Von Stephanie Gust
Ende 2026 müssen alle Netzbetreiber in der Lage sein, Verbraucher und Einspeiser bei Netzengpässen zu steuern. Das Datum rückt näher, doch die Ausgangslage könnte unterschiedlicher nicht sein: Während große Konzerne bereits umfangreiche Digitalisierungsprojekte vorantreiben, stehen viele kleine Netzbetreiber noch am Anfang.
"Die kleinen Netzbetreiber sehen dieselben regulatorischen und gesetzlichen Anforderungen wie die großen, haben aber deutlich kleinere Teams, weniger finanzielle Mittel und Ressourcen", erklärt Lara Antoinette Lapotnikoff von Envelio die Herausforderung.
Das Dilemma der langen Entscheidungswege
Die Folgen zeigen sich bereits heute im Markt: Kleinere Netzbetreiber sind "deutlich länger im Auswahlprozess unterwegs", so Lapotnikoff. Der Grund ist nachvollziehbar: "Kleinere Netzbetreiber wollen sich besser absichern, dass sie das richtige Tool auswählen, weil sie eben nicht die Mittel haben, zwei Jahre später noch mal ein neues Tool einzuführen."
Doch diese Vorsicht hat ihren Preis: Während der Entscheidungsfindung bleiben wertvolle Synergieeffekte ungenutzt. Viele konzentrieren sich ausschließlich auf die regulatorischen Mindestanforderungen und übersehen, welche zusätzlichen Vorteile sich aus modernen Digitalisierungslösungen ziehen lassen.
Datenqualität: das Fundament für alles Weitere
Ein zentraler Erfolgsfaktor wird dabei oft unterschätzt: die Datenqualität. "Im Kern steht immer die Datenqualität als zentrales Element", betont die Envelio-Expertin. Ohne saubere, aktuelle Daten sei weder eine verlässliche Anschlussprüfung noch eine automatisierte Netzsteuerung möglich.
Doch wer einmal mit der systematischen Datenbereinigung beginne, erziele zugleich positive Effekte in anderen Bereichen. "Alle anderen Abteilungen, die zum Beispiel die Daten aus dem ERP-System oder aus dem GIS-System nutzen, profitieren direkt davon, sobald man diese Fehler und Inkonsistenzen erkennt und in den Quellsystemen behebt." Die Investition in bessere Datenqualität zahle sich also mehrfach aus.
"Es ist sehr wichtig, frühzeitig zu starten. Denn es ist ein Prozess, der niemals zu 100 Prozent abgeschlossen sein wird", so Lapotnikoff. Gerade bei der kommenden Netzsteuerung können falsche Daten gravierende Folgen haben: "Wenn man auf Basis von falschen Daten ins Netzgeschehen eingreifen würde, hätte das tiefgreifende Effekte."
Modularer Einstieg statt Big-Bang-Ansatz
Moderne Plattformen wie die Intelligent Grid Platform (IGP) von Envelio sind modular aufgebaut. "Ich muss als kleiner Netzbetreiber nicht direkt das große Gesamtpaket kaufen, sondern kann erst einmal ausgewählte, priorisierte Anwendungsfälle automatisieren", erläutert Lapotnikoff das Konzept.
Hat man einmal den digitalen Zwilling des Netzes aufgebaut und die Datenqualität verbessert, lassen sich ihr zufolge weitere Module schnell und kostengünstig ergänzen. "Das hat den Vorteil, dass man auf der bereits vorhandenen Datenbasis aufsetzt und sie sich sehr schnell einführen lassen."
Die Praxis zeige: Ein typisches Onboarding-Projekt dauere etwa sechs Monate, bei sehr guter Ausgangsdatenqualität auch weniger. "Wir sehen Netzbetreiber, die eine sehr gute Datenqualität haben – da konnten wir das Onboarding-Projekt in wenigen Monaten abschließen."
Von der Planung zur Steuerung in sieben bis neun Monaten
Wer bereits ein Netzmodell im Bereich der Netzplanung nutzt, könne relativ schnell zur Netzsteuerung erweitern. Bestimmte Schritte lassen sich parallelisieren: "Sobald das Netzmodell in Version 1.0 aufgebaut ist, kann man bereits damit starten, die Messdaten zu integrieren und die Schnittstelle zum Messstellenbetreiber aufzusetzen." Insgesamt rechnet sie bei Neukunden mit "typischerweise sieben bis neun Monaten, bis man zum Steuern kommt".
Pilotprojekte zeigen: Es funktioniert bereits
"Wir haben in allen Pilotprojekten erfolgreich den End-zu-End-Durchstich zeigen können", berichtet Lapotnikoff. Bei Netzbetreibern wie den Eon-Töchtern Avacon, Edis, Syna GmbH, Bayernwerk AG und Schleswig-Holstein Netz wurde die komplette Kette getestet und aktiviert – vom digitalen Netzmodell über die Engpasserkennung bis hin zum erfolgreichen Auslösen des Steuerbefehls an Ladesäulen oder Wärmepumpen.
"In einigen Pilotprojekten haben wir gezeigt, wie die Ladesäule die Dimmung vorgenommen hat und das Auto langsamer geladen wurde." Der Durchstich vom System bis zur tatsächlichen Leistungsreduzierung funktionierte bereits.
Besonders ermutigend: Auch kleinere Netzbetreiber zeigen, dass der schrittweise Ansatz funktioniert. Die Kommunalen Energienetze Inn-Salzach etwa berichteten in einem Webinar, dass bereits ein bis zwei Wochen nach Projektbeginn ein erstes virtuelles Netz zur Verfügung gestanden habe. Nach sieben Monaten sei daraus ein rechenfähiges, digitales Netzmodell geworden, das der Netzbetreiber täglich nutze. Von Vorteil sei vor allem die Zeitersparnis und dass für die Netzberechnung nur zwei Mitarbeiter notwendig seien. Letzteres wirke einem Personalengpass entgegen. "Es zeigt sich, dass kleine Netzbetreiber von Synergieeffekten profitieren, weil sie nicht mehr diese großen Implementierungsprojekte für einen digitalen Zwilling haben, sondern kleinere Erweiterungsprojekte."
Die praktischen Hürden: Infrastruktur und Zusammenspiel
Trotz der technischen Machbarkeit bleiben praktische Herausforderungen beim Thema Steuern. "Intelligente Messsysteme und Steuerboxen sind noch nicht sehr stark in Deutschland verbreitet", stellt Lapotnikoff fest. Für Pilotprojekte braucht es die komplette Infrastrukturkette: steuerbare Verbrauchseinheiten, zertifizierte Steuerboxen, intelligente Messsysteme und funktionierende Schnittstellen zu den Messstellenbetreibern.
Immerhin: Die Standardisierung durch die BDEW-API mache das Zusammenspiel verschiedener Akteure einfacher. "Unsere Erfahrungen in den Projekten zeigen: Jeder orientiert sich an diesem Standard, und dieser wird auch im Markt umgesetzt."
Ein oft unterschätzter Aspekt ist die menschliche Komponente. "Gerade in der Niederspannung kann niemand Tausende oder gar Millionen von Anlagen manuell steuern – das muss voll automatisiert erfolgen", macht Lapotnikoff deutlich. Entscheidend sei dabei das Vertrauen in die Technik: "Die Anwender müssen sehen, dass das System zuverlässig arbeitet und sie sich darauf verlassen können. Die Netzbetreiber sollten ihre Teams daher schon in frühen Projektphasen einbeziehen, um die Akzeptanz sicherzustellen."
Optimistischer Ausblick auf 2026
Trotz aller Herausforderungen ist Lapotnikoff zuversichtlich: "Wir versuchen, durch Aufklärungsarbeit zu einem besseren Verständnis von § 14a EnWG und § 9 EEG beizutragen. In unseren Webinaren dazu stellen wir fest, dass sich in diesem Jahr sehr viele Netzbetreiber mit dem Thema Steuern beschäftigen. Viele berichten von gestarteten Pilotprojekten oder laufenden Ausschreibungen." Im Gegensatz zu 2024, als viele noch abwarteten, seien nun die meisten aktiv geworden. Neben dem Steuern erkennen mittlerweile auch alle die Relevanz für digitale, rechenfähige Netzmodelle und es entsteht Bewegung auch ohne den regulatorischen Druck.
Ihre Prognose: "Bis Ende 2026 werden auf jeden Fall die ersten erfolgreichen Steuerungstests durchgeführt." Auch wenn nicht alle Netzbetreiber bis dahin vollständig ausgerollt haben werden, sieht sie die Branche auf einem guten Weg.
