Modernisierung des deutschen Stromnetzes durch Fernüberwachung und Digitalisierung

Digitalisierung des Stromnetzes: Deutschlands Weg zur Modernisierung durch Fernüberwachung

Die deutsche Energiewende, gekennzeichnet durch den raschen Ausbau dezentraler erneuerbarer Energien und die zunehmende Elektrifizierung von Sektoren wie Verkehr und Wärme, stellt das Stromnetz vor grundlegende Herausforderungen. Die Transformation von einem zentralisierten System mit unidirektionalen Energieflüssen hin zu einem komplexen Netzwerk, in dem Verbraucher auch zu Erzeugern werden, erfordert eine umfassende Modernisierung der Infrastruktur. Ein zentraler Baustein dieser Modernisierung ist die Fernüberwachung und -steuerung des Stromnetzes, insbesondere auf Verteilnetzebene.

Die Notwendigkeit der Netzmodernisierung

Die Integration von Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen und Ladepunkten für Elektrofahrzeuge hat die Rolle der Akteure im Stromnetz grundlegend verändert. Die Betriebskomplexität von Mittel- und Niederspannungsnetzen steigt, da dezentrale Erzeugungs- und Verbrauchseinheiten ein dynamisches Management erfordern. Während Länder wie Frankreich frühzeitig auf Smart Metering setzten, um ihre Netzsteuerung zu modernisieren, prägt in Deutschland die dezentrale Struktur der Energiewirtschaft den Modernisierungspfad. Eine national einheitliche Smart-Meter-Einführung war hier weniger praktikabel, stattdessen wurden regulatorische Rahmenbedingungen geschaffen, die auf die fragmentierte Marktstruktur und den Trend zur Eigenversorgung mit erneuerbaren Energien zugeschnitten sind.

Regulatorische Impulse und Marktentwicklung

Ein wesentlicher Treiber dieser Entwicklung ist die seit dem 1. Januar 2024 geltende Reform des § 14a des deutschen Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Diese Vorschrift verlangt, dass bestimmte Energiegeräte fernsteuerbar sein müssen, wobei neue Hardware bis zum 1. Januar 2029 vollständig konform sein muss. Dies schafft eine nachhaltige Nachfrage nach Systemen, die eine Regelung und Fernsteuerung von Niederspannungsnetzen ermöglichen. Telecontrol-Technologien erlauben es den Verteilnetzbetreibern, die Netzstabilität unter variablen Lastbedingungen aufrechtzuerhalten und erneuerbare Erzeugungsanlagen jeder Größenordnung, vom einzelnen Haushalt bis zur Großanlage, zu steuern. Die Anbindung dieser Technologien auf Verteilnetzebene hat einen wettbewerbsintensiven Markt unter Anbietern entstehen lassen.

Ein Beispiel für diese Marktdynamik ist LACROIX. Das Smart Grids Business Unit des Unternehmens verzeichnete zwischen 2020 und 2025 ein Wachstum von 54 %, wobei der Umsatz im Jahr 2025 um 20 % auf 34 Millionen Euro stieg. Der deutsche Markt war dabei ein Hauptwachstumstreiber. Im zweiten Quartal 2025 führte die deutsche Tochtergesellschaft von LACROIX die neueste Generation ihrer Fernmanagementeinheiten der Serie 5X ein, die mit einer aktualisierten Software ausgestattet ist und den deutschen Gesetzesstandards entspricht. Das Unternehmen berichtet, dass die Verkaufszahlen seit der Einführung die der Vorgängergeneration zwischen 2015 und 2020 übertroffen haben. Nach eigenen Schätzungen wird der Markt für Ausrüstung von Mittel- und Niederspannungsumspannwerken in der DACH-Region (Deutschland, Österreich und Schweiz) in den kommenden Jahren ein zweistelliges jährliches Wachstum verzeichnen.

In diesem Segment konkurrieren etablierte Anbieter wie Siemens mit seinen SICAM-Telecontrol-Anwendungen und -Geräten sowie Sprecher Automation aus Österreich mit seinem SPRECON-E-Portfolio. Auch WAGO bietet mit seinem Grid Stabilizer eine kombinierte Überwachungs- und Unterstützungslösung an, die auf die Anforderungen des § 14a EnWG zugeschnitten ist. Zudem streben chinesische und japanische Hersteller, darunter Hitachi, eine Position in diesem Markt an.

Technologische Innovationen und Smart Grids

Die Digitalisierung des Stromnetzes ist nicht nur eine regulatorische Anforderung, sondern ein fundamentaler Schritt zur Schaffung eines „Smart Grid“. Ein Smart Grid ermöglicht einen bidirektionalen Fluss von Daten und Elektrizität und kann durch Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) dynamisch gesteuert werden. Dies umfasst die Vernetzung von Erzeugern, Verbrauchern, Speichern und Prosumern, um eine sichere Echtzeitsteuerung und -koordination zu gewährleisten.

Die Einführung von Smart Metern ist hierbei eine Schlüsseltechnologie. Sie erfassen den Verbrauch in Echtzeit und übermitteln ihn an die zuständigen Marktteilnehmer. In Deutschland ist der Smart-Meter-Rollout seit 2017 verpflichtend, wobei bis 2032 jeder Stromzähler digital sein soll. Smart Metering Systeme (iMSys) bestehen aus einem „modernen Messeinrichtung“ (mMe) und dessen Anbindung an ein Kommunikationsnetz über ein „Smart Meter Gateway“ (SMGW). Das SMGW fungiert als zentrale Kommunikationseinheit und ermöglicht die aktive Teilnahme von Verbrauchern und Prosumern am Marktgeschehen.

Trotz der klaren Vorteile gab es in Deutschland anfängliche Verzögerungen beim Smart-Meter-Rollout, insbesondere aufgrund hoher Anforderungen an die Sicherheit der Systeme. Dennoch ist die fortschreitende Digitalisierung, unterstützt durch Projekte wie SINTEG (Smart Energy Showcases – Digitale Agenda für die Energiewende), entscheidend für die Weiterentwicklung des Smart Grids. Diese Projekte haben Lösungen für ein erneuerbare-Energie-dominiertes System erprobt, um Umweltverträglichkeit, Versorgungssicherheit und wirtschaftliche Effizienz in Einklang zu bringen.

Herausforderungen und Lösungsansätze

Die Transformation zu einem Smart Grid birgt jedoch auch Herausforderungen:

• Komplexität der Netzplanung: Die dezentrale Einspeisung und der variable Verbrauch erfordern eine präzisere und dynamischere Netzplanung. Die bisherigen Planungsverfahren waren oft langsam und müssen beschleunigt werden.
• Koordination zwischen Netzbetreibern: Die Zusammenarbeit zwischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und Verteilnetzbetreibern (VNB) wird immer wichtiger. VNBs müssen ihre Rolle von reinen Stromverteilern zu aktiven Systemmanagern ausbauen, die Ströme und Flexibilität in Kooperation mit ÜNBs steuern.
• Integration flexibler Verbraucher und Speicher: Die Integration von Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen und Batteriespeichern ist entscheidend. Diese Technologien bieten großes Flexibilitätspotenzial, müssen aber intelligent gesteuert werden, um Netzüberlastungen zu vermeiden. Deutschland ist ein führender Markt für Heimspeicher, was zur Netzstabilität beitragen kann.
• Regulatorischer Rahmen: Die aktuellen Netzentgelte müssen reformiert werden, um Anreize für Flexibilität zu schaffen und die Kostenverteilung gerechter zu gestalten. Eine Neubeurteilung der Kostenallokation ist notwendig, um die Effizienz des Systems zu maximieren und gleichzeitig soziale Akzeptanz zu gewährleisten.
• Datenmanagement und Cybersicherheit: Die zunehmende Digitalisierung erfordert robuste Datenerfassung, -verarbeitung und -speicherung. Gleichzeitig müssen hohe Standards für Datensicherheit und Cybersicherheit gewährleistet werden, da das Energienetz eine kritische Infrastruktur darstellt.

Um diese Herausforderungen zu meistern, sind vielfältige Ansätze erforderlich. Dazu gehören:

• Harmonisierung der Netzplanung: Eine stärkere Koordination und einheitliche Szenarien zwischen VNBs und ÜNBs, wie sie in den Niederlanden und Deutschland teilweise praktiziert werden, sind notwendig.
• Förderung von Flexibilität: Die Integration von Flexibilität in die Netzplanung, beispielsweise durch die Berücksichtigung von Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen in Prognosen, ist entscheidend. Dänemark und Finnland zeigen hier beispielhafte Ansätze, indem sie Flexibilitätspotenziale in ihren Netzentwicklungsplänen berücksichtigen.
• Anreize für zukunftsorientierte Investitionen: Regulatorische Rahmenbedingungen müssen so angepasst werden, dass sie antizipatorische Investitionen fördern und VNBs in die Lage versetzen, ihre Netze proaktiv auf zukünftige Anforderungen vorzubereiten. Dänemark und Ungarn bieten hier interessante Modelle zur Berücksichtigung "grüner" Investitionen und höherer Kapazitäten bei erwarteter Nachfrage.
• Transparenz und Digitalisierung von Netzanschlussverfahren: Um Engpässe und lange Wartezeiten zu vermeiden, müssen die Prozesse für Netzanschlussanfragen transparenter, harmonisierter und digitalisierter werden. Estland und Frankreich zeigen mit ihren One-Stop-Shop-Lösungen und Online-Plattformen, wie dies effizient umgesetzt werden kann.
• Einsatz netzverbessernder Technologien (GETs): Technologien wie Dynamic Line Rating (DLR) oder Powerflow Control Devices können die Kapazität bestehender Leitungen erhöhen und teure Neubauten verzögern. Diese sollten systematisch in die Netzplanung integriert werden.

Ausblick

Die Modernisierung des deutschen Stromnetzes durch Fernüberwachung und Digitalisierung ist ein kontinuierlicher Prozess, der eine enge Zusammenarbeit zwischen allen Akteuren erfordert. Die Energiewende verlangt nicht nur technische Innovationen, sondern auch eine Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen und der operativen Prozesse. Die Erfahrungen aus Deutschland und anderen europäischen Ländern zeigen, dass ein proaktiver und integrierter Ansatz entscheidend ist, um die Herausforderungen zu bewältigen und die Chancen eines intelligenten und flexiblen Energiesystems optimal zu nutzen. Die Investitionen in die Netzinfrastruktur, die Förderung von Innovationen und die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren sind weiterhin zentrale Themen, um den Übergang zu einer klimaneutralen Energieversorgung erfolgreich zu gestalten.

Die zukünftige Entwicklung des deutschen Stromnetzes wird maßgeblich davon abhängen, wie schnell und effizient diese Anpassungen umgesetzt werden können. Die Digitalisierung des Netzes, die Nutzung von Smart Metern und die Einführung dynamischer Tarifmodelle sind dabei unerlässlich, um das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch sicherzustellen und Netzengpässe zu vermeiden.

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