25. September 2026
Die neue Systemkette:
Warum die Niederspannung jetzt steuerbar werden muss (Teil 1)
Warum Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und ihre Systeme enger zusammenarbeiten müssen
Die Energiewende verändert nicht nur die Art, wie Strom erzeugt wird. Sie verändert vor allem die Art, wo und von wem Strom erzeugt wird, und damit entwickelt sich ein neues Anforderungsprofil an die Verteilnetze. Über viele Jahrzehnte war die Aufgabe klar: Strom wurde überwiegend zentral erzeugt und über die Netze zu den Verbraucherinnen und Verbrauchern transportiert. Am Hausanschluss erfasste ein Zähler, wie viel elektrische Energie verbraucht wurde. Für Abrechnung und langfristige Netzplanung war diese Welt gut beherrschbar. Heute reicht dieses Bild allerdings nicht mehr aus, denn Wärmepumpen, Ladeeinrichtungen für Elektrofahrzeuge, Photovoltaikanlagen und Batteriespeicher verändern Lastflüsse und Einspeisung im Verteilnetz. Regulatorisch sind dabei unterschiedliche Steuerungsregime zu beachten: Für steuerbare Verbrauchseinrichtungen ist insbesondere § 14a EnWG relevant. Für Erzeugungsanlagen gelten daneben die Vorgaben des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, kurz EEG. Gerade in der Niederspannung, also in dem Netzbereich, an dem Haushalte, kleinere Gewerbebetriebe und viele dezentrale Anlagen angeschlossen sind, entstehen dadurch neue Herausforderungen.
Für den Netzbetrieb zählt daher nicht mehr nur, wie viel Kilowattstunden im Jahr verbraucht oder eingespeist werden. Entscheidend ist zunehmend, wo, wann und mit welcher Leistung dies geschieht. Genau deshalb entsteht eine neue Systemkette für die netzorientierte Steuerung.
Und damit willkommen zu unserer dreiteiligen Serie zum Thema Systemkette. Der hier vorgelegte erste Artikel beschreibt das große Bild: Warum die Niederspannung steuerbar werden muss und warum Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und ihre Systeme zusammenwachsen müssen.
Der zweite Artikel, im ENWIKO Oktober lesbar, geht einen Schritt tiefer. Er erklärt, wie Netzlokation, Marktlokation, Messlokation, technische Ressource, steuerbare Ressource und Steuereinrichtung zusammenhängen und warum die Netzlokations-ID zum zentralen Verbindungspunkt zwischen Netzmodell, Kundenanlage und Steuerweg wird.
Von der Abrechnungswelt zur Betriebswelt: Die bisherige Zählerwelt reicht nicht mehr aus
Die Veränderung ist nicht nur eine Frage zusätzlicher Anlagen. Sie ist vor allem eine Frage der Gleichzeitigkeit. Wenn an einem kalten Winterabend viele Wärmepumpen gleichzeitig arbeiten und zugleich zahlreiche Elektrofahrzeuge geladen werden, können innerhalb kurzer Zeit hohe Lasten in einem einzelnen Netzbereich entstehen. Für den Netzbetreiber zählt dann nicht der durchschnittliche Jahresverbrauch, sondern die aktuelle Leistung an einem konkret betroffenen Netzbereich.
Diese Situationen können sich schnell entwickeln und alle Prozesse müssen, wie Zahnräder ineinandergreifen. Deshalb sollte die neue Systemkette, also das Zusammenspiel von Daten, Systemen, Zuständigkeiten und Technik vom Netz bis zur steuerbaren Anlage, nicht nur vollständig, sondern auch zuverlässig und weitgehend automatisiert funktionieren. Eine Entscheidung darf nicht an fehlenden Daten, unerreichbarer Steuertechnik oder unklaren Zuständigkeiten scheitern.
Ein traditionell verbauter Ferrariszähler war für die bisherige Aufgabe richtig und zuverlässig. Er erfasst die entnommene elektrische Arbeit, also die verbrauchten Kilowattstunden. Diese Information bleibt für Abrechnung und Energiebilanzierung wichtig.
Für die moderne Netzführung genügt sie jedoch nicht mehr allein. Ein klassischer Zähler kann nicht beantworten:
- Ist ein bestimmter Ortsnetztransformator aktuell stark belastet?
- Laden an einem Niederspannungsabgang viele Elektrofahrzeuge gleichzeitig?
- Welche Wärmepumpen, Ladeeinrichtungen oder Speicher liegen hinter den betroffenen Hausanschlüssen?
- Welche dieser Anlagen können ihre Leistung im Bedarfsfall zeitlich begrenzt anpassen?
- Über welchen technischen Weg kann die jeweilige Anlage erreicht werden?
- Ist dieser Steuerweg aktuell verfügbar?
- Hat die Maßnahme die erwartete Entlastung im Netz bewirkt?
Die frühere Welt war deshalb vor allem eine Abrechnungswelt. Die neue Welt muss zusätzlich eine Betriebswelt werden: Netzsituationen erkennen, Risiken bewerten, geeignete Anlagen identifizieren, Maßnahmen umsetzen und ihre Wirkung beobachten.
Warum die Niederspannung in den Mittelpunkt rückt
Die Belastung im Niederspannungsnetz kann sich heute sehr schnell verändern. Ein typischer Abend in einem Wohngebiet zeigt dies beispielhaft:
- Viele Menschen kommen nach Hause und schließen ihre Elektrofahrzeuge an.
- Wärmepumpen arbeiten gleichzeitig bei kalten Temperaturen mit höherer Leistung.
- Batteriespeicher laden oder entladen.
- Die Stromerzeugung aus Photovoltaikanlagen sinkt mit dem Sonnenuntergang.
Dann können einzelne Kabel, Niederspannungsabgänge oder Ortsnetztransformatoren stark belastet werden, selbst wenn der Jahresverbrauch im Gebiet insgesamt unauffällig ist. Das Problem ist also nicht zwingend die gesamte Energiemenge. Es ist häufig die Gleichzeitigkeit der Leistung an einem konkreten Ort im Netz.
Genau darin liegt die neue Herausforderung für die Netzführung: Kritische Situationen können örtlich begrenzt sein und sich schnell entwickeln. Ein einzelner Ortsnetztransformator, ein Niederspannungsabgang oder ein Kabelabschnitt kann betroffen sein, während das übrige Netz unauffällig arbeitet. Hier kommt die Steuerung ins Spiel. Sie muss gezielt, automatisiert und mit einer durchgängigen technischen Rückmeldung erfolgen, um als letzte Instanz örtlich sehr gezielt Anlagen zu dimmen.
Mit dem Übergang zum netzorientierten Steuern zum 01.01.2029 steigt der Druck, Steuerungsprozesse technisch und organisatorisch durchgängig vorzubereiten. Gemeint ist damit keine pauschale oder dauerhafte Abschaltung von Anlagen. Es geht um eine zeitlich begrenzte, nachvollziehbare Maßnahme, wenn im Netz tatsächlich ein kritischer Zustand droht oder besteht.
Das erhöht den Handlungsdruck, denn bis zu diesem Datum müssen Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und ihre Systeme in der Lage sein, die gesamte Kette ohne manuelle Zwischenschritte zuverlässig zu unterstützen.
Der Netzausbau bleibt dabei unverzichtbar. Neue Leitungen, leistungsfähigere Transformatoren und zusätzliche Stationen werden weiterhin benötigt. Steuerung ist kein Ersatz für Ausbau. Sie ist ein zusätzliches Werkzeug, um örtliche und zeitlich begrenzte Engpässe sicher zu bewirtschaften. Dies darf es nur in einem sehr klaren typisierenden Seminar.
Kurze Übersicht zu den beteiligten Bereichen und der wesentlichen Aufgabe:
Beteiligter Bereich
Wesentliche Aufgabe
Netzbetreiber
Verantwortet die Netzsicherheit. Er legt Steuerstrategie, Regeln, Grenzen und Prioritäten fest und verantwortet die Bewertung der Netzwirkung.
Netzleitsystem
Erkennt kritische Netzzustände, bewertet Handlungsoptionen, erzeugt Steueranweisungen nach den vorgegebenen Regeln und verarbeitet Rückmeldungen.
Messstellenbetreiber
Stellt Mess- und Steuertechnik sowie den technischen Kommunikationsweg in seinem Zuständigkeitsbereich bereit und verarbeitet die Steueranweisung prozessual.
Anschlussnutzer oder Anlagenbetreiber
Stellt die Anlage und die erforderliche technische Ausstattung in der Kundenanlage bereit.
Geoinformationssystem und Netzdokumentation
Beschreiben, wie Stationen, Transformatoren, Kabel, Niederspannungsabgänge und Hausanschlüsse im Netz verbunden sind.
Netzanschlussmanagement und Stammdatensysteme
Führen Informationen zu Hausanschlüssen, Anlagen, Leistungen, Gültigkeitszeiträumen und Änderungen.
Marktkommunikation und Messstellenbetriebs-Systeme
Führen die Marktobjekte, Zuordnungen und Informationen zum Mess- und Steuerweg.
Für die netzfachliche Entscheidung und die Bewertung der Netzwirkung trägt der Netzbetreiber die Verantwortung. Für Mess- und Steuertechnik in seinem Zuständigkeitsbereich trägt der Messstellenbetreiber Verantwortung.
Warum Netzbetreiber netzführungsfähige Systeme benötigen
- Ein Netzleitsystem, kurz NLS, unterstützt den Netzbetreiber bei der Überwachung und Führung des Stromnetzes. Es verarbeitet Netzmodelle, Messwerte und Betriebszustände. Damit kann es beispielsweise erkennen, dass ein Transformator oder ein Niederspannungsabgang kritisch belastet ist.
- Das Netzleitsystem beantwortet zunächst die Frage:
Wo muss im Netz gehandelt werden? - Damit daraus eine wirksame Maßnahme wird, muss es aber zusätzlich wissen:
– Welche Hausanschlüsse liegen im betroffenen Netzbereich?
– Welche Anlagen befinden sich hinter diesen Anschlüssen?
– Welche Anlagen sind grundsätzlich steuerbar?
– Welche Leistung kann voraussichtlich beeinflusst werden?
– Welcher Messstellenbetreiber ist zuständig?
– Ist der technische Steuerweg verfügbar?
– Welche Rückmeldung liegt zur Umsetzung vor?
Ein Netzleitsystem allein steuert also noch keine Anlage. Es erkennt den Bedarf und unterstützt die Entscheidung. Die tatsächliche Steuerung wird erst durch eine vollständige Systemkette möglich.
Die Steuerkette
Die Systemkette verbindet das Stromnetz mit der Anlage beim Anschlussnutzer. Sie besteht nicht nur aus Technik, sondern auch aus Daten, klaren Zuständigkeiten und abgestimmten Prozessen.
Voraussetzung: Der Steuerweg ist zuvor eingerichtet, zugeordnet und verfügbar. Netzlokation, Anlage, Steuerbarkeit und Steuertechnik sind bekannt.
Die Darstellung zeigt: Netzorientierte Steuerung ist eine Ende-zu-Ende-Aufgabe. Sie funktioniert nur, wenn Netzführung, Netzmodell, Anschluss- und Anlagendaten, Marktkommunikation, Messstellenbetrieb und technische Steuerung durchgängig zusammenwirken. Bildquelle: Eigene Abbildung
Warum die Systemkette mehr ist als ein Technikprojekt
Viele Netzbetreiber wählen derzeit ein Netzleitsystem aus oder erweitern ihre vorhandene Netzführung. Das ist notwendig, reicht aber allein nicht aus.
Ein Netzleitsystem kann nur so zuverlässig arbeiten wie die Daten und technischen Verbindungen, auf die es zugreift. Es benötigt deshalb eine abgestimmte Sicht auf:
- Das Netzmodell und die Netzdokumentation,
- Hausanschlüsse und technische Anlagen,
- Mess- und Marktobjekte,
- steuerbare Anlagen und ihre Leistungsgrenzen,
- den zuständigen Messstellenbetreiber,
- den aktuellen Zustand des technischen Steuerwegs.
- Die Systeme dürfen nicht nur nebeneinander bestehen. Sie müssen dieselbe reale Situation eindeutig beschreiben.
Das Geoinformationssystem muss beispielsweise erkennen lassen, an welchem Transformator und Niederspannungsabgang ein Hausanschluss liegt. Das Netzanschlussmanagement muss die angeschlossenen Anlagen und ihre Leistungsdaten führen. Der Messstellenbetrieb muss den Steuerweg der Anlage zuordnen können. Das Netzleitsystem muss diese Informationen zusammenführen, um aus einem Engpass eine gezielte und automatisierte Maßnahme abzuleiten.
Ab 2029 steigt die Anforderung zusätzlich: Die netzorientierte Steuerung muss vollautomatisiert erfolgen. Das setzt voraus, dass nicht nur einzelne Schnittstellen funktionieren. Die gesamte Kette muss vom Netzereignis bis zur Rückmeldung verlässlich durchlaufen.
Datenqualität ist eine Voraussetzung für sichere Steuerung
Datenqualität ist in der neuen Systemkette kein Nebenthema der Informationstechnik. Sie wird zu einer Voraussetzung für einen sicheren Netzbetrieb.
Eine Steuerung kann nur dann gezielt erfolgen, wenn die Daten vollständig, aktuell und widerspruchsfrei sind. Das betrifft insbesondere:
- Die Zuordnung eines Hausanschlusses zum aktuellen Netzbereich,
- die Netzlokations-ID,
- die Art und Nennleistung der angeschlossenen Anlagen,
- die Zuordnung einer technischen Anlage zu einer steuerbaren Ressource,
- den zuständigen Messstellenbetreiber,
- den Status von Smart-Meter-Gateway, Kommunikationskanal und Steuereinrichtung,
- die zeitliche Gültigkeit aller Zuordnungen.
Fehlt eine dieser Informationen oder widersprechen sich die Daten verschiedener Systeme, kann das Netzleitsystem keine belastbare Entscheidung treffen. Es besteht dann das Risiko, dass eine geeignete Anlage nicht berücksichtigt wird, eine nicht erreichbare Anlage ausgewählt wird oder die erwartete Entlastung ausbleibt.
Transformation im laufenden Betrieb
Wettbewerbliche Messstellenbetreiber können neue Mess- und Steuerlösungen häufig mit einer vergleichsweise schlanken Systemlandschaft aufbauen. Sie haben oft weniger historisch gewachsene Anwendungen, weniger individuelle Schnittstellen und einen stärkeren Fokus auf digitale Mess- und Steuerleistungen.
Verteilnetzbetreiber und grundzuständige Messstellenbetreiber stehen vor einer anderen Aufgabe. Sie müssen die neue Welt aufbauen, während die bestehende Welt sicher weiter funktionieren muss. Dazu gehören insbesondere:
- Große Bestände an Zählern und unterschiedlichen Messkonzepten,
- bestehende Abrechnungs- und Marktprozesse,
- historisch gewachsene kaufmännische und technische Systeme,
- viele individuelle Anschluss- und Anlagenkonstellationen,
- unvollständige oder unterschiedlich gepflegte Datenbestände,
- hohe Anforderungen an Versorgungssicherheit und Verfügbarkeit.
Die Herausforderung besteht deshalb nicht nur darin, neue Technik einzuführen. Es geht darum, Daten, Prozesse, Organisation und Systeme im laufenden Betrieb weiterzuentwickeln.
Dabei entsteht auch eine wirtschaftliche Aufgabe. Die erforderlichen Investitionen in Mess- und Steuertechnik, Datenqualität, Schnittstellen und Betrieb müssen langfristig tragfähig sein. Grundzuständige Messstellenbetreiber und Verteilnetzbetreiber benötigen deshalb eine Zielarchitektur, die nicht nur regulatorische Pflichten erfüllt, sondern auch spätere zusätzliche Leistungen und Produkte technisch ermöglicht.
Eine Architektur, die Veränderungen übersteht
Bei der Gestaltung der Systemlandschaft sollte nicht jede Verbindung als individuelle Einzellösung gebaut werden. Sinnvoller ist eine gemeinsame Integrationsschicht zwischen den führenden Quellsystemen und dem Netzleitsystem.
Die Integrationsschicht ist dabei nicht zwingend ein neues führendes Fachsystem. Sie kann Daten zusammenführen, prüfen, zeitlich einordnen und in einer einheitlichen Struktur für die Netzführung bereitstellen. Das ist auch bei einem möglichen Wechsel der kaufmännischen Unternehmenssoftware wichtig. Wird zum Beispiel ein bestehendes SAP R/3 später durch SAP S/4HANA ersetzt, sollte nicht das Netzleitsystem vollständig neu angebunden werden müssen. Die fachliche Schnittstelle zum Netzleitsystem sollte möglichst stabil bleiben.
Für die Instandhaltung ist die Bezeichnung SAP Plant Maintenance im bisherigen SAP-Umfeld üblich. Im Zielbild von SAP S/4HANA wird in der Regel von SAP S/4HANA Asset Management gesprochen. Entscheidend ist jedoch nicht der Produktname, sondern dass Anlagen-, Netz- und Instandhaltungsdaten eindeutig in die Systemkette eingebunden werden.
Die Energiewende macht das Niederspannungsnetz dynamischer. Die Herausforderung besteht nicht mehr nur darin, Energie zu messen und langfristig Netze zu planen. Netzbetreiber müssen zunehmend erkennen, wo kurzfristig Belastungen entstehen und wie sie darauf reagieren können.
Dafür braucht es:
- Ein leistungsfähiges Netzleitsystem,
- ein aktuelles Netzmodell,
- verlässliche Anschluss- und Anlagendaten,
- sichere Mess- und Steuertechnik,
- abgestimmte Prozesse zwischen Netzbetreiber und Messstellenbetreiber,
- und eine durchgängige Systemkette.
Fazit
Die Steuerbarkeit der Niederspannung wird nicht an einer einzelnen Steuerbox, einem einzelnen Datenformat oder einem neuen Netzleitsystem entschieden. Sie entsteht erst dort, wo Netzmodell, Anschluss- und Anlagendaten, Marktkommunikation, Messstellenbetrieb und technische Steuerung dieselbe reale Situation zuverlässig abbilden.
Für Netzbetreiber und Messstellenbetreiber ist das keine isolierte IT-Aufgabe. Es ist eine Betriebs- und Architekturfrage, die im laufenden Betrieb beantwortet werden muss. Wer die Systemkette frühzeitig Ende zu Ende plant, schafft nicht nur Voraussetzungen für die netzorientierte Steuerung, sondern auch für weitere digitale Leistungen im Verteilnetz.
Quellen:
BDEW: Codeliste der Lokationsbündelstrukturen, Version 1.0, Fehlerkorrektur, Konsolidierte Lesefassung mit Fehlerkorrekturen Stand: 13.12.2024, abgerufen am 11.09.2026
BDEW: UTILMD-Struktur Strom, Version S2.1, Konsolidierte Lesefassung mit Fehlerkorrekturen Stand: 02.03.2026, abgerufen am 11.09.2026
BNetzA: Festlegung zur Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und steuerbaren Netzanschlüssen nach § 14a EnWG, Az. BK6-22-300, Beschluss vom 27.11.2023, abgerufen am 11.09.2026