Smart Meter allein schaffen keine Netztransparenz

Die Debatte über die Digitalisierung der Stromnetze wird in Deutschland seit Jahren entlang einer einzigen Achse geführt: dem Rollout von Smart Metern. Das ist insofern bemerkenswert, als Verteilnetzbetreiber für ihren eigenen Netzbetrieb gar nicht primär Verbrauchsdaten aus den Haushalten brauchen – sondern Zustandsdaten aus dem Netz selbst. Und genau diese Daten liefert das intelligente Messsystem (iMSys) nicht.

Das ist nicht als Kritik gegen das BSI-Schutzprofil gemeint. iMSys und Smart-Meter-Gateway erfüllen eine wichtige Funktion – nur eben nicht die, die ein Verteilnetzbetreiber benötigt, um ein Niederspannungsnetz mit hoher Photovoltaik-Durchdringung, wachsender Wärmepumpen-Last und steigender Ladeinfrastruktur zu beobachten und zu steuern.

Es lohnt sich auch ein Blick auf die Größenordnungen im System: In Deutschland gibt es rund 52 Millionen Smart Meter beziehungsweise Messstellen auf Haushaltsebene, aber nur etwa 600.000 Ortsnetzstationen (kurz ONS, auch Transformatorenstation oder Trafo genannt). Netztransparenz muss daher nicht zwingend an Millionen dezentraler Messpunkte ansetzen, sondern kann an vergleichsweise wenigen, aber systemkritischen Knotenpunkten entstehen.

Die Transparenzlücke im Niederspannungsnetz

Heute wird ein typisches deutsches Niederspannungsnetz weitgehend blind betrieben. Jede Ortsnetzstation versorgt im Schnitt zwischen 100 und 300 Hausanschlüsse. In der überwiegenden Mehrzahl dieser Stationen weiß der Netzbetreiber heute nicht, wie hoch die Spannung am Trafoabgang gerade ist, ob ein Abgang an der thermischen Grenze fährt oder ob der Trafo selbst in den kritischen Bereich läuft. Erkenntnis kommt häufig dann, wenn ein Kunde anruft.

Diese Situation war über Jahrzehnte unkritisch, weil die Lastflüsse berechenbar und einseitig waren: vom Trafo zum Verbraucher. Mit dem Zubau von Photovoltaik, Speicherbatterien, Wärmepumpen und Ladesäulen ist das nicht mehr der Fall. Lastflüsse drehen, Spannungsbänder werden enger, Oberschwingungen nehmen zu. Die ingenieurmäßige Antwort darauf ist nicht „mehr Bauchgefühl“, sondern mehr Messpunkte.

Was die Ortsnetzstation liefert – und der Zähler nicht

Eine digital aufgerüstete Ortsnetzstation liefert Daten in einer Granularität und Aktualität, die sich mit Endkunden-Messungen nicht erreichen lassen:

• Spannungen und Ströme phasenscharf, hochaufgelöst, im Sekundentakt oder feiner,
• Wirk- und Blindleistungsflüsse je Abgang,
• Power-Quality-Größen wie die Oberschwingungsverzerrung oder Spannungsschwankungen, die für Netzplanung und Reklamationsbearbeitung zentral sind,
• Trafo-Zustandsgrößen (Temperatur, Schaltzustände, Stellung der Mittelspannungs-Schaltanlage),
• Ereignisdaten wie Kurzschlüsse, Erdschluss-Anregungen oder Schaltspiele.

Auch flächendeckend ausgerollte Smart Meter würde dem Netzbetreiber genau diese Daten nicht liefern. Der Smart Meter sitzt am Hausanschluss, nicht am Strangabgang. Er misst, was der Kunde verbraucht oder einspeist – nicht, was zwischen Trafo und Hausanschluss passiert. Spannungsverlauf entlang einer langen Leitung, Trafo-Zustand, Fehlerereignisse in der Mittelspannung, Schalt-spiele: all das fällt durch das Raster.

Paragraf 14a EnWG: Steuern, ohne zu sehen?

Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) verpflichtet die Verteilnetzbetreiber, steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen und Wallboxen netzdienlich dimmen zu können. Die Steuerung läuft regulatorisch über das Smart-Meter-Gateway als CLS-Schnittstelle – darüber gibt es keine sinnvolle Diskussion mehr.

Nicht regulatorisch gesetzt ist aber die Frage, wie der Netzbetreiber überhaupt entscheidet, wann und wo gedimmt werden muss. Der Auslöser dafür ist nicht der Zählerstand eines einzelnen Kunden. Es ist der Zustand des Netzabschnitts, an dem er hängt. Und den sieht der Verteilnetzbetreiber nur, wenn er die Ortsnetzstation und ausgewählte Strangpunkte überwacht.

Anders gesagt: Das Smart-Meter-Gateway ist der Aktor. Die digitalisierte Ortsnetzstation ist der Sensor. Beide werden gebraucht – aber nur einer von beiden wird flächendeckend reguliert vorangetrieben.

Lehrstück Iberische Halbinsel

Beim Blackout in Spanien und Portugal am 28. April 2025 sind binnen Sekunden Lasten in Größenordnungen verlorengegangen, die vor wenigen Jahren als undenkbar gegolten hätten. Spanien hatte zu diesem Zeitpunkt eine Smart-Meter-Durchdringung von rund 99 Prozent – die höchste in Europa. Geholfen hat das in der Sache nicht, und das ist auch kein Vorwurf an den Smart Meter: Er ist nicht für Echtzeit-Netzführung gebaut. Was im konkreten Fall fehlte, war eine andere Klasse von Beobachtbarkeit – feinmaschig, niedriglatent, im Netz selbst.

Übertragen auf Deutschland heißt das: Ein Vorfall vergleichbarer Natur würde uns selbst nach einem vollständigen iMSys-Rollout mit einem Niederspannungsnetz finden, von dem wir ohne Digitalisierung der Ortsnetzstationen weiterhin überwiegend nur einen Bruchteil sehen. Das ist eine Lücke, die wir uns nicht zwangsläufig leisten müssen.

Die Lösung ist Retrofit

Es gibt diese rund 600.000 Ortsnetzstationen schon. Sie alle abzureißen und auf klassische Fernwirktechnik nachzurüsten wäre weder finanzierbar noch in einem Jahrzehnt umsetzbar. Was funktioniert, ist Retrofit: ein All-in-one-System, das in die vorhandene (analoge) Ortsnetzstation einzieht, eine Mobilfunk-Anbindung mitbringt, die Daten in einer modernen Server-Infrastruktur verarbeitet und analysiert, und sich bei Bedarf in die Leitsystem-Welt des Verteilnetzbetreibers einfügt.

Die typischen Hürden dabei sind nicht trivial:

• heterogene Bestandsdokumentation, irgendwo zwischen „vollständig ins geografische Informationssystem gepflegt“ und „liegt im Stützpunkt im Aktenordner“,
• eingeschränkte Funkversorgung gerade in Beton-Kompaktstationen und Untergeschossstationen,
• Notwendigkeit einer Eigenversorgung im Spannungsausfall – sonst meldet das Gerät genau dann nicht, wenn es interessant wird,
• Cybersecurity-Anforderungen, die nicht nachgelagert behandelt werden können,
• ein eher schmaler Personalkörper im Asset Management der Verteilnetzbetreiber.

Was sich in den letzten Jahren als pragmatischer Pfad herausgeschält hat, ist eine Dreierkombination. Erstens: Priorisierung nach Netzbelastung statt nach Stationsalter – also dort zuerst digitalisieren, wo Photovoltaik-, Wärmepumpen- und Ladeleistung am dichtesten sind. Zweitens: Hardware und Software mit offenen, herstellerübergreifenden Schnittstellen, damit der Verteilnetzbetreiber nicht dauerhaft an einen einzelnen Anbieter gebunden ist und Komponenten austauschbar bleiben. Drittens: Rollout-Logistik denken wie ein Telekommunikationsunternehmen, nicht wie ein klassisches Netzbauprojekt – Standard-Bauformen, standardisierte Inbetriebnahmen, möglichst kurze Vor-Ort-Zeiten.

Fazit: komplementär, nicht konkurrierend

Der iMSys-Rollout wird kommen, in welchem Tempo auch immer, und er wird gebraucht. Er schafft die Aktor-Ebene für Paragraf 14a-Steuerung und macht Energiebilanzen für Endkunden transparent. Was er nicht leisten wird, ist die Beantwortung der Fragen, die einen Netzbetrieb am Laufen halten: Wie hoch ist die Spannung am Strangende? Bin ich kurz vor einer thermischen Überlastung des Trafos? Ist der Erdschluss eine Minute alt, einen Tag, eine Woche?

Diese Fragen werden auf Ebene der Ortsnetzstation beantwortet – oder gar nicht. Wer nicht warten will, bis der Smart-Meter-Rollout abgeschlossen ist, hat eine schnellere und in vielerlei Hinsicht aussagekräftigere Option: die digitale Aufrüstung der Ortsnetzstationen – ergänzend zum iMSys, nicht konkurrierend mit ihm.

— Oliver van der Mond ist Mitgründer und CEO der Lemonbeat GmbH. Das 2015 aus dem Energiekonzern RWE ausgegründete und seit 2023 zu Eon One gehörende Technologieunternehmen befasst sich mit der Ertüchtigung der Stromnetze für die Energiewende: Seine modulare Plattformlösung „Smarte Ortsnetzstationen“ ermöglicht Verteilnetzbetreibern die digitale Aufrüstung ihrer Netzinfrastruktur. Mit über 25 Jahren Erfahrung an der Schnittstelle von Energiewirtschaft und Digitalisierung gilt Oliver van der Mond hierfür als ausgewiesener Experte. —