20.10.2026 – Digitales Monitoring und automatisierte Prozesse in den unteren Spannungsebenen sind für die Netze BW längst kein Neuland mehr. Wir sprachen mit Steffen Müller, Netzmanagement Strom, und Levin Ratajczak, Teamleiter digitale Prozesse in der Netzführung über den Status und die Perspektiven.
Seit wann beschäftigen Sie sich mit der Digitalisierung der unteren Spannungsebenen?
Levin Ratajczak, Teamleiter digitale Prozesse in der Netzführung, Netze BW. Foto: Netze BW GmbH
Levin Ratajczak: Tatsächlich untersuchen wir in unseren NETZlaboren bereits seit knapp zehn Jahren die Auswirkungen einer steigenden Zahl erneuerbarer Einspeiser und elektrischer Verbraucher – schwerpunktmäßig Ladeeinrichtungen für Elektroautos – auf die städtischen und ländlichen Verteilnetze. Gleichzeitig testen wir Lösungsansätze, um diese bestmöglich in die Netze zu integrieren. Dabei geht es zum Beispiel darum, den Stromverbrauch flexibel an die verfügbare Netzkapazität anzupassen, Anlagen über intelligente Messsysteme gezielt zu steuern und Ortsnetztransformatoren einzusetzen, die Spannungsschwankungen ausgleichen können.
Was waren die übergeordneten Ziele?
Steffen Müller: Unser vorrangiges Ziel ist es natürlich, die Transparenz in der Niederspannung zu erhöhen – damit wir eventuelle Probleme frühzeitig erkennen und bestmöglich lösen können.
Wie haben Sie die Erkenntnisse in die Praxis überführt?
Steffen Müller: Bei der Netze BW gibt es ins- gesamt rund 25.000 Ortsnetzstationen – somit waren wir von Beginn an einer standardisierten Mess- und Kommunikationslösung interessiert, die sich einfach nachrüsten lässt. Aufbauend auf den Erfahrungen aus unseren NETZlaboren haben wir uns eine entsprechende Lösung gesucht, um die Nachrüstung so einfach und effizient wie möglich zu gestalten.
Und wie sieht es bei Neubauten aus?
Steffen Müller: Da kommen unsere digitalisierten Ortsnetzstationen zum Einsatz. Sie erfassen nicht nur Daten aus der Niederspannung, sondern zeigen uns auch für jeden einzelnen Leitungsabgang, wie die Mittelspannung ausgelastet ist. Bei Bedarf ermöglichen sie zudem steuernde Eingriffe. Die dafür notwendige Mess- und Automatisierungstechnik ist bereits ab Werk eingebaut.
Wo stehen Sie konkret in der Umsetzung?
Steffen Müller, Netzmanagement Strom, Netze BW. Foto: Netze BW GmbH
Steffen Müller: Wir haben bisher etwa 3.000 Stationen digitalisiert und bewusst keine feste Obergrenze formuliert. Die Entwicklung im Netz ist – ebenso wie die Entwicklung tragfähiger Digitalisierungsstrategien – nun einmal ein sehr dynamischer Prozess. Wir wollen gezielt dort investieren, wo digitale Lösungen aktuell und in Zukunft wirklich Sinn ergeben.
Levin Ratajczak: Dazu fließen die Messdaten in unsere Niederspannungsprognose ein. Sie hilft uns, Netzabschnitte zu erkennen, in denen künftig eine besonders hohe Belastung entstehen könnte. Diese Erkenntnisse nutzen wir, um die Netzplanung möglichst genau an der erwarteten Entwicklung auszurichten.
Was bedeutet das in der Praxis?
Steffen Müller: In der Praxis statten wir Ortsnetzstationen aktuell in zwei Fällen mit digitaler Technik aus: Erstens, wenn unsere Informationen und Prognosen nahelegen, dass wir in den fraglichen Netzabschnitten dauerhaft eine hohe Transparenz für den Betrieb brauchen, und zweitens, wenn die Planung exakte Daten benötigt. Und dann wären da ja noch die regulatorischen Vorgaben …
Levin Ratajczak: Der §14a schreibt ja genau vor, wie der Nachweis für einen Engpass zu führen ist, damit man Verbraucher steuern darf. Das setzen wir um. Wir haben uns aber dafür entschieden, Engpässe direkt anhand der Stationsmessungen nachzuweisen. TAF10-Daten werden wir eher für die Bewertung der Spannungsverhältnisse nutzen.
Wie sieht es denn mit dem Steuerbedarf in Ihren Netzen aus?
Levin Ratajczak: Als die Förderung für Wall- boxen startete und sehr viele Geräte angemeldet wurden, haben wir mit einem deutlich steigenden Leistungsbedarf gerechnet. Viele der dazugehörigen Elektroautos wurden jedoch zunächst nicht angeschafft. Auch der Hochlauf der Wärmepumpen verlief bislang langsamer als zeitweise angenommen. Deshalb sehen wir aktuell keine flächendeckenden Engpässe. Spannend bleibt allerdings, wie sich eine breitere Nutzung flexibler Stromtarife auf das Netz auswirken wird.
Und wie verhält es sich mit der Einspeisung?
Levin Ratajczak: Hier gibt es tatsächlich dringenderen Handlungs- bedarf. Wir haben ja in Baden-Württemberg die PV-Pflicht für Neubauten, also einen erheblichen Zubau. Zwar sehen wir in der Niederspannung keine Engpässe, teilweise aber Probleme in den höheren Spannungsebenen. Das geht so weit, dass Engpässe in den höheren Spannungsebenen teilweise ohne das Reduzieren der Einspeiseleistung in der Niederspannung nicht behoben werden können, weil aus der Niederspannung so viel nachkommt. Wir arbeiten also mit Hochdruck daran, die Einspeisesteuerung in der Niederspannung über das intelligente Messsystem umzusetzen. Künftig müssen Sie ja auch nachweisen, dass das funktioniert …
Levin Ratajczak: Stimmt, aber sowohl die Steuerung selbst als auch der Nachweis sind nicht so trivial. Auf der Einspeiseseite müssen wir einen Steuerbarkeitsscheck durchführen, dieser gilt als Nachweis, dass die Erzeugungsanlage auch wirklich auf unseren Steuerbefehl reagiert hat. Damit wir einen Steuerbarkeitsscheck durchführen können, muss die Bedingung erfüllt sein, dass die Anlage gerade einspeist. Ein lokaler Wolkenzug kann hier schon zu Problemen in der Auswertung führen. Die Reduzierung selbst lässt sich aus den Daten natürlich ablesen. Wir wissen aber nicht, ob die Einspeiseleistung aufgrund unseres Befehls gesunken ist, oder vielleicht, weil der Speicher im Haus oder das Elektroauto zufällig genau zu diesem Zeitpunkt aktiv werden.
Wieviel Digitalisierung braucht das Verteilnetz?
Steffen Müller: Heute noch keine 100 Prozent, aber perspektivisch immer mehr. Wir müssen Prozesse automatisieren, also zum Beispiel auch intelligente Assistenzsysteme entwickeln, die Empfehlungen erarbeiten und später vielleicht sogar selbst umsetzen. Und dazu brauchen wir natürlich eine breite Datengrundlage. (pq)