Szenariobasierte Netzplanung: Weniger Fragezeichen für Verteilnetzbetreiber

Das 50,2 Magazin berichtet in seiner Ausgabe 05/2026 über die neue szenariobasierte Netzplanung in unserem Digitalen Zwilling gaia powergrids. Hier fassen wir zusammen, worum es geht.

In den Verteilnetzen kommen laufend mehr PV-Anlagen, Wärmepumpen, Ladepunkte, Speicher und flexible Lasten hinzu. Das Wachstum verläuft allerdings weder räumlich noch zeitlich gleichmässig. Eine einzelne Prognose der Last im Zieljahr reicht deshalb für eine belastbare Netzplanung immer seltener aus.

Vom Punkt zum Szenario

Wichtiger wird die Frage, welche Entwicklungen überhaupt plausibel sind und welche Maßnahmen sich daraus ergeben. Tina Müller, Head of Product bei enersis europe, bringt es so auf den Punkt: Die szenariobasierte Netzplanung berechnet nicht mehr nur „die eine“ Zukunft, sondern mehrere plausible Entwicklungspfade. Entscheidend ist dabei nicht, welches Szenario am Ende genau eintritt. Die Planung zeigt vielmehr, welche Netzabschnitte in mehreren Szenarien kritisch werden und welche Massnahmen auch unter veränderten Rahmenbedingungen sinnvoll bleiben. So lassen sich Investitionen gezielter und punktgenauer planen.

Erst der Netzzustand, dann der Blick nach vorn

Die Grundlage bildet ein rechenbares Netzmodell des heutigen Zustands. Dafür führt gaia verschiedene Datenquellen zusammen, soweit sie vorhanden sind:

• GIS- und Betriebsmitteldaten
• Anschluss- und Zählerdaten
• Register für Anlagen und Ladesäulen
• kommunale Wärmeplanung
• Angaben zu Gebäudetypen, Heizenergieträgern und Baualtersklassen

Ein Ampelsystem zeigt auf einen Blick, welche Stränge bereits stark belastet sind und wie viel Kapazität in einer Ortsnetzstation noch frei ist.

Die Zukunft per Zeitschieber erkunden

Auf dieser Basis legen Netzplanerinnen und Netzplaner fest, wie sich zum Beispiel Aufdach-PV, Wärmepumpen oder Ladepunkte in einzelnen Netzgebieten über die Zeit entwickeln sollen. Auch weitere Lasten und Erzeuger lassen sich skalieren und verorten. Verschiedene Pfade können direkt miteinander verglichen werden: konservativ, wahrscheinlich, ambitioniert oder geprägt durch kommunale Planungen.

Für jedes Szenario führt das System eine Lastflussberechnung durch. Mit einem Zeitschieber lässt sich dann auf der Karte verfolgen, wo sich Belastungen verändern und wann einzelne Assets kritische Zustände erreichen könnten. Die Detailtiefe reicht bis zu Kabelsträngen, Muffen und einzelnen Hausanschlüssen.

Aus Prognosen werden Asset-Strategien

Besonders wertvoll ist der Vergleich über die Szenarien hinweg. Ein Ortsnetztransformator, der in jedem Szenario kritisch wird, erfordert eine andere Entscheidung als einer, der nur bei einem sehr schnellen Hochlauf der Elektromobilität an seine Grenzen kommt. So können Netzbetreiber besser unterscheiden:

• Aufschiebbare Massnahmen: Diese lassen sich etwa über Schaltungen oder Flexibilitäten überbrücken.
• No-regret-Massnahmen: Diese sind in jedem Fall nötig. Das reicht von der Digitalisierung einer Ortsnetzstation über einen zusätzlichen Transformator bis zur Verstärkung oder zum Neubau eines Strangs.

Pilotprojekt bereits im Einsatz

Bei einem mittelgrossen süddeutschen Verteilnetzbetreiber läuft bereits ein Pilotprojekt. Zu Beginn hat enersis die Szenarien auf Basis der gelieferten Parameter selbst erstellt und die Ergebnisse im Digitalen Zwilling visualisiert. Im nächsten Schritt geben die Planerinnen und Planer des Netzbetreibers ihre Annahmen selbst ein, etwa einen Wärmepumpen-Hochlauf mit 60 Prozent Wachstum im Jahr 2027. Berechnung und Darstellung laufen dann automatisch im Hintergrund.

Den vollständigen Artikel „Weniger Fragezeichen“ finden Sie im 50,2 Magazin, Ausgabe 05/2026.

Sie möchten sehen, wie szenariobasierte Netzplanung in Ihrem Netzgebiet aussehen könnte? Gerne.

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