Nach dem mehrtägigen Stromausfall in Teilen Berlins ist die Frage nach der Stabilität der Stromversorgung wieder stärker in den Fokus gerückt. Auch wenn solche Ereignisse Ausnahmen bleiben, verdeutlichen sie die Herausforderungen eines Stromsystems, das sich mitten im größten Umbau seiner Geschichte befindet. Darauf weist das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE (VDE FNN) in seiner aktuellen Roadmap 2025 "Vom Netz zum System" hin.
Zwar gehört das deutsche Stromsystem weiterhin zu den zuverlässigsten weltweit: Laut Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik des VDE FNN lag die durchschnittliche Unterbrechungsdauer 2024 bei 12,9 Minuten pro Kunde, was einer Verfügbarkeit von 99,998 Prozent entspricht. Jedoch kommt es laut einer Untersuchung der Deutschen Industrie- und Handelskammer (DIHK) von Anfang 2025 inzwischen häufiger zu kurzzeitigen Unterbrechungen.
Zudem erhöhen der massive Ausbau erneuerbarer Energien, die zunehmende Elektrifizierung von Wärme und Mobilität sowie die Digitalisierung der Netze den Druck auf Übertragungs- und Verteilnetze. "Wir bauen derzeit bei laufendem Betrieb die größte Maschine der Welt um", bringt es VDE-FNN-Vorstandsvorsitzender Joachim Kabs in einer Mitteilung auf den Punkt. Dafür brauche es jedoch klare Leitplanken und eine enge Verzahnung von Technik, Markt und Ordnungsrahmen.
Vom Netz zum System: Neue Anforderungen an die Stabilität
Kern der aktuellen Debatte ist die Systemstabilität in einem Energiesystem, das perspektivisch ohne konventionelle Großkraftwerke auskommen soll. Erneuerbare Erzeugungsanlagen, Speicher und flexible Verbraucher müssen nicht nur Energie liefern, sondern zunehmend auch systemstützende Funktionen übernehmen – etwa Frequenz- und Spannungsstabilisierung.
Die Roadmap Systemstabilität des Bundeswirtschaftsministeriums sieht seit 2023 ein stabiles Stromsystem auch bei 100 Prozent erneuerbarer Erzeugung vor. VDE FNN arbeitet daran, die dafür nötigen technischen Mindestanforderungen, etwa an netzbildende Eigenschaften von Anlagen, zu definieren und in die Praxis zu überführen.
Ein zentrales Instrument sind dabei die sogenannten Technischen Anschlussregeln (TAR). Sie legen fest, welche Anforderungen Erzeuger, Speicher, Wärmepumpen oder Ladeinfrastruktur am Netzanschlusspunkt erfüllen müssen. Aus Sicht der Branchenexperten stoßen diese Regelwerke jedoch zunehmend an Grenzen, solange der europäische Rahmen unklar bleibt.
Regulierungslücken und politische Hebel
Kritisch sieht der Verband insbesondere die Verzögerung bei der Überarbeitung der europäischen Connection Network Codes (CNC 2.0). Die EU-Kommission habe diese Arbeiten depriorisiert, ohne einen neuen Zeitplan zu benennen. "Damit fehlt ein zentraler Baustein für eine stabile und harmonisierte Stromversorgung auf Basis erneuerbarer Energien in Europa", warnt VDE-FNN-Geschäftsführerin Heike Kerber. Auch der Network Code Demand Response, der wichtige Markt- und Prozessregeln für die Einbindung von Kundenflexibilität festlegen soll, verzögert sich dadurch.
Aus Sicht des VDE FNN sind hier klare politische Entscheidungen gefragt. Übergangsweise prüft der Verband, wie sich erwartete europäische Anforderungen national umsetzen lassen. Langfristig brauche es jedoch verlässliche europäische Vorgaben, um Investitionen in Netze, Anlagen und Systemdienstleistungen abzusichern.
Digitalisierung und Flexibilität als Schlüssel
Ein weiterer Hebel für mehr Netz- und Systemsicherheit liegt in der Digitalisierung, vorwiegend im Rollout intelligenter Messsysteme. Diese sollen künftig rund 23 Millionen Endkunden betreffen und ermöglichen es Netzbetreibern, flexible Anlagen im Niederspannungsnetz gezielt zu steuern. Das gilt als zentral, um Engpässe zu vermeiden und die Versorgungssicherheit zu gewährleisten – ein Thema, das auch im Zusammenhang mit der netzdienlichen Steuerbarkeit von Wärmepumpen und Ladeeinrichtungen nach § 14a EnWG eine Rolle spielt.
Die technischen Regelsetzer von VDE FNN fordern daher, die bislang getrennten Regelungen für Erzeugung und Verbrauch stärker am Netzanschlusspunkt zusammenzuführen. Die Steuerung nach § 14a EnWG und § 9 EEG müsse technisch und prozessual integriert gedacht werden. Gleichzeitig gewinnt die Cybersicherheit an Bedeutung: Millionen privater Kundenanlagen werden in der Summe systemkritisch und müssen vom Backend bis zum Smart Meter gegen Angriffe geschützt werden.
Netzbetrieb der Zukunft: Resilienz stärken
Nicht zuletzt rückt der operative Netzbetrieb stärker in den Fokus. Die Volatilität im System nimmt zu, insbesondere in den Verteilnetzen. Netzleitstellen müssen die aktuelle Netzsituation jederzeit bewerten können, um bei Störungen oder Gefährdungen gemäß § 13 und § 14 EnWG schnell zu reagieren. Gemeinsame Resilienzkonzepte, regelmäßige Überprüfung von Primär- und Sekundärtechnik sowie ein weiterentwickeltes Krisen- und Risikomanagement – auch vor dem Hintergrund des KRITIS-Dachgesetzes – gelten als Voraussetzung für ein robustes Energiesystem.
Der jüngste Stromausfall in Berlin zeigt aus Sicht vieler Branchenvertreter, wie wichtig diese Themen sind. Auch wenn die Ursachen im Einzelfall unterschiedlich sein können, macht das Ereignis deutlich, dass Versorgungssicherheit kein Selbstläufer ist. VDE FNN sieht seine Rolle darin, technische Orientierung zu geben und die Brücke zwischen Praxis, Regulierung und Politik zu schlagen. "Eine zuverlässige Energieversorgung auf Grundlage erneuerbarer Energien sicherzustellen, muss unser gemeinsames Ziel bleiben", so Kabs.
