Digitale Ortsnetzstationen: Flächenrollout und Niederspannungs-Monitoring
Dieser Artikel ordnet die Digitalisierung der Ortsnetzstation ein: warum der Rollout jetzt Fahrt aufnimmt, was eine digitale Station misst und wie sie ihre Daten überträgt, welchen Bezug sie zu Paragraf 14a EnWG hat, warum sich die Branche vom selektiven Ansatz verabschiedet, wo die Risiken liegen und was Energieversorger jetzt tun sollten.
Eine digitale Ortsnetzstation ist eine lokale Verteilstation zwischen Mittel- und Niederspannung, die mit Mess- und Kommunikationstechnik nachgerüstet wird und Strom sowie Auslastung auf der Niederspannungsseite erfasst. Damit wird das Niederspannungsnetz sichtbar, das bisher weitgehend unbeobachtet war. Der Flächenrollout hat begonnen: E.ON nahm Mitte Juli 2025 die 10.000ste digitale Ortsnetzstation in Betrieb, installiert bis zu 500 Stationen pro Monat und will bis Ende 2026 rund 28.000 Stationen über das ausfallsichere 450-MHz-Funknetz anbinden. An der zentralen Datenplattform laufen dabei rund 2 Millionen Messwerte pro Minute auf. Netze BW rüstet 550 Stationen mit Stromsensoren aus und schafft so rund 18.000 digitale Messpunkte, die alle 15 Minuten Daten liefern. Der Treiber ist Paragraf 14a EnWG: Seit 2024 müssen alle Verteilnetzbetreiber steuerbare Verbraucher wie Wärmepumpen, Wallboxen und Speicher bei Engpässen dimmen können, was ohne Beobachtbarkeit des Netzes nicht zielgerichtet gelingt. Die Branche verabschiedet sich vom selektiven Ansatz, nur 20 bis 30 Prozent der Stationen zu digitalisieren und den Rest zu simulieren, hin zu der Aussage, dass langfristig jede Ortsnetzstation digital wird. Der eigentliche Engpass ist nicht die Hardware, sondern der Umgang mit den Datenmengen, die Anerkennung der Kosten im Regulierungsrahmen und die IT-Sicherheit. Für Energieversorger heißt das: den Rollout an einer Datenstrategie ausrichten, die Datenplattform vor der Hardware planen und Auswertung sowie Prognose von Anfang an mitdenken.
Der Flächenrollout hat begonnen
Die Ortsnetzstation wird zum Messpunkt des Verteilnetzes. E.ON hat Mitte Juli 2025 die 10.000ste digitale Ortsnetzstation in Deutschland in Betrieb genommen und errichtet inzwischen bis zu 500 Stationen pro Monat. Damit endet die Phase einzelner Pilotprojekte, und der eigentliche Flächenrollout beginnt.
Für dich als Verantwortliche bei einem Verteilnetzbetreiber oder Stadtwerk verschiebt sich damit die Aufgabe. Nicht mehr die einzelne Pilotstation ist die Frage, sondern wie du die Daten aus zehntausenden Stationen speicherst, qualitätssicherst und auswertest.
- E.ON: 10.000ste digitale Ortsnetzstation Mitte Juli 2025, bis zu 500 pro Monat, Ziel rund 28.000 über das 450-MHz-Funknetz bis Ende 2026.
- An der zentralen Datenplattform laufen rund 2 Millionen Messwerte pro Minute auf und werden automatisch verarbeitet.
- Netze BW rüstet 550 Stationen mit Stromsensoren des EnBW-Start-ups SMIGHT aus, das ergibt rund 18.000 Messpunkte mit einem Datentakt von 15 Minuten.
- WEMAG Netz hat die erste digitale Ortsnetzstation mit Niederspannungsabgangsmessung im Netzgebiet in Betrieb und will jede neue Station nach diesem Standard bauen.
Was eine digitale Ortsnetzstation misst und meldet
Eine digitale Ortsnetzstation erfasst Strom, Spannung und Auslastung auf der Niederspannungsseite, also dort, wo die Haushalte hängen. Die Nachrüstung erfolgt heute meist als Retrofit: Bestandsstationen und Kabelverteilerschränke bekommen Mess- und Kommunikationstechnik. Erst diese Abgangsmessung macht das Niederspannungsnetz für den Netzbetreiber sichtbar.
Der Datenweg ist bei allen Anbietern ähnlich. Clip-on-Stromsensoren an den einzelnen Abgängen messen die Stromstärke je Strang und senden verschlüsselt an eine IoT-Plattform. Die Kommunikation läuft zunehmend über das ausfallsichere 450-MHz-Funknetz, das auch bei einem Stromausfall funktioniert, dort sind bereits mehr als 3 Millionen Smart Meter angebunden. Für eine bundesweite Abdeckung genügen rund 1.600 Funkstandorte.
Bemerkenswert ist eine praktische Erfahrung aus dem Rollout: Reale Messwerte liefern oft brauchbarere Aussagen als die bisher angenommenen Rechenmodelle. Wo Netzbetreiber lange mit Annahmen und Stichproben gearbeitet haben, zeigt die Messung an der Station das echte Bild der Auslastung.
Der Treiber: Paragraf 14a EnWG und Beobachtbarkeit
Die Digitalisierung der Ortsnetzstation ist kein Selbstzweck, sondern die Voraussetzung für Paragraf 14a EnWG. Seit 2024 müssen alle Verteilnetzbetreiber steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen, Wallboxen und Speicher bei Netzengpässen dimmen können. Ohne Beobachtbarkeit des Niederspannungsnetzes lässt sich ein Engpass aber weder früh erkennen noch zielgerichtet auflösen.
Beobachtbarkeit ist im Niederspannungsnetz heute die Ausnahme, nicht die Regel. Laut BDEW ist sie in den meisten Fällen derzeit nicht möglich, weil Mess- und Kommunikationstechnik fehlt. Der Verband fordert deshalb, dass die Kosten der Digitalisierung im Regulierungsrahmen voll anerkannt werden.
Viele Netzbetreiber möchten eigentlich vermeiden, aktiv nach Paragraf 14a eingreifen zu müssen.
Genau hier liegt der Zusammenhang. Ein Netzbetreiber, der seine Stationen misst, sieht Engpässe kommen und kann mit gezielten, seltenen Eingriffen reagieren, statt pauschal zu dimmen. Dieselbe netzdienliche Steuerung beschreibt der Beitrag zu Paragraf 14a EnWG und der Steuerbox aus der Sicht des steuerbaren Verbrauchers am Hausanschluss.
Vom selektiven Ansatz zum flächendeckenden Monitoring
Lange galt ein selektiver Ansatz als ausreichend: 20 bis 30 Prozent der Stationen digitalisieren, den Rest über Simulationen und digitale Zwillinge abbilden. Dieser Ansatz weicht der Erkenntnis, dass langfristig jede Ortsnetzstation digital sein wird. Als Zwischenschritt werden inzwischen Ausrüstungsquoten von 50 bis 60 Prozent diskutiert.
- Die Verschiebung geht von der Stichprobe plus Modell hin zur breiten Messung an der Station.
- Digitale Zwillinge bleiben wichtig, werden aber mit realen Messwerten gespeist statt nur mit Annahmen. Wie solche Modelle bei Stadtwerken arbeiten, zeigt der Beitrag zu digitalen Zwillingen im Verteilnetz .
- Mehrere hunderttausend Ortsnetzstationen in Deutschland, Schätzungen liegen um 570.000, machen den vollständigen Rollout zu einer Aufgabe für mehr als ein Jahrzehnt.
Der Wechsel vom Modell zur Messung ist kein rein technischer. Er verlagert den Aufwand von der Rechenannahme in den Betrieb der Datenplattform. Wer heute Stationen ausrüstet, ohne die Datenverarbeitung mitzuplanen, sammelt Messwerte, die niemand auswertet.
Herausforderungen und Risiken
Der Flächenrollout ist kein reines Hardwarethema. Die größte Hürde ist der Umgang mit der Datenmenge und die Frage, wer die Kosten trägt. Und die Digitalisierung ersetzt keinen physischen Netzausbau, sie macht ihn nur planbarer.
Rund 2 Millionen Messwerte pro Minute allein bei einem Netzbetreiber zeigen die Größenordnung. Ohne belastbare Datenplattform und automatisierte, teils KI-gestützte Auswertung bleiben diese Daten ungenutzt. Dazu kommt die Regulierung: Ohne volle Anerkennung der Kosten im Regulierungsrahmen fehlt der Investitionsanreiz. Und mit jeder vernetzten Station wächst die Angriffsfläche, was die Anforderungen aus NIS2 und den BSI-Vorgaben verschärft.
- Datenmengen: Millionen Messwerte pro Minute erfordern eine stabile Datenplattform und automatisierte Auswertung, sonst entsteht kein Nutzen.
- Kosten und Regulierung: Die Investitionen müssen im Regulierungsrahmen anerkannt werden, sonst bremst die Finanzierung den Rollout.
- Cybersecurity: Mehr vernetzte Stationen vergrößern die Angriffsfläche, NIS2 und BSI-Vorgaben erhöhen die Anforderungen an die IT-Sicherheit.
- Physik: Der Einbauplatz in Bestandsstationen ist begrenzt, und die Messung löst keinen strukturellen Engpass. Dafür bleibt der physische Netzausbau nötig.
Was Energieversorger jetzt tun sollten
Verteilnetzbetreiber sollten die Ortsnetzstation als Datenquelle begreifen und den Rollout an einer Datenstrategie ausrichten, nicht nur an Stückzahlen. Der Wert entsteht nicht durch den Sensor, sondern durch die Auswertung. Vier Schritte sind vordringlich.
Vier vorrangige Schritte
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Rolloutplan nach Last priorisieren
Zuerst die Netzbereiche mit hoher Einspeisung und vielen steuerbaren Verbrauchern ausrüsten. Dort entsteht der Nutzen der Messung am schnellsten, dort drohen die ersten Engpässe.
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Datenplattform vor Hardware planen
Früh festlegen, wie die 15-Minuten-Werte gespeichert, qualitätsgesichert und ausgewertet werden. Die Plattform ist der Engpass, nicht der Sensor.
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Kommunikationsweg bewusst wählen
450-MHz-Funk, Mobilfunk oder Glasfaser je nach Verfügbarkeit und Ausfallsicherheit abwägen. Das ausfallsichere 450-MHz-Netz funktioniert auch bei einem Stromausfall, ein Vorteil gerade im Störungsfall.
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Auswertung und Prognose automatisieren
Last- und Einspeiseprognosen sowie die Engpasserkennung mit Datenanalytik automatisieren, damit Eingriffe nach Paragraf 14a selten und gezielt bleiben, statt pauschal zu erfolgen.
Die digitale Ortsnetzstation steht nicht allein. Sie greift in dieselbe Digitalisierung wie der Smart-Meter-Rollout beim Endkunden und die Fernsteuerung über das Smart Meter Gateway . Erst zusammen ergeben Netzseite und Kundenseite ein vollständiges Bild des Niederspannungsnetzes.
Weiterführende Informationen
Häufig gestellte Fragen
Eine digitale Ortsnetzstation ist eine lokale Verteilstation zwischen Mittel- und Niederspannung, die mit Mess- und Kommunikationstechnik ausgerüstet ist. Stromsensoren an den Niederspannungsabgängen erfassen Strom und Auslastung, meist im 15-Minuten-Takt, und senden die Werte verschlüsselt an eine zentrale Datenplattform. Damit wird das Niederspannungsnetz, das bisher weitgehend unbeobachtet war, für den Netzbetreiber sichtbar.
In der Niederspannung gibt es sehr viele Betriebsmittel, aber bisher kaum Messtechnik. Laut BDEW ist Beobachtbarkeit im Niederspannungsnetz in den meisten Fällen derzeit nicht möglich, weil Mess- und Kommunikationstechnik fehlt. Die Netzbetreiber haben deshalb lange mit Rechenmodellen und Stichproben gearbeitet statt mit realen Messwerten. Erst der Flächenrollout digitaler Ortsnetzstationen schließt diese Lücke.
Paragraf 14a EnWG verpflichtet alle Verteilnetzbetreiber seit 2024, steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wärmepumpen, Wallboxen und Speicher bei Netzengpässen zu dimmen. Ohne Beobachtbarkeit lässt sich ein Engpass aber weder früh erkennen noch gezielt auflösen. Die digitale Ortsnetzstation liefert die Netzzustandsdaten, mit denen ein Eingriff selten und präzise bleibt, statt pauschal zu erfolgen.
Die Kommunikation läuft zunehmend über das ausfallsichere 450-MHz-Funknetz, das auch bei einem Stromausfall funktioniert. Mehr als 3 Millionen Smart Meter sind dort bereits angebunden, und für eine bundesweite Abdeckung genügen rund 1.600 Funkstandorte. E.ON will bis Ende 2026 rund 28.000 digitale Ortsnetzstationen über 450 MHz anbinden. Alternativ kommen Mobilfunk oder Glasfaser zum Einsatz, je nach Verfügbarkeit und Ausfallsicherheit.
Bisher galt ein selektiver Ansatz: 20 bis 30 Prozent der Stationen digitalisieren, den Rest über Simulationen und digitale Zwillinge abbilden. Dieser Ansatz weicht der Aussage, dass langfristig jede Ortsnetzstation digital sein wird. Als Zwischenschritt werden Ausrüstungsquoten von 50 bis 60 Prozent diskutiert. Bei mehreren hunderttausend Ortsnetzstationen in Deutschland bleibt der vollständige Rollout eine Aufgabe für mehr als ein Jahrzehnt.