unter Berücksichtigung der ökonomischen Parameter.
Eine solche Dezentralisierung entlastet nicht nur übergeordnete Netzebenen, sondern verbessert auch die Systemstabilität. Lokale Störungen können innerhalb der jeweiligen Zellcluster abgefangen werden, ohne sich auf das Gesamtsystem auszubreiten. Damit wird die Netzführung robuster gegenüber externen Einflüssen und Kommunikationsstörungen.
Ein wesentliches Merkmal zukünftiger Netzstrukturen ist die Fähigkeit zur autonomen Selbstorganisation. Das bedeutet, dass Netzkomponenten – von der Erzeugungsanlage über Speicher bis zum Verbraucher – aktiv am Betriebsgeschehen teilnehmen. Durch intelligente Mess-, Regel- und Kommunikationssysteme können sie ihren Zustand selbst erfassen, Entscheidungen vorbereiten und auf lokale Netzsignale reagieren. Der Informationsaustausch erfolgt dabei nicht ausschließlich vertikal (Top-Down oder Bottom-Up), sondern zunehmend horizontal zwischen benachbarten Netzkomponenten.
Diese lokale Autonomie ist die Voraussetzung für eine volldynamische Netzführung, bei der Energieflüsse nicht mehr durch zentrale Vorgaben, sondern durch physikalische Zustände und abgestimmte Regelalgorithmen gesteuert werden. Systeme, die auf Selbstregelung und Echtzeitkommunikation beruhen, können schneller und präziser auf Netzschwankungen reagieren als klassische hierarchische Steuerungssysteme.
Neben Effizienz und Flexibilität muss das Energiesystem der Zukunft vor allem resilient sein. Resilienz beschreibt die Fähigkeit, trotz Störungen oder Teilausfällen stabil zu bleiben oder sich selbst zu reorganisieren. Dezentral organisierte Strukturen tragen hierzu wesentlich bei: Fällt eine Einheit oder Kommunikationsverbindung aus, können benachbarte Einheiten den Betrieb weitgehend eigenständig fortführen. Inselbetriebsfähigkeit und lokale Netzstabilisierung werden so zu integralen Eigenschaften der Netzarchitektur.
Eine resiliente Netzstruktur erfordert zudem eine enge Verzahnung von Energie- und Informationsflüssen. Die physikalische Netztopologie und die digitale Kommunikationsstruktur müssen aufeinander abgestimmt sein, sodass Entscheidungen sowohl technisch korrekt als auch informationssicher erfolgen können. Nur wenn Mess- und Steuerungsdaten zuverlässig und manipulationssicher verfügbar sind, kann ein dezentrales System dauerhaft stabil betrieben werden.
Zukünftige Netzstrukturen müssen somit dezentral organisiert, selbstorganisierend, datenbasiert, resilient und duplizierbar sein.
– Zur Erläuterung: Dublizierbarkeitbeschreibt im Kontext elektrischer Netze die Eigenschaft eines Netzmanagement- oder Steuerungssystems, bei der die grundlegenden funktionalen Vorgaben, Regelungslogiken und Parametereinstellungen unabhängig vom konkreten Netzstandort einheitlich ausgelegt sind und somit auf verschiedene Umspannwerke (z. B. 110/20-kV-Umspannwerke) übertragen werden können. Die Inbetriebnahme an einem spezifischen Standort erfordert ausschließlich der Abbildung und Integration der jeweiligen lokalen Netztopologie in Form eines digitalen Netzzwillings, ohne Anpassung der übergeordneten Steuerungs- und Regelkonzepte. –
Nur auf dieser Grundlage lässt sich ein Energiesystem betreiben, das die wachsende Zahl an dezentralen Erzeugern, Speichern und Verbrauchern zuverlässig integriert und die verfügbare Netzkapazität dynamisch ausschöpft.
Diese Anforderungen bilden den konzeptionellen Rahmen für den zellulären Ansatz, der diese Prinzipien in einer strukturierten, skalierbaren Architektur umsetzt und die Grundlage einer volldynamischen Netzführung schafft.
3. Der zellulare Ansatz als Prinzip der volldynamischen Netzführung
3.1 Grundidee: Lokale Balance statt zentraler Steuerung
Der zellulare Ansatz beschreibt ein Organisations- und Steuerungsprinzip für Energiesysteme, das auf Dezentralität, Selbstorganisation und lokaler Stabilität beruht. Er setzt dort an, wo die heutigen zentralen Netzführungsstrukturen an ihre Grenzen stoßen: bei der dynamischen Integration einer Vielzahl dezentraler Erzeuger, Speicher und Verbraucher in den operativen Netzbetrieb. Statt den Energiefluss über wenige zentrale Steuerungspunkte zu regeln, wird die physikalische Balance zwischen Erzeugung und Verbrauch so weit wie möglich lokal hergestellt.
Kern des Konzepts ist die Energiezelle als kleinste organisatorische und technische Einheit. Eine Energiezelle kann beispielsweise aus einer Photovoltaikanlage, einem Batteriespeicher, einem steuerbaren Verbraucher wie einer Wärmepumpe oder einer Ladeinfrastruktur für Elektromobilität bestehen – genauso wären auch Netzbereiche nach dem §14a möglich. Diese Kombination bildet eine in sich geschlossene Struktur, in der Erzeugung und Verbrauch über lokale Steuerungsmechanismen direkt aufeinander abgestimmt werden können. Ziel ist, dass jede Energiezelle den innerhalb ihrer Grenzen erzeugten Strom möglichst effizient selbst nutzt, überschüssige Energie zwischenspeichert oder effizient in übergeordnete Netzebenen einspeist, wenn ein lokaler Überschuss verbleibt. Mit dieser Zielbeschreibung ist allerdings nicht gemeint das heutige Netz in abgekapselte Mikrogrids zu zerlegen. Vielmehr soll ein Informationsaustausch zwischen den Energiezellen und Zellclustern einen Kommunikations- und Energieaustausch ermöglichen, um die Gesamteffizienz des Systems zu steigern. Statt lokale, abgekapselte Netze wie zu Beginn der Zeit der Elektrifizierung im 19. Jahrhundert kann weiterhin die stärke des vorhandenen Verbundnetzes genutzt werden.
Mehrere dieser Energiezellen sind zu Clustern zusammengefasst, die über eine gemeinsame Netzstation verbunden sind. Ein Clustermanager in der Ortsnetzstation übernimmt die operative Koordination der angeschlossenen Energiezellen. Er gleicht deren Erzeugungs- und Verbrauchsprofile ab, steuert die Nutzung lokaler Speicher und sorgt für eine optimale Auslastung des jeweiligen Netzclusters. Überschüsse oder Defizite auf Clusterebene werden an die nächsthöhere Ebene – beispielsweise an den Clustermanager im Umspannwerk – weitergegeben. Auf dieser Ebene erfolgt eine übergeordnete Optimierung des Mittelspannungsnetzes, sodass auch hier lokale Ausgleichsmechanismen wirken, bevor Energieflüsse in höhere Netzebenen weitergeleitet werden. Die jeweiligen Netzcluster arbeiten somit alle nach einer einheitlichen Logik.
Durch diese mehrstufige, hierarchisch strukturierte Architektur entsteht ein Netz, das in sich selbstregulierende und interagierende Einheiten gegliedert ist, welches sich aus der bereits bestehenden Netzstruktur ergibt in Zusammenspiel mit angegliederten dezentralen Organisationseinheiten (Clustermanager). Jede Zelle und jedes Cluster handelt innerhalb klar definierter physikalischer Grenzen autonom, ist jedoch gleichzeitig in ein übergeordnetes Koordinationssystem eingebunden. Damit werden Energieflüsse dort stabilisiert, wo sie entstehen – unmittelbar am Ort der Erzeugung oder des Verbrauchs. Nur unvermeidbare Restflüsse oder netzstabilisierende Energieflüsse werden weitergereicht, was die Belastung höherer Netzebenen deutlich reduziert.
Dieses Prinzip führt zu einer grundlegenden Umkehr der Steuerungslogik: Statt die Vielzahl lokaler Akteure zentral zu dirigieren, wird die Netzführung von unten nach oben organisiert. Jede Zelle trägt aktiv zur Stabilisierung des Gesamtsystems bei, indem sie lokale Flexibilitäten nutzt und den Energiefluss dynamisch anpasst. Dadurch entsteht eine adaptive Netzstruktur, die sich in Echtzeit an verändernde Erzeugungs- und Lastbedingungen anpassen kann.
Die Energiezelle bildet somit nicht nur eine technische, sondern auch eine organisatorische Grundeinheit der volldynamischen Netzführung. Durch den modularen Aufbau ist das System skalierbar und selbstähnlich: Lokale Regelmechanismen können auf jeder Netzebene angewendet und erweitert werden. Die daraus entstehende Architektur erlaubt es, die Vorteile dezentraler Strukturen – wie Flexibilität, Robustheit und Effizienz – systematisch zu nutzen, ohne die übergeordneten Systemzusammenhänge zu vernachlässigen.
Der zellulare Ansatz schafft damit die Grundlage für eine Netzführung, die physikalische Realität und organisatorische Steuerung miteinander vereint: lokal, adaptiv und resilient.
3.2 Architektur und Steuerung
Die im zellularen Ansatz angelegte Struktur erfordert eine technische Architektur, die den dezentralen Charakter des Systems unterstützt und zugleich eine koordinierte Netzführung ermöglicht. Entscheidend ist dabei die Integration von Mess-, Steuer- und Kommunikationssystemen, die in Echtzeit den Zustand des Netzes erfassen und adaptive Entscheidungen ermöglichen. Die Architektur verbindet physikalische und informationstechnische Ebenen zu einem integrierten Gesamtsystem.
Im Mittelpunkt steht die dezentrale Netzbeobachtung. Sensorik in Ortsnetzstationen und Umspannwerken, Netzverknüpfungspunkten und bei relevanten Anlagen erfasst kontinuierlich die elektrische Situation – etwa Spannungsniveaus, Stromflüsse, Leistungsgradienten und Blindleistungsanteile. Diese Informationen werden lokal vorverarbeitet und dienen als Grundlage für die situationsabhängige Steuerung.
Im Unterschied zur klassischen Netzführung, bei der Grenzwerte zentral definiert und selten angepasst werden, arbeitet der zellulare Ansatz mit dynamischen Parametern. Die zulässige Einspeise- oder Bezugsleistung einer Zelle wird fortlaufend auf Basis der aktuellen Netzbelastung, Spannungslage und vorhandener Flexibilitäten berechnet. Jede Zelle erhält damit individuelle Leistungsfreigaben, die sich an der momentanen physikalischen Realität orientieren.
Die Koordination erfolgt durch dezentrale Steuerinstanzen, typischerweise in den Ortsnetzstationen oder auf Clusterebene, wobei eine gesamtsystemische Optimierung verfolgt wird. Sie werten die lokalen Messdaten aus, gleichen Prognosen mit Echtzeitwerten ab und optimieren den Energiefluss innerhalb des Clusters. Übergeordnete Netzebenen greifen nur ein, wenn systemische Abweichungen erkannt oder größere Koordinationsbedarfe bestehen. Dies kann beispielsweise der Fall sein, wenn in einer höheren Spannungsebene Engpässe auftreten und zusätzliche Einspeisung aus untergeordneten Clustern erforderlich wird. In solchen Situationen geben die übergeordneten Instanzen entweder Anreize zur erhöhten Energieabgabe oder – bei kritischen Netzsituationen – automatische Fahranweisungen an die lokalen Steuerinstanzen aus. Dadurch wird der Energiefluss clusterübergreifend stabilisiert und die Netzsicherheit gewahrt. In der Folge bleibt der Steuerungsaufwand beherrschbar, während die Regelgeschwindigkeit deutlich zunimmt.
Kern der volldynamischen Steuerung ist die Fähigkeit, auf Änderungen in Erzeugung und Verbrauch innerhalb weniger Sekunden zu reagieren – was zwar heute auf den unteren Netzebenen noch nicht erforderlich ist, aber immer mehr im Zuge der Energiewende. Dies erfordert ein enges Zusammenspiel von Prognosemodellen, Messwertverarbeitung und automatisierten Regelalgorithmen.
Das Steuerungssystem nutzt dabei eine Kombination aus:
- Kurzfristprognosen auf Basis von Wetter- und Lastdaten,
- Echtzeitmessungen zur Ermittlung aktueller Netzbelastung,
- Regelstrategien, die automatisch auf Spannungs- oder Stromabweichungen reagieren.
Die Steuerung kann sowohl reaktiv (auf Messwertänderungen) als auch prädiktiv (auf erwartete Entwicklungen) erfolgen. Ein Beispiel ist die vorausschauende Reduktion von Einspeiseleistung bei erwarteter Überspannung im Netzabschnitt, die gezielte Aktivierung von Lastflexibilitäten, um Spannungseinbrüche zu vermeiden oder gezielte Kühlung von Betriebsmitteln zur Optimierung des Lastmanagements.
Dadurch wird das Netz kontinuierlich in einem optimalen Arbeitspunkt gehalten – ohne die Notwendigkeit statischer Sicherheitsmargen. Im Ergebnis lassen sich Spannungsbandverletzungen vermeiden und gleichzeitig die Aufnahmefähigkeit des Netzes deutlich erhöhen.
Für die Umsetzung einer volldynamischen Netzführung ist eine bidirektionale, echtzeitfähige Kommunikation unverzichtbar. Die Datenströme verlaufen sowohl vertikal (zwischen Zelle, Cluster und Netzebenen) als auch horizontal (zwischen benachbarten Clustern oder Zellen).
Die Kommunikationsinfrastruktur muss hohe Anforderungen an Verfügbarkeit, Latenz und Sicherheit erfüllen. Eine wesentliche Designvorgabe ist dabei, dass jede Regelentscheidung auch lokal wirksam bleiben kann: Fällt die Verbindung zu übergeordneten Ebenen aus, läuft der Betrieb autark weiter. Lokale Prioritätslogiken und Plausibilitätsprüfungen sichern die Stabilität und verhindern unkontrollierte Zustandsänderungen.
Zudem erfolgt die Datenverarbeitung dezentral: Nur aggregierte Informationen werden an übergeordnete Systeme weitergegeben, um Datenschutz, Effizienz und Ausfallsicherheit zu gewährleisten. Dadurch bleibt das System skalierbar, ohne die Netztransparenz zu verlieren.
Diese Regelmechanismen wirken komplementär zu den dezentralen Steueralgorithmen in den Energiezellen: Während Zellen und Cluster auf der Verbrauchs- und Erzeugungsseite verfügbare Flexibilitäten aktivieren, greifen die Netzkomponenten auf der Infrastrukturebene stabilisierend ein. Ergänzend dazu verfügen alle Zell- und Clustermanager sowie die angeschlossenen Erzeugungsanlagen und intelligenten Verbraucher über ein grundlegendes, netzdatenbasiertes Grid-Verhalten. Dieses ist in den jeweiligen Assets fest nach den Netzcodes hinterlegt und stellt einen sicheren Grundbetrieb auch bei Kommunikationsausfällen sicher. Beispiele hierfür sind frequenzabhängige Leistungsreduktionen oder automatische Spannungsunterstützungsfunktionen.
Der resultierende Regelverbund folgt einem iterativen, hierarchisch abgestuften Prozess: Zunächst reagieren lokale Netzkomponenten wie Transformatoren und Schutzsysteme, anschließend übernehmen die ersten Energiemanagementsysteme, bevor sukzessive weitere Zellen und Cluster eingebunden werden. Dadurch muss das Gesamtsystem nicht vollständig abgeschaltet werden; stattdessen entsteht ein wachsendes, evolutionäres Stabilitätsverhalten, das sich schrittweise an die Netzsituation anpasst. Gemeinsam bilden diese Mechanismen ein integriertes System zur Spannungs- und Leistungsführung in Echtzeit.
3.3 Vorteile und Systemeffekte
Die Einführung einer volldynamischen Netzführung auf Basis des zellularen Ansatzes führt zu einer Reihe struktureller, technischer und systemischer Verbesserungen. Sie ermöglicht nicht nur eine effizientere Nutzung bestehender Infrastruktur, sondern verändert die Funktionsweise des Verteilnetzes grundlegend – vom passiven Energietransportmedium hin zu einem aktiven, selbstorganisierenden Systembestandteil.
Durch die kontinuierliche Bewertung der Netzzustände und die dynamische Leistungsvergabe wird die physikalisch vorhandene Netzkapazität wesentlich besser ausgenutzt. Anstatt den Betrieb auf selten auftretende Spitzenwerte auszulegen, wird die tatsächliche Auslastung in Echtzeit gesteuert. Temporäre Freiräume in Spannung und Leitungsauslastung können unmittelbar erkannt und genutzt werden. Simulations- und Praxiserfahrungen zeigen bereits heute, dass durch eine adaptive Spannungs- und Leistungsregelung in Kombination mit aktiver Blindleistungsführung Zuwächse bei der nutzbaren Einspeiseleistung möglich sind (Faktor 2 bis 5 sowohl auf Last- als Erzeugungsseite) – ohne unnötige physikalische Netzverstärkung.
Dies erlaubt die Integration zusätzlicher Photovoltaik-, Wind- und Speicheranlagen in bestehenden Netzabschnitten, die nach konventioneller Betrachtung bereits als ausgelastet gelten würden.
Die bessere Auslastung der vorhandenen Betriebsmittel führt unmittelbar zu einer Reduktion des Netzausbaubedarfs und Senkung der Netzentgelte, dessen Höhe immer mehr Teil der öffentliche Debatte sind. Anstatt Leitungen und Transformatoren frühzeitig zu verstärken, können bestehende Komponenten länger und wirtschaftlicher genutzt werden. Der Ausbauaufwand verschiebt sich vom großflächigen zum gezielten Leitungsausbau hin zur gezielten Nachrüstung mit Mess- und Steuertechnik, wobei ein gewisser Anteil des physikalischen Ausbaus weiter notwendig sein wird. Auch böte der zellulare Ansatz die technische Voraussetzung, um ernsthafter in die nodale Bepreisung der Netznutzung einzusteigen oder wie von der BNetzA aktuell diskutiert dynamische NNE im AgNes-Prozess.
Insgesamt wird auch der Ressourceneinsatz optimiert: Kupfer und Stahl werden teilweise durch Sensorik, Datenverarbeitung und Regelalgorithmen ersetzt. Diese Entwicklung markiert einen Übergang von einem statischen zu einem informationsbasierten Netzbetrieb. Die Wirtschaftlichkeit des Gesamtsystems verbessert sich, da Investitionen zunehmend in intelligente Steuerung statt in physische Überdimensionierung fließen.
Ein entscheidender Systemeffekt der zellularen Architektur ist die Steigerung der Versorgungssicherheit. Da jede Energiezelle und jedes Cluster autonom agiert, wie bereits beschrieben über die implementierten Grid-Codes in der Mess- und Regelungstechnik verfügt und somit das Gesamtsystem auch bei Störungen, Kommunikationsausfällen oder Teilausfällen einzelner Netzsegmente für einen sicheren Weiterbetrieb stabilisiert.
Im Störungsfall können geeignete Cluster in den Inselbetrieb übergehen und sich temporär vom übergeordneten Netz entkoppeln. Innerhalb der Zelle wird dabei die Balance zwischen Erzeugung, Verbrauch und Speicherleistung eigenständig gehalten. Diese Fähigkeit zur lokalen Stabilisierung reduziert das Risiko großflächiger Versorgungsunterbrechungen und schafft Redundanzen, die in klassischen, zentral gesteuerten Netzen nicht vorhanden sind.
Darüber hinaus verringert die lokale Regelautonomie die Zahl der erforderlichen zentralen Eingriffe. Entscheidungen werden dort getroffen, wo sie unmittelbar wirken – das beschleunigt die Reaktion auf Netzereignisse und verhindert Kaskadeneffekte. Die Kombination aus Selbstregelung und Autarkiefähigkeit macht das Gesamtsystem robuster gegenüber technischen, wetterbedingten oder externen Einflüssen.
Die zellulare Struktur führt zu einer resilienten, selbstähnlichen Netzarchitektur, in der jede Ebene – ob vor- oder nachgelagert – auf denselben Prinzipien basiert: lokale Stabilisierung, hierarchische Koordination und bidirektionale Kommunikation. Dadurch wird das Gesamtsystem skalierbar und anpassungsfähig.
Resilienz entsteht dabei nicht durch zentrale Redundanz, sondern durch verteilte Intelligenz: Jede Zelle verfügt über die notwendigen Informationen und Funktionen, um innerhalb definierter Grenzen autonom zu agieren. Störungen oder Überlastungen bleiben lokal begrenzt, und die übrigen Netzbereiche können unabhängig davon stabil weiterarbeiten.
Diese Selbstähnlichkeit schafft eine hohe Systemrobustheit, weil sich Funktionsprinzipien unabhängig von der räumlichen oder technischen Skalierung wiederholen – von der Gebäudeeinheit über das Quartier bis hin zum gesamten Verteilnetz. Das System kann wachsen, ohne dass Komplexität und Steuerungsaufwand proportional zunehmen. Und das tolle, nachdem die Physik abgedeckt wäre, könnten wir die vielen energiewirtschaftlichen Debatten auf der regulatorischen Ebene endlich in Physik gießen. Wie man das Ganze operativ machen könnte innerhalb unserer Bestandsnetze, das werden wir euch sicherlich noch einmal in einem separaten Beitrag erläutern:)
