Digital vernetzte Anlagen helfen, Energie effizient zu nutzen und Emissionen niedrig zu halten. iStock / anyaberkut
Mit dem Wärmeplanungsgesetz sind Städte und Gemeinden verpflichtet, bis 2026 beziehungsweise 2028 eine verbindliche Wärmeplanung vorzulegen: Sie soll zeigen, wo künftig Fernwärme, Wärmepumpen oder andere regenerative Lösungen volkswirtschaftlich sinnvoll sind und dadurch Investitionssicherheit für Bürger und Unternehmen schaffen. Die Ziele dahinter sind Klimaneutralität bis 2045, der Abbau der Importabhängigkeit bei fossilen Energien und die Notwendigkeit, Infrastrukturen koordiniert auszubauen. Sinnvoll wäre analog dazu eine Planung auch für den Stromsektor, denn kommunale Wärmepläne greifen besser, wenn Verteilnetz, Ladesäulen, Quartiers-PV und Speicher frühzeitig mitgedacht werden.
Zusammenspiel entscheidend
Aktuell kommt der Druck von zwei Seiten. So stehen Kommunen, Stadtwerke und Netzbetreiber vor Strukturwandel und Taktverdichtung zugleich: Die Erzeugung wandert durch Photovoltaik auf Dächern oder Quartiersspeicher in die Fläche, während die Nachfrage durch Elektrifizierung in die Höhe geht. Wärmepumpen ersetzen Kessel, E-Fahrzeuge kommen in großer Zahl hinzu und verschieben Lastspitzen in bislang ruhige Tageszeiten. Parallel altern Kabel, Stationen und Leittechnik, sodass Ertüchtigung und Neubau im Bestand erfolgen müssen und das bei knappen Budgets, Personalengpässen und engen Genehmigungsfenstern. Damit dieses Zusammenspiel gut funktioniert, braucht es klare Zuständigkeiten und Anreize, die Flexibilität belohnen.
Daten müssen fließen – und zwar rechtssicher, standardisiert und zweckgebunden.
Datennutzung stärken
Daraus folgt der nächste Schritt: Daten müssen fließen – und zwar rechtssicher, standardisiert und zweckgebunden. Wer Netze, Gebäude und Mobilität aufeinander abstimmen will, benötigt eine gemeinsame Datensprache und ein belastbares Mandat für den Zugang zu energierelevanten Informationen. Ein Impulspapier des Bundesministeriums für Digitales und Staatsmodernisierung setzt dafür den Rahmen mit „Data Access by Design“, Interoperabilität und wirksamem Datenschutz. Entscheidend ist die Umsetzung: Ein durchgängiger Datenpfad verknüpft Smart-Meter-Gateways, Messstellenbetrieb und Leitstellen, verdichtet Messwerte zu belastbaren Prognosen und ermöglicht eine Steuerung, die dort eingreift, wo sie den größten Effekt hat, nämlich bei Planung, Betrieb und Abrechnung. Kurz: Daten sind kein Beiprodukt, sie sind das Betriebssystem der neuen Energieinfrastruktur.
Netze liefern den Fahrplan
Die technische Übersetzung beginnt am Netz: Digitalisierte Umspannwerke und Ortsnetzstationen erfassen Betriebszustände in Echtzeit, speisen sie in Leitstellen und lernende Analytik ein und machen so vorausschauende Instandhaltung zur Routine. Intelligente Trafo-Sensorik, regelbare leistungselektronische Ortsnetztrafos und modular ausgerüstete Stationen mit Fernwirktechnik schaffen zusätzliche Aufnahmefähigkeit für PV, Wärmepumpen und Ladepunkte, ohne überall sofort neue Trassen bauen zu müssen. Im Zusammenspiel mit steuerbaren Lasten, flexiblen Tarifen und Aggregatoren entsteht ein Verteilnetz, das Spitzen glättet, Engpässe gezielt auflöst und Investitionen dorthin lenkt, wo sie die größte Wirkung entfalten.