Energieexperten des Fraunhofer-Instituts für Optronik, Systemtechnik und Bildauswertung – Angewandte Systemtechnik (IOSB-AST) haben die Lastdaten des Verteilnetzbetreibers Stadtwerke Erfurt (SWE Netze GmbH) aus den vergangenen 14 Jahren ausgewertet. Ergänzend nutzten sie öffentlich zugängliche Daten aus dem Marktstammdatenregister. Das Ergebnis: Die an Endverbraucher gelieferte Energiemenge ist in diesem Netzgebiet seit 2010 kontinuierlich zurückgegangen, teilt das Fraunhofer IOSB-AST mit.
„Unsere Ergebnisse zeigen eine hohe Korrelation zwischen sinkender Netzlast und dem kontinuierlichen Ausbau der Photovoltaik in diesem Netzgebiet, insbesondere ab dem Jahr 2016“, sagt Tom Bender, Projektleiter vom Fraunhofer IOSB-AST. Der wachsende Eigenverbrauch reduziere derzeit die Netzlast. In den kommenden Jahren rechnen die Experten jedoch mit einer Umkehrung: Durch die zunehmende Elektrifizierung von Mobilität und Wärme sowie den Ausbau von Power-to-Gas-Anwendungen werde dann wieder deutlich mehr Strom aus dem Netz benötigt.
Lastprognosen für bessere Wirtschaftlichkeit
Für die mittelfristige Planung sind Netzbetreiber auf regelmäßige Prognosen zur zukünftigen Netzlast angewiesen, heißt es weiter. Besonders die Vorhersagen für das aktuelle und das kommende Jahr sind wichtig, da sie für Netzbetreiber die Basis für viele energiewirtschaftliche Entscheidungen und Abläufe bilden. Ungenaue Prognosen könnten erhebliche wirtschaftliche Risiken verursachen.
Die nun vom Fraunhofer IOSB-AST eingesetzten Datenquellen machen der Mitteilung zufolge eine deutlich exaktere Modellierung möglich als mit dem zuvor verwendeten Datenmodell. Eine Simulation der Daten für die SWE Netz auf 15-minütiger Basis für das Referenzjahr 2024 konnte den Fehler für die Abbildung der Netzlast von 3,89 Gigawattstunden auf 0,93 Gigawattstunden verringern. Das entspricht einer Verbesserung von 76 Prozent. Möglich wurde die Modellgenauigkeit durch tageszeitliche und saisonale Muster sowie Langfristtrends.
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Wir können gerne mit Durchschnittszahlen rechnen, aber ein Netz muss immer
für den Extremfall ausgelegt sein. 100 % + n1.
Also für den Sommer, wenn alle PV-Anlagen gleichzeitig ins Netz einspeisen, oder für den Winter.
Wenn es zehn Tage lang sehr wenig Wind und sehr wenig Sonne gibt und die Temperatur bei minus zehn Grad liegt.
batteriespeicher (bess) senken direkt die spitzen sowohl bei verbrauch wie einspeisung. der einsatz von bess senkt also direkt den ausbaubedarf des netzes was die abdeckung extremer ereignisse betrifft. der einsatz von bess glättet die bedarfskurve im netz.
Wenn die Temperaturen mehrere Tage bei -10 Grad liegen ist es idR. Klar und sonnig. Du schreibst hier und bei anderen Artikeln unglaublich viel Unsinn. Bilde dich mal weiter, was du schreibst tut beim Lesen weh.
@Wurzelsepp,
„Bilde dich mal weiter, was du schreibst tut beim Lesen weh.“
„Bild“ bildet … 😜
PV-Anlagen haben 24 Stunden des Tages Zeit ins Netz einzuspeisen. Es braucht einfach nur einen geeigneten Speicher.
Man begrenzt also die Einspeisung auf 30% der Installierten Leistung und das Problem ins für die nächsten 10-20 Jahre gelöst.
30% von 230 GW PV entspricht etwa 70 GW – was wiederum der durchschnittlichen Stromaufnahme der Verbraucher entspricht.
JA Ok wenn wir mehrere Tage eine eine Dunkelflaute und kein Wind haben, sind die Akkus immer geladen und können benutzt werden, schon klar.
Ich habe einen Vorschlag: Wenn die Züge voll sind und das Bahnetz überlastet ist => nachts fahren weniger Züge dann muss man halt zu dieser Zeit mit der Bahn fahren.
Es reichen aus heutiger Sicht bei einer Dunkelflaute 2045 auch über Wochen so um die 40-60 GW versorgungssichere Leistung, z.B. in Form von Biogas und H2.
Es geht schließlich nur um benötigte Energiemengen in 24 Stunden. 60 GW installierte Gaskraft entsprechen dann möglichen knapp 1,5 TWh… plus weitere versorgungssichere Energien (PSW, Hackschnitzel, Wasser, Geothermie, EU-Verbund etc.) sollte das auch inkl. Verluste am kalten Wintertag 2045 dicke reichen.
Die Spitzenleistungen am Morgen und Abend… gerne auch mal temporär 120 GW… erledigen dann Batteriespeicher. Dafür braucht es keine weiteren Kraftwerke, wenn nur die Batterien täglich ausreichend gefüllt werden können.
auch für den seltenen fall von mehrtätigen strommangellagen gäbe es einfache lösungen: statt stets für den maximalen bedarf reservekapazitäten bereitzuhalten könnten auch vereinbarungen mit den grössten strombezügern aus der industrie getroffen werden, dass diese in solchen fällen ihre produktion und ihren strombedarf runterfahren und dafür vom staat entschädigt werden.
solche lösungen wären viel günstiger als stets für den maximalbedarf reservekapzitäten vorzuhalten.
Unsinn. In den Dunkelflautentagen decken wir den meisten Bedarf wie auch heute schon. Die Akkus sind überwiegend für den Rest vom Jahr da. Dass ihr Konservativ- und Rechtsschwachmaten solch einfache Zusammenhänge nicht versteht, zeigt ihr immer wieder deutlich.
Ich speise mit meinem Balkonkraftwerk immer weniger ein. Ist doch, nach den Netzbetreibern, nicht gewünscht.
Klar ich habe technisch einen leichten Überschuss, weil manche Verbraucher erst bei genügend Produktion zugeschaltet werden.
Die Überarbeitung der Steuerung machte aus 3,5kWh an einem Sommer Sonnentag eine Einspeisung von 400 Wh bis 600 Wh.
AgNes darf jubeln, das Ausbau Problem ist gelöst. Mein Akku könnte größer sein, der hält voll nur 2 Regentage durch. Aber Kosten/Nutzen Relation sagt nein, 5kWh genügen.
Es geht doch ums Netz und nicht um die Erzeugung.
Und unser Netz muss immer auf 100% +n1 ausgelegt sein
Man kann gerne dynamische Impulse geben, um die Betriebskosten zu senken, aber mit dynamischen Impulsen wird man nicht an Netzausbaukosten sparen können.
Richtig… und man kann das Netz optimal managen, wenn möglichst viele dezentrale Batteriespeicher aufgebaut sind. So braucht es viel weniger „dicke“ Leitungen mit hohen Leistungen, wenn die Batterien das Lastmanagement geglättet auf 24 Stunden gestreckt übernehmen können. Batterien sparen (klug integriert) eklatant Netzausbau und mit netzbildenden Wechselrichtern machen Sie das Netz sicherer, als jemals zuvor. Es wird mit der Möglichkeit autarker Teilnetze sogar sehr viel robuster gegen kaskadierende Blackouts.
Bei -10 Grad tagsüber in unseren Breiten ist der Himmel wolkenlos und die PV bringt circa 50 % des Ertrags eines Sommertags.
Für die 10 Tage mit wenig Wind und Sonne brauchen wir Reservekraftwerke, aber keinen zusätzlichen Netzausbau.
Letztlich lässt sich Netzausbau durch drei Maßnahmen sinnvoll begrenzen:
– Flexibilität in der Nachfrage -> Smartgrid, Power-to-X
– Flexibilität durch Speicherung: Batteriespeicher in Menge, an den richtigen Stellen (Co-location, Netzknoten), Wärmespeicher
– Flexibilität in der Erzeugung – > finanzielle Anreize für netzdienliches Verhalten (Biomasse, Laufwasser, PV- und Wind-Speicher-Kombi)
Wo steht eigentlich geschrieben, dass Deutschland bei Elektrizität energieautark sein muss…wir befinden uns im europäischen Stromnetz…wir haben auch keine Autarkie bei Erdöl, Soja etc…Unsere Eigenverdotgungsrste selbst bei Eiern liegt bei 73%, bei Olivenöl geht sie gegen 0
Nirgendwo. Aber damit lässt sich so schön stammtischen und so tun, als könne man ernsthaft mitreden.
„Verfüttert die Paviane!!!“ Das ist halt viel geiler als Zusammenhänge zu verstehen, die über eine Überschrift hinausgehen. Aufmerksamkeitsökonomie funktioniert leider auch im Kleinen.
Im Artikel wird nicht ganz klar, ob mit „Netzlast“ ein Jahresdurchschnitt oder die selten auftretende Maximallast gemeint ist. Wichtig für die Auslegung des Netzes ist doch nur die Maximallast. Da ein Stadtwerk Auftraggeber der Studie war, ist anzunehmen, dass die auch genau diese Maximallast ermittelt haben wollten. Die Pressemeldung des Instituts klingt dann aber eher nach der durchschnittlichen Last.
Wenn aber doch der Eigenverbrauch in der Lage war, die Maximallast zu senken, dann war das wohl der Effekt, dass die PV die Mittagsspitze gut ausgefüllt hat. Viel wird da aber kaum noch zu senken sein. Selbst im Winter ist inzwischen die Residuallast am frühen Vormittag und nachmittags und abends höher als mittags. Deren Senkung wird man nur mit mehr dezentralen Speichern erreichen können, die dann aber auch netzdienlich gesteuert werden müssten.
Ich kenne die Zahlen von unserem Versorgungsgebiet (Schweiz) ziemlich gut und nach mir ist der Artikel ungenau beschrieben.
Situation bei uns:
Die monatliche Spitzenlast geht in den Sommermonaten tatsächlich zurück. In den Wintermonaten steigt sie jedoch. Ingesamt war die Summe aller 12 Monate rückläufig. Nur ist für die Netzberechnung die Summe nicht entscheidend. Für die Berechnung muss die maximale Netzlast verwendet werden. Diese ist bei uns im Winter an einem Arbeitstag um ca. 7.00-8.00Uhr morgens. Da scheint keine Sonne und die Heimspeicher sind dann alle leer. Klar könnten diese mit Windstrom( wenn vorhanden) in der Nacht geladen werden um am Morgen die Spitze zu brechen. Nur dann müsste das Management der Speicher netzdienlich sein und vom Netzbetrieber gesteuert werden können. Es ist sehr fraglich ob es dazu genug Zustimmung gibt. Netzausbaukosten könnten damit jedoch enorm reduziert werden. Nur mit Preissignalen gibt keine Sicherheit ob die Spitze an jedem kalten Wintermorgen reduziert werden kann. Weil bei einer Dukelflaute wird der Preis in der Nacht ebenfalls hoch sein.
@Jörg Eberl,
„Klar könnten diese mit Windstrom( wenn vorhanden) in der Nacht geladen werden um am Morgen die Spitze zu brechen. Nur dann müsste das Management der Speicher netzdienlich sein und vom Netzbetrieber gesteuert werden können. Es ist sehr fraglich ob es dazu genug Zustimmung gibt.“
Nicht Zustimmung. Der Wille zählt…
„Wo ein Wille ist, ist auch ein (Gebüsch) ähhh Weg“
Auch in D ist die Last im Winter am höchsten, allerding nur an den Werktagen, und auch nicht während der Weihnachtsferien.
Beispiel 2024: maximum im Januar mit knapp 76 GW. Geringster Wert Ende September mit 32 GW…
https://www.energy-charts.info/charts/power_heatmaps/chart.htm?c=DE&load=1&solar=0&year=2024
Heißt das, günstiges E-Auto-Laden im Winter vermutlich nur an Wochenenden. Und Batterien (z.B. günstige Eisen-Schwefel-Batterien) am Wochenende langsam laden, dass sie über die Woche ausreichen.
Jörg Eberl schrieb:
„dann müsste das Management der Speicher netzdienlich sein und vom Netzbetrieber gesteuert werden können.“
Nicht wirklich. Die Erzeugung des nächsten Tages ist mit typischen 2% Toleranz bereits am Vortag bekannt, was an der Spotbörse genutzt wird. Die Speicher könnten also bequem mit entsprechend eingepreisten Einheiten geladen werden, via Preisinformation. Das würde aber erfordern, dass auch Netzentgelte angepasst würden, was wiederum Transparenz bei den Netzbetreibern erfordern würde, was wohl ähnlich gut angenommen wird wie ein Weihwasserbad für den Teufel.
Dass es geht, haben Tarife wie Agile von Octopus bewiesen. Leider aber ist spekulativ viel mehr Geld an den Börsen zu verschieben, so dass diese dann für den eigentlichen Zweck der Bedarf-Angebots-Angleichung nicht mehr sinnvoll zur Verfügung stehen.
Nicht anders liegt es bei den Netzbetreibern, diese steuern nicht die verfügbaren Anlagen zum Kundenwohl, was bei uns in der Gegend derzeit einen massiven Ausbau des Gasnetzes zur Folge hat, weil die bestehenden Speicherheizungen, welche über eine mehrheitlich ungenutzte Steuerungsfunktion durch den Netzbetreiber verfügten, nicht mehr bezahlbar waren.
Da Netzbetreiber eigentlich keine Stromversorger sein können, ist deren Steuerung nicht dadurch charakterisiert, dass die erwirtschafteten Vorteile sich im Kundenpreis nennenswert niederschlagen. Dadurch sind Netzbetreiber denkbar ungeeignet, sinnvolle Maßnahmen zur Bedarf-Angebots-Angleichung umzusetzen. Mindestens eine erhebliche Transparenz nebst Preisanpassung den Stromversorgern gegenüber wäre die Grundvoraussetzung um dies zu gewährleisten. Und das passiert einfach nicht (es gibt einzelne Netzbetreiber, welche freiwillig diese Transparenz und Preisanpassung mitmachen, aber die meisten blockieren wo es geht).
Schiller schreibt:
Nicht wirklich. Die Erzeugung des nächsten Tages ist mit typischen 2% Toleranz bereits am Vortag bekannt, was an der Spotbörse genutzt wird. Die Speicher könnten also bequem mit entsprechend eingepreisten Einheiten geladen werden, via Preisinformation
Sie machen leider einen klassischen Denkfehler. Wahrscheinlich aus Unwissenheit.
Ein Beispiel: Es ist Winter, tiefe Temperaturen und aufkommender Wind am Morgen. Die Preise sind in der Nacht hoch(wenig Wind) und sinken gegen Morgen (viel Wind). Die steuerbaren Lasten wie WP, E-Auto, Waschmaschine, usw werden auf den Morgen verschoben. Da gewöhnlich am Morgen bei Arbeitsbeginn aktuell die grösste Netzlast auftritt, wird diese zusätzlich erhöht. Jetzt ist halt das Stromnetz keine Kupferplatte, sowie von der Börse vergegaukelt wird. Es kommt im Verteilnetz und oder im Übertragungsnetz zu Engpässen.
Eine Aufteilung Deutschlands in mehrere Preiszonen ist längst überfällig. So könnte wenigsten das Übertragungsnetz entlastet werden.
Im Verteilnetz werden die Engpässe trotzdem enstehen, weil es schwierig wird Quartierabhängige Netzentgelte zu berechnen. Da unbekannt ist, wer wann sein E-Auto lädt, usw.
Um diese Engpässe im Verteilnetz zu beseitigen gibts zwei Möglichkeiten.
1. Massiv Kupfer verbauen (sehr teuer)
2. Verbrauch glätten. Z.B mit einer Spitzenlastbegrenzung. Oder einer Drosselung einiger Verbraucher durch den Netzbetreiber bei drohendem lokalen Engpass. Wird heute bei der Einpeisereduzierung von PV bereits praktiziert. Der Netzbetreiber hat als einziger die Möglichkeit die Netzbelastung im „Quartier“ zu managen.
Spitzenlasttarife wie bei Grossverbrauchern Standard könnten auch helfen die Spitzenlast zu reduzieren. Diese können für Nutzer, die bei Schwachlastzeiten ihr E-Auto laden möchten und somit viel Leistung beziehen, kontraproduktiv sein. Dies wenn Sie Mittags im Sommer viel PV-Strom aus dem Verteilnetz beziehen möchten. Was das Netz eigenlicht entlasten würde zu diesem Zeitpunkt.
„vom Netzbetrieber gesteuert“
was rechtfertigt das generelle Vertrauen in die Netzbetreiber (nach dem Unbundling und dem Unwillen zur Transparenz und mässiger Aufbauleistung bzw. Servicedaten zur Netzauslastung beim Ortsnetztrafo, für Normalstromkundinnen und Gewerbestromkunden) in D.?
’netzdienlich‘ im d. System (bisher) meint ‚zentral vermarktungsgesteuert‘?
@Jörg Eberl: Soweit ich das Quellen wie EnergyCharts entnehmen kann, tritt die höchste Netzlast immer noch mittags auf. Vor- und Nachmittags ist die Unterdeckung durch PV relativ am höchsten, so dass da die teuren Pumpspeicher und Gaskraftwerke einspringen müssen, zum Teil aus dem Ausland.
Die jederzeit ideale Anpassung von Angebot und Verbrauch ist zwar ein schöner Gedanke, aber ich vermute, dass die Denke im Strommarkt bisher so war, dass es „übliche“ Muster gibt, und alles was diesen Mustern nicht entspricht, wird mit kurzfristigem Einkauf bzw. Abregeln (Regelenergie und Redispatch) gelöst. Ich vermute außerdem, dass sich an dieser Denke nicht viel ändern wird. Allenfalls mit KI, weil man ja nicht nur den zeitlichen, sondern auch noch den räumlichen Ausgleich im Auge haben muss. Der Mensch ist bei einem solch mehrdimensionalen Problem ganz schnell überfordert, wenn er sich nicht an gewohnten Mustern entlang hangeln kann.
Die PV ist dabei noch sehr gut kalkulierbar, weil sie, was Länge und Höhe der Erzeugungspeaks angeht, sich nur langsam ändert. Das einzige, was sich von Tag zu Tag ändert (wenn nicht gerade eine Sonnenfinsternis für Aufregung sorgt), ist die absolut erzeugte Strommenge. Beim Wind ist es viel schwieriger: Da rauscht ein Sturmtief durch Europa, das nacheinander in den Regionen seiner Zugbahn für ein paar Stunden für viel Produktion sorgt, dann aber weiterzieht. Manchmal windet es eine ganze Woche, manchmal nur ein paar Stunden. Und manchmal in der Nacht, manchmal vor- oder nachmittags. Die Kombination mit schwankendem Verbrauch und schwankender PV-Erzeugung macht das dann vollends unübersichtlich.
Die einfachste Lösung bestünde darin, PV- und Windanlagen dazu zu verpflichten, mit Hilfe von Speichern und Reservekraftwerken ein lange im Voraus bekanntes Erzeugungsprofil zu liefern. Das wäre aber eine sehr teure Lösung. Die reale Lösung wird irgendwo zwischen der idealen und der teuren liegen. Um das zu erreichen, braucht man aber das richtige Marktdesign. Und auch da gibt es die radikalen Optimierer und die radikalen Vereinfacher. Wenn man bloß mal machen würde! Aber da ist auch die Ampel nicht weitergekommen, was soll man dann bei dieser vergreisten Regierung erwarten, die wir gerade haben?