DERMS im Verteilnetz: die Steuerungsschicht für die netzorientierte Steuerung
Dieser Artikel klärt vier Fragen. Was ein DERMS ist und wie es sich von ADMS und Virtuellem Kraftwerk unterscheidet. Warum §14a EnWG es ab 2029 zur Pflicht macht. Wer den Markt besetzt. Und wie ein Verteilnetzbetreiber die eigentliche Entscheidung trifft, die keine Produktwahl ist, sondern eine Frage der Architektur.
Ein DERMS (Distributed Energy Resource Management System) ist eine Softwareplattform, mit der ein Verteilnetzbetreiber dezentrale Anlagen wie PV, Batteriespeicher, Wärmepumpen und Wallboxen prognostiziert, aggregiert und im Netzkontext steuert. Relevant wird es jetzt, wegen einer Frist. Die netzorientierte Steuerung nach §14a EnWG muss ab dem 1. Januar 2029 dynamisch und messwertbasiert laufen. Pauschales präventives Dimmen ist dann vorbei, es gilt nur bis Ende 2028 und je Netzgebiet höchstens 24 Monate. Der globale Markt lag 2026 bei rund 1,8 Milliarden US-Dollar und wächst mit etwa 18 Prozent im Jahr. Die eigentliche Entscheidung ist keine Produktwahl. Sie ist eine Frage der Architektur: eigenes DERMS, Erweiterung des Netzleitsystems oder vorerst regelbasiert über die Steuerbox.
Warum ein DERMS jetzt auf die Tagesordnung kommt
Ein DERMS ist die Softwareschicht, die aus einzelnen steuerbaren Anlagen ein steuerbares Netz macht. Der Auslöser ist die Menge. Ein paar Wärmepumpen an einem Strang, das steuert ein Netzbetreiber mit festen Grenzwerten und gelegentlichem Abschalten. Zwanzig Wallboxen an derselben Leitung, die abends gleichzeitig laden, während mittags die PV zurückspeist? Da wird aus der Faustregel ein Ratespiel.
Die Zahlen dahinter sind keine Prognose für übermorgen. Bis 2037 rechnet die Bundesnetzagentur mit rund 12 Millionen Wärmepumpen und 19 bis 25 Millionen Elektroautos. Jede Anlage über 4,2 Kilowatt muss seit dem 1. Januar 2024 an die netzorientierte Steuerung. Und das trifft nicht ein Dutzend große Betreiber, sondern rund 890 Verteilnetzbetreiber, viele davon Stadtwerke mit kleinen Teams. Steuerung war die Ausnahme. Jetzt wird sie Alltag.
DERMS, ADMS und Virtuelles Kraftwerk: die Abgrenzung
Bevor ein Netzbetreiber ausschreibt, muss er drei Systemkategorien sauber trennen. Sonst kauft er doppelt, oder das Falsche. Die Begriffe klingen ähnlich und meinen verschiedene Dinge. Der Unterschied entscheidet über die Beschaffung.
Ein ADMS, ein Advanced Distribution Management System, steuert das Netz selbst: Schaltzustände, Betriebsmittel, Störungen. Ein Virtuelles Kraftwerk bündelt Anlagen zur Vermarktung am Markt, egal wo im Netz sie stehen. Das eine kümmert sich um die Leitung, das andere um den Erlös. Ein DERMS sitzt dazwischen und redet mit beiden.
| Merkmal | DERMS | ADMS | Virtuelles Kraftwerk |
|---|---|---|---|
| Steuerobjekt | dezentrale Anlagen (PV, Speicher, Wärmepumpe, Wallbox) | das Verteilnetz (Schaltzustände, Betriebsmittel) | ein Anlagenportfolio |
| Zweck | Netzdienste, Anlagen im Netzkontext halten | Netzführung und Störungsmanagement | Flexibilität am Markt verkaufen |
| Standortbezug | standortbezogen (Spannung, konkrete Leitung) | netzweit (Topologie) | ortsunabhängig |
| Rolle im Haus | Netzführung und Netzleitstelle | Netzleitstelle | Vertrieb oder Aggregator |
In der Praxis verschwimmt die Grenze. Viele Anbieter bündeln ADMS, DERMS und Flexibilitätsmanagement in einer Software, Siemens etwa in Gridscale X. Bequem, weil eine Plattform weniger zu integrieren ist. Riskant, weil eine Abhängigkeit mehr entsteht. An welche Feldebene das Ganze andockt, zeigt der Beitrag zum NS-Leitsystem und CLS-Management nach §14a .
Vom pauschalen Dimmen zur messwertbasierten Steuerung
Der Kern der §14a-Reform ist ein Wechsel: von der Pauschale zur Messung. Bis Ende 2028 darf ein Netzbetreiber präventiv dimmen, solange ihm die Messdaten fehlen. Aber nur übergangsweise, je Netzgebiet höchstens 24 Monate nach der ersten Maßnahme. Ab dem 1. Januar 2029 zählt nur noch dynamische Steuerung.
Dynamisch heißt: drosseln erst, wenn der Netzabschnitt messtechnisch überwacht ist und ein kritischer Zustand wirklich vorliegt. Kein Verdacht, kein Pauschaleingriff. Ein belegter Messwert. Und selbst dann bleiben 4,2 Kilowatt je Einrichtung garantiert, damit die Wärmepumpe warm und das Auto fahrbereit bleibt.
Genau hier wird ein DERMS gebraucht. Es zieht die Messwerte aus den Ortsnetzstationen, legt eine Prognose der nächsten Stunden darüber und entscheidet, welche Anlage wann wie weit gedrosselt wird, statt reihum abzuschalten. Wie gut diese Prognose trägt, hängt an der Datenbasis, die etwa die KI-gestützte Lastprognose im Verteilnetz liefert. Fehlt die Netzzustandsermittlung in der Fläche, bleibt jede Optimierung eine Schätzung. Dann verschiebt sich die Frist faktisch nach hinten.
Der Markt und die Anbieter
Der Markt ist jung, wächst schnell und ist deutsch gut besetzt. Weltweit lag er 2026 bei rund 1,8 Milliarden US-Dollar und wächst um etwa 18 bis 19 Prozent im Jahr, bis 2031 auf grob 4 Milliarden. Den größten Anteil hält Nordamerika, getrieben von schnellem Zubau und viel Regulierung. Für einen deutschen Netzbetreiber zählt aber weniger die Weltzahl. Sondern die Frage, wer seine Sprache spricht.
Und da ist die Auswahl größer, als viele denken. Neben den Leittechnik-Häusern Siemens, Schneider Electric, PSI und KISTERS gibt es spezialisierte Plattformen wie envelio, nach eigenen Angaben mit über 90 Verteilnetzbetreibern als Kunden. Dazu cloudbasierte Anbieter wie gridX, dazu internationale Namen wie Oracle und GE Vernova. Der Trend geht zur Konsolidierung, ADMS plus DERMS plus Flexibilität in einer Umgebung. Bequem im Einkauf. Teuer im Ausstieg.
Build, Buy oder erweitern
Die wichtigste Frage ist nicht, welches Produkt. Sondern welche Schicht. Ein Netzbetreiber hat drei Wege, und keiner davon passt für alle. Sie hängen an Datenlage, Anlagenzahl und der Zeit bis 2029.
Drei Wege zur Steuerungsschicht
Regelbasiert starten
Steuerbox und Netzampel, feste Grenzwerte. Schnell da, trägt kurzfristig. Skaliert aber schlecht auf hohe Durchdringung. Ein Einstieg, keine Dauerlösung.
DERMS beschaffen
Eine eigenständige Plattform mit Prognose und Optimierung. Passt zur 2029-Logik, verlangt aber saubere Schnittstellen zu SCADA, ADMS und Marktprozessen. Aufwendig, und der tragfähigste Weg.
ADMS erweitern
Das Netzleitsystem um DERMS-Funktionen aufbohren. Weniger Integration, dafür mehr Bindung an einen Anbieter. Sinnvoll, wenn das ADMS ohnehin ansteht.
Zuerst kommt in jedem Fall ein Zielbild. Steuerbox, Prognose und Redispatch 3.0 müssen als Module in eine Architektur passen, nicht als drei Insellösungen nebeneinander wachsen. Wer die Reihenfolge dreht und erst das Produkt kauft, baut die Architektur um das Produkt herum. Das rächt sich beim nächsten Systemwechsel.
Wo es hakt
Ein DERMS löst die Steuerung, nicht die Datenfrage. Ohne belastbare Messwerte und saubere Stammdaten bleibt jede Optimierung eine Schätzung. Genau hier werden die meisten Projekte langsamer, als der Zeitplan es verträgt.
Vier Stolperstellen tauchen fast immer auf. Die Datenqualität, weil Netzzustandsermittlung Messtechnik in der Fläche braucht und deren Rollout Zeit und Budget bindet. Die Integration, weil das DERMS an SCADA, ADMS, Steuerbox und Marktprozesse andocken muss, sonst entsteht die nächste Insel. Die Anbieterbindung, weil konsolidierte Plattformen die Abhängigkeit erhöhen. Und die Cybersicherheit, weil jede neue Steuerschnittstelle die Angriffsfläche vergrößert und unter den IT-Sicherheitskatalog fällt.
Kein Grund, das Thema zu verschieben. Aber es erklärt, warum ein DERMS-Projekt selten am Produkt scheitert und oft an der Datenbasis darunter. Wer die digitalen Ortsnetzstationen nicht im Griff hat, hat auch kein tragfähiges DERMS.
Was Netzbetreiber jetzt tun sollten
Der sinnvolle Einstieg ist nicht die Ausschreibung. Es ist das Zielbild. Wer 2026 die Architektur klärt, hat bis 2029 Zeit, sauber zu migrieren, statt unter Fristdruck ein Produkt zu kaufen und die Löcher später zu stopfen.
Die nächsten Schritte
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Datenlage ehrlich bewerten
Wie viel deines Netzes ist bis 2029 realistisch messwertbasiert steuerbar? Diese eine Zahl entscheidet mehr über den Zeitplan als jede Produktfrage. Fang damit an.
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Zielarchitektur definieren
Leg fest, wo das Netzleitsystem endet, wo das DERMS beginnt, wo die Marktrolle liegt. Zeichne die Schnittstellen zu SCADA, Steuerbox und Marktprozessen selbst, bevor ein Anbieter sie für dich zeichnet.
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Anbieter an echten Netzdaten testen
Ein Proof of Concept mit deinen eigenen Messreihen sagt mehr als jede Folie. Trägt die Prognose auf deinem Netz, nicht auf dem Referenznetz des Anbieters?
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Schnittstellen und Standards festschreiben
Halte offene Schnittstellen vertraglich fest, damit ein Systemwechsel später nicht am Datenmodell scheitert. Das ist die einzige wirksame Versicherung gegen die Anbieterbindung, die eine konsolidierte Plattform mitbringt.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Ein DERMS (Distributed Energy Resource Management System) ist eine Softwareplattform, mit der ein Verteilnetzbetreiber dezentrale Anlagen wie PV, Batteriespeicher, Wärmepumpen und Wallboxen prognostiziert, aggregiert und im Netzkontext steuert. Es hält die Anlagen innerhalb der Spannungs- und Auslastungsgrenzen der konkreten Leitung und ist die Softwaregrundlage für die netzorientierte Steuerung nach §14a EnWG.
Ein ADMS (Advanced Distribution Management System) steuert das Verteilnetz selbst, also Schaltzustände, Betriebsmittel und das Störungsmanagement. Ein DERMS steuert die dezentralen Anlagen, die an diesem Netz hängen, und optimiert sie standortbezogen für Netzdienste wie Spannungshaltung und Lastfluss. Viele Anbieter bündeln beide Funktionen in einer Plattform, etwa Siemens mit Gridscale X.
Die netzorientierte Steuerung nach §14a EnWG muss ab dem 1. Januar 2029 dynamisch und messwertbasiert erfolgen. Präventives pauschales Dimmen ist nur bis Ende 2028 zulässig und je Netzgebiet höchstens 24 Monate nach der ersten Maßnahme. Dynamische Steuerung setzt vollständige Netzzustandsermittlung voraus, und ein DERMS ist die Schicht, die Prognose, Messwerte und Steuerung dafür zusammenführt.
Der globale DERMS-Markt lag 2026 bei rund 1,8 Milliarden US-Dollar und wächst mit etwa 18 bis 19 Prozent im Jahr auf grob 4 Milliarden bis 2031. Die Kosten für ein einzelnes Projekt hängen an der Anlagenzahl, der Datenlage und daran, ob ein Netzbetreiber ein eigenständiges DERMS beschafft, sein ADMS erweitert oder regelbasiert über die Steuerbox startet.
Die meisten Verteilnetzbetreiber kaufen, weil Prognose und Optimierung über tausende Anlagen ein spezialisiertes Produkt verlangen. Die eigentliche Entscheidung ist nicht das Produkt, sondern die Schicht: ein eigenständiges DERMS, die Erweiterung des bestehenden ADMS oder Netzleitsystems, oder ein regelbasierter Start über Steuerbox und Netzampel. Ausschlaggebend sind Datenlage, Anlagenzahl und die Zeit bis zur 2029-Frist.