Zwar fließt der Strom in Berlin in fast allen Haushalten wieder. Der Brandanschlag auf die Infrastruktur hat jedoch gezeigt, wie anfällig sie ist. Kabel, Brücken oder Übergabestationen lassen sich nicht vollständig schützen. Die entscheidende Frage lautet daher nicht, ob Technik Anschläge verhindern kann, sondern was sie leisten kann, um Schäden schneller zu erkennen, Ausfälle zu begrenzen und den Netzbetrieb im Ernstfall stabil zu halten.
Im Mittelpunkt stehen vier technische Ansätze: LiDAR-Sensorik, Drohnen, glasfaserbasierte DAS- und DTS-Systeme sowie Real-Time Thermal Rating (RTTR). Jede dieser Technologien funktioniert anders. Jede hat Stärken und unterschiedliche Grenzen.
LiDAR: Ein digitaler Wachposten für sensible Orte
LiDAR steht für "Light Detection and Ranging". Vereinfacht gesagt funktioniert die Technik wie ein sehr genauer Entfernungsmesser. Ein Sensor sendet kurze Laserimpulse aus. Das Licht wird von Objekten zurückgeworfen. Aus der Laufzeit berechnet das System, wo sich etwas befindet, wie groß es ist und ob es sich bewegt. Anders als Kameras erzeugt LiDAR keine Bilder. Es erstellt ein dreidimensionales Modell des Raums. Dadurch kann das System erkennen, ob sich eine Person einem geschützten Bereich nähert, einen Zaun übersteigt oder sich länger an einem sensiblen Ort aufhält. "LiDAR eignet sich vor allem für den Perimeterschutz sensibler Bereiche", sagt Andreas Bollu, Vice President Business Unit Security beim Hersteller Blickfeld. Die Auswertung erfolge direkt im Sensor, ohne bildbasierte Daten zu speichern.
Vorteile: LiDAR kann früh ansetzen. Es erkennt Annäherungen an Orte, an denen niemand sein sollte, noch bevor etwas beschädigt wird. Die Technik funktioniert auch nachts und bei schlechtem Licht. Weil keine Bilder entstehen, ist sie datenschutzrechtlich weniger problematisch als Videoüberwachung.
Grenzen: LiDAR kann niemanden aufhalten. Es kann nur melden, dass etwas passiert. Ohne Leitstelle, Sicherheitsdienst oder Polizei bleibt ein Alarm wirkungslos. Die Technik funktioniert nur mit freier Sicht. Wird ein Sensor verdeckt, schlägt er Alarm. Gleichzeitig kann er den Bereich nicht weiter überwachen. Zudem benötigt der Sensor eine gesicherte Stromversorgung.
Drohnen: Überblick aus der Luft, begrenzte Abschreckung
Drohnen gelten als flexible Helfer für die Überwachung und Inspektion von Infrastruktur. Sie können Leitungen, Brücken oder Anlagen aus der Luft erfassen und Informationen liefern, die vom Boden aus kaum zugänglich sind. Aus Sicht von Herstellern kann die sichtbare Präsenz von Drohnen zudem eine abschreckende Wirkung haben. Sie signalisiert, dass Anlagen überwacht werden und unbemerkte Zugriffe erschwert sind. "Autonome Drohnensysteme ermöglichen engmaschigere Kontrollen und eine schnellere Sichtbarkeit ungeplanter Ereignisse – ganz ohne permanente Vor-Ort-Personalbindung", sagt ein Sprecher des Drohnenherstellers Exabotix. Eine solche Abschreckung ersetzt allerdings keinen physischen Schutz.
Am Fraunhofer IMS wird an drohnenbasiertem Monitoring gearbeitet. Anschläge ließen sich damit weder verhindern noch im Vorfeld erkennen. Ziel sei vielmehr die kontinuierliche Zustandsüberwachung, um Schäden schneller zu lokalisieren und Reparaturen besser zu planen.Drohnen fliegen festgelegte Routen ab und erfassen den Zustand von Bauwerken oder Trassen mit Kameras oder anderen Sensoren. In Forschungsprojekten wird auch daran gearbeitet, Drohnen direkt an Hochspannungsleitungen zu laden, um lange Strecken ohne Unterbrechung überwachen zu können.
Vorteile: Drohnen erreichen schwer zugängliche Orte. Sie liefern schnell Überblicksbilder und helfen Einsatzkräften, Schäden einzugrenzen. Autonome Systeme können regelmäßige Kontrollen durchführen und Personal entlasten.
Grenzen: Drohnen erkennen Sabotage bislang nicht im Vorfeld. Abschreckung ist kein verlässlicher Schutz. Wetter, rechtliche Vorgaben und organisatorischer Aufwand schränken den Einsatz ein. Für unterirdisch verlegte Kabel sind sie kaum geeignet.
DAS und DTS: Fühlen und Messen entlang der Leitung
Bei Distributed Acoustic Sensing (DAS) und Distributed Temperature Sensing (DTS) wird eine Glasfaser selbst zum Sensor. Man kann sich das wie ein sehr langes, empfindliches Messkabel vorstellen.
So funktioniert DAS: Die Glasfaser reagiert auf Erschütterungen. Schritte, Grabungen oder starke Vibrationen verändern das Lichtsignal in der Faser. Daraus lassen sich Aktivitäten entlang der Leitung ableiten.
So funktioniert DTS: Die Glasfaser misst Temperaturveränderungen. Wird ein Kabel ungewöhnlich warm, etwa durch Überlast oder Feuer, fällt das auf.
Beim Anbieter AP Sensing heißt es: "Mit DAS könnte man theoretisch vorab ein Eindringen erkennen – etwa Schritte, Klettern oder Hantieren. Diese Technologie wird bereits an tausenden Kilometern weltweit eingesetzt, etwa zur Erkennung von Grabungsaktivitäten oder Sabotage." Zur Temperaturüberwachung ergänzt das Unternehmen: "Binnen Sekunden kann ein Temperaturanstieg erkannt werden, sodass Einsatzkräfte alarmiert werden können, bevor Kabel ausfallen." Bei Kabelhersteller NKT Cables Group ist die Einschätzung zu ihrem Produkt vorsichtiger: "Normalerweise haben Mittelspannungskabel wie in Berlin keine optischen Fasern als Teil ihres Designs", heißt es dort. Zudem sei das Zeitfenster bei Bränden begrenzt: "Zwischen Beginn der Erwärmung und dem Ausfall des Kabels liegen oft nur Minuten."
Vorteile: DAS und DTS überwachen Leitungen kontinuierlich über große Distanzen. Schäden lassen sich sehr genau lokalisieren. Die Technik ist in Hochspannungsnetzen erprobt und kann frühe Hinweise auf ungewöhnliche Ereignisse liefern.
Grenzen: Im städtischen Verteilnetz ist der Einsatz häufig technisch oder praktisch eingeschränkt. Mittelspannungskabel verfügen oft nicht über integrierte Glasfasern. Verkehrsgeräusche und Vibrationen erschweren die akustische Auswertung vor allem bei einem akustischen Sensor wie DAS. Fehlalarme sind ein Thema. Ein rechtzeitiges Eingreifen vor einem Ausfall ist nicht immer möglich.
RTTR: Mehr Spielraum, wenn etwas schiefgeht
RTTR steht für "Real-Time Thermal Rating". Diese Technik hat mit Überwachung wenig zu tun. Sie hilft beim Betrieb des Netzes nach einem Schaden. So funktioniert RTTR: Stromleitungen dürfen nur so stark belastet werden, dass sie nicht zu heiß werden. Üblicherweise gelten feste Sicherheitswerte. RTTR misst stattdessen die tatsächliche Temperatur und die Umgebungsbedingungen. Daraus berechnet das System, wie viel Strom eine Leitung im jeweiligen Moment tragen kann.
Vorteile: Nach einem Ausfall können Netzbetreiber die verbliebenen Leitungen besser ausnutzen. Strom lässt sich gezielter umleiten. Das kann die Dauer von Ausfällen verkürzen.
Grenzen: RTTR erkennt keine Sabotage und meldet keine Gefahren. Es hilft ausschließlich im Betrieb nach einem Ereignis.
Was Netzbetreiber leisten können – und wo Technik an ihre Grenzen stößt
So unterschiedlich die technischen Ansätze sind, eines haben sie gemeinsam: Sie können gezielte Sabotageakte nicht verhindern. Darauf weist auch der Verband kommunaler Unternehmen (VKU). Ein Stromnetzbetreiber könne Brandanschläge oder andere gezielte Angriffe auf Kabel, Brücken oder Übergabestationen nicht vollständig verhindern, betont der Verband. Zwar sei das deutsche Energiesystem dezentral und redundant aufgebaut. Der Ausfall einzelner Komponenten führe daher nicht automatisch zu Versorgungsunterbrechungen. Gegen Angriffe mit hoher krimineller Energie biete jedoch auch diese Struktur keinen vollständigen Schutz.
Als problematisch bewertet der VKU zudem die derzeitigen Transparenz- und Offenlegungspflichten. Umfangreiche Standort- und Infrastrukturdaten seien öffentlich zugänglich. Diese Offenheit könne im Extremfall zur "Gebrauchsanweisung für Sabotage" werden. Der Verband fordert daher, sicherheitsrelevante Informationen künftig stärker zu schützen.
Die größten Hebel für Netzbetreiber sieht der VKU weniger in der technischen Prävention als in der strukturellen Resilienz des Systems, im professionellen Krisenmanagement und in der schnellen Wiederherstellung der Versorgung. Die sogenannte n-1-Auslegung der Netze sorgt dafür, dass der Ausfall eines Betriebsmittels nicht automatisch zu einem Blackout führt. Ergänzt werde dies durch Business-Continuity-Konzepte, regelmäßige Risikoanalysen und eingespielte Instandsetzungsprozesse.
Zugleich weist der Verband auf Unterschiede zwischen Netzebenen hin. In urbanen Verteilnetzen dominieren verkabelte Mittel- und Niederspannungsnetze, während ländliche Netze stärker von Freileitungen geprägt sind. Schutzmechanismen und technische Optionen seien entsprechend unterschiedlich verteilt. Hinzu komme eine fragmentierte Zuständigkeit zwischen Bund und Ländern, die den Vollzug zusätzlicher Schutzmaßnahmen erschwere.
Aus Sicht des VKU ist deshalb eine klare Verantwortungsteilung zwischen Staat und Betreibern notwendig. Der Schutz kritischer Infrastruktur sei keine rein betriebliche Aufgabe. Er erfordere verlässliche politische Rahmenbedingungen, eine rechtssichere Abgrenzung von Betreiberpflichten und eine tragfähige Refinanzierung von Resilienzmaßnahmen.
Technik allein reicht nicht aus
"Hunderttausende Kilometer Energienetze lassen sich nicht rund um die Uhr lückenlos schützen", bestätigt auch Kerstin Andreae, Vorsitzende der Hauptgeschäftsführung des BDEW. Eine hundertprozentige Sicherheit gebe es nicht. Entscheidend seien deshalb Resilienz, schnelles Krisenmanagement und die Fähigkeit, die Versorgung nach Störungen zügig wiederherzustellen. Netzbetreiber seien hier bereits gut aufgestellt. Gleichzeitig brauche es klare gesetzliche Rahmenbedingungen und eine regulatorische Anerkennung der dafür notwendigen Investitionen. Die Frage, wie viel Sicherheit eine Gesellschaft wolle – und zu welchem Preis –, lasse sich letztlich nicht allein technisch beantworten.
