KI in der Netzzustandsermittlung: was Messung leisten muss

Warum die Frage jetzt auf den Tisch kommt

Ein Verteilnetzbetreiber darf eine Wärmepumpe nach §14a EnWG nur dann auf 4,2 Kilowatt dimmen, wenn er den Engpass nachweisen kann. Diesen Nachweis nennt die Bundesnetzagentur Netzzustandsermittlung. Bis er steht, erlaubt die Festlegung einen Behelf.

Der Behelf heißt präventive Steuerung. Ein Netzbetreiber, der aus seinen Planungsdaten einen Engpass erwartet, aber noch nicht netzorientiert steuern kann, darf nach Ziffer 10.5 vorbeugend dimmen: höchstens zwei Stunden am Tag, je Netzbereich längstens 24 Monate ab dem ersten Einsatz und in keinem Fall über den 31. Dezember 2028 hinaus. Danach zählt nur noch der gemessene oder berechnete Netzzustand.

Viele Häuser sind davon ein Stück entfernt. Das Berliner 1000-GW-Institut fand im Mai 2026 nur 14 von 169 untersuchten Verteilnetzbetreibern, bei denen Kunden tatsächlich in das zeitvariable Netzentgelt nach Modul 3 wechseln können. Das ist eine andere Baustelle als die Netzzustandsermittlung. Sie zeigt aber, wie lang die Prozesskette zwischen Messwert, Abrechnung und Steuerbefehl in der Praxis noch ist.

In diese Lücke stoßen Softwareanbieter mit einem Versprechen: Was nicht gemessen ist, rechnet ein Modell aus. Das ist zum Teil richtig. Nur an welcher Stelle?

Was der VDE-FNN-Hinweis von der Messung verlangt

Die Messlatte legt der VDE-FNN-Hinweis zu Tenorziffer 2e fest, den die Netzbetreiber unter Koordination von VDE FNN erarbeitet haben. Eingereicht wurde er im Dezember 2024, die Endfassung erschien nach der Konsultation im April 2025 als Version 1.0. Die Beschlusskammer empfiehlt allen Marktbeteiligten, ihn zu berücksichtigen. Er kennt zwei Wege zum Nachweis.

Der erste ist ein Berechnungsverfahren auf Basis von Messwerten. Es muss Spannung mit einer Abweichung von höchstens 2,0 Prozent der Nennspannung und Strom mit höchstens 10 Prozent der Dauerstrombelastbarkeit ermitteln, jeweils im 99. Perzentil. Grundlage sind minütliche Werte oder rollierende 10-Minuten-Mittel. Die Genauigkeit weist der Netzbetreiber entweder für jeden Netzbereich einzeln nach, mit stichprobenartigen Vergleichsmessungen, oder er hält die pauschalen Ausstattungsgrade ein.

Die Tabelle erklärt, warum sich die Debatte so schnell um die Ortsnetzstation dreht. Ohne Stationsmessung braucht ein Strahlennetz fast jeden dritten Anschluss doppelt so oft wie mit Trafosumme. Und sie hat eine Fußnote, die man leicht überliest: Die Werte gelten unter der Annahme, dass alle Messwerte jederzeit bestellbar sind und keine Kommunikation ausfällt. Sonst, so der Hinweis, sind Sicherheitsmargen oder Fail-over-Strategien zu erwägen.

Der zweite Weg ist die direkte Messung am einzelnen Betriebsmittel, also am Trafo, im Kabelverteilerschrank oder über ein intelligentes Messsystem. Gesteuert werden darf ab 80 Prozent der temperaturabhängigen Belastbarkeit oder ab 80 Prozent der zulässigen Spannungseinsenkung, das entspricht minus 8 Prozent. Dieser Wert muss direkt gemessen sein. Der Satz danach ist der wichtigste für jede KI-Diskussion:

Zwei Dinge setzt der Hinweis stillschweigend voraus und nennt sie vorgelagerte Prozesse: den aktuellen Schaltzustand des Netzes und die aktuelle Einspeisung der PV-Anlagen, etwa über eine Referenzanlage. Beide sind für die Genauigkeit entscheidend. Beide liegen in vielen Netzbereichen heute nicht sauber vor. Wie die Messtechnik in der Station aussieht, beschreibt unser Beitrag zu digitalen Ortsnetzstationen.

Wo ein Modell helfen darf

Der VDE-FNN-Hinweis schreibt kein Verfahren vor. Wörtlich liegt es im Ermessen von Hersteller und Netzbetreiber, ob sie "statistisch, analytisch, heuristisch, neuronale Netzwerke" einsetzen. Ein neuronales Netz ist also kein Sonderfall, der eine Ausnahme braucht. Es muss nur dieselbe Genauigkeit nachweisen wie ein klassischer Schätzer.

Das klingt großzügig. Die Begründung dahinter ist es weniger. Der Hinweis stellt fest, dass das Netzgleichungssystem in der Niederspannung wegen der geringen Messdichte "unterbestimmt" ist und bleibt. Ein Modell kann fehlende Gleichungen nicht herbeirechnen. Es kann Muster aus der Vergangenheit fortschreiben, und das ist etwas anderes.

Wo das trägt, lässt sich ziemlich genau sagen.

Am klarsten ist die Prognose. Eine Last- und Einspeiseprognose für die nächsten Stunden oder Tage beantwortet eine Frage, die die Netzzustandsermittlung gar nicht stellt: Wo wird es morgen eng? Für die Planung von Schwellwerten, Personaleinsatz und Netzausbau ist das der größte Hebel. Mehr dazu steht in unserem Beitrag zur KI-Lastprognose im Verteilnetz.

Fällt ein Gateway für zehn Minuten aus, muss der Betrieb trotzdem weiterlaufen. Ein Modell, das die Lücke plausibel füllt, ist genau die Fail-over-Strategie, die der Hinweis für Kommunikationsausfälle anregt. Nur als Nachweis für einen Steuerbefehl taugt der Ersatzwert nicht.

Dann die Aufgaben, die der Hinweis vorgelagert nennt. PV-Einspeisung schätzen, nicht angemeldete Anlagen finden, einen Schaltzustand plausibilisieren, der im GIS anders steht als im Feld: Das sind Klassifikations- und Schätzaufgaben, in denen Machine Learning seine Stärken hat.

Der unterschätzte Fall ist der Datenabruf selbst. In der Begleitstudie wurden iMSys-Daten erst angefordert, wenn der Trafo über 50 Prozent seiner zulässigen Scheinleistung lag. Die Zahl der Zeitschritte mit Abruf sank dadurch um 42 bis 98 Prozent, ohne dass Sensitivität und Spezifität litten. Das ist Geld, weil jeder Abruf über das Gateway Kosten und Last im Backend erzeugt. Wann ein Schwellwert klug gesetzt ist, lässt sich aus Lastverläufen lernen. Ein Modell, das entscheidet, wann gemessen wird, ist viel wertvoller als eines, das so tut, als hätte man gemessen.

Streit um die ungemessenen Abgänge

An einer Stelle reiben sich Normtext und Produktversprechen, und wir lösen das hier nicht auf.

SMIGHT bewirbt sein Netzmanagementsystem NeMS mit dem Satz, Last- und Einspeiseverläufe würden auf Basis historischer Daten und Machine Learning prognostiziert, "auch für Abgänge ohne Messung". Ein Adaptive Dynamic Twin soll dafür Messdaten, Netztopologie, Wetterdaten und Satellitenbilder zusammenführen. Zum Prognosehorizont nennt die eigene Produktseite 24 Stunden, stadt+werk berichtete am 15. September 2026 von mindestens 48 bis 72 Stunden.

MITNETZ Strom hat schon 2021 mit Robotron rund 20 Ortsnetzstationen mit Messtechnik ausgerüstet und Algorithmen eingesetzt, die Erkenntnisse von gemessenen auf ungemessene Stationen übertragen, so die ZfK im März 2021. Projektleiter Steve Bahn beschrieb das Ziel damals als Prognosen für die kommenden Tage, etwa dafür, wie viele Ladevorgänge im Ortsnetz gleichzeitig möglich sind.

VDE FNN dagegen, April 2025, für den Pfad der direkten Messung: Rückschlüsse auf nicht direkt gemessene Betriebsmittel sind "nicht zulässig".

Widerspricht sich das? Nicht zwingend. Die Anbieter reden über Prognose und Beobachtbarkeit, der Hinweis über den Nachweis eines konkreten Steuerbefehls. Der Hinweis sagt selbst, seine Anforderungen gelten für Starklastfälle in kritischen Netzbereichen und ließen sich nicht auf die allgemeine Beobachtbarkeit übertragen. Nur verschwimmt diese Grenze genau dort, wo ein System aus einer Prognose automatisch einen Steuerbefehl macht. Ob ein Modell, das einen ungemessenen Abgang schätzt, als "Berechnungsverfahren" mit Genauigkeitsnachweis durchgeht oder als unzulässiger Rückschluss gilt, entscheidet am Ende die Nachweisführung im Einzelfall, nicht die Produktseite.

Wie Netzbetreiber es heute angehen

Drei Beispiele zeigen die Spannbreite, jeweils mit dem, was öffentlich belegt ist, und nicht mehr.

Bei DIGITECHNETZ ist ein Detail interessanter als die Plattform. Drei Ortsnetzstationen der SachsenNetze wurden im Projekt mit Messtechnik ausgestattet, und diese Technik setzt der Netzbetreiber inzwischen standardmäßig bei neuen Stationen ein. Aus einem KI-Projekt ist also zuerst eine Messtechnik-Entscheidung geworden.

Was das kostet, haben SMIGHT und die Horizonte-Group im Sommer 2026 für ein Modellnetz mit 1.000 Ortsnetzstationen über acht Jahre gerechnet. Im Strahlennetz kommt die Stationsmessung auf rund 13 Millionen Euro, ein reiner iMSys-Ansatz auf rund 49 Millionen. Das ist eine Herstellerstudie eines Anbieters von Stationsmesstechnik, und so sollte man sie lesen. Die Richtung deckt sich trotzdem mit Tabelle 1 des Hinweises. Wer in der Station misst, braucht draußen weniger Gateways und weniger Modell.

Wie die Steuerkette hinter der Messung aussieht, beschreiben unsere Beiträge zum Niederspannungsleitsystem mit CLS-Management und zum DERMS im Verteilnetz.

§ 66 MsbG und EU AI Act: was das Recht dem Modell erlaubt

Zwei Regelwerke entscheiden mit, wie weit ein Modell gehen darf. Das eine betrifft die Daten, das andere das System.

§ 66 Absatz 1 MsbG erlaubt dem Netzbetreiber, Messwerte zu verarbeiten, soweit das zwingend erforderlich ist, unter anderem für den sicheren Betrieb, die Planung und die Erstellung von Last- und Einspeiseprognosen (Nummer 3) sowie für Maßnahmen nach §14a mit dynamischer Steuerung anhand der tatsächlichen und prognostizierten Auslastung (Nummer 4). Prognosemodelle sind damit ausdrücklich gedeckt. Der Haken steht in Absatz 3: Personenbezogene Messwerte für Zwecke nach Nummer 3 gelten spätestens ein Jahr nach Ende des Erhebungsjahres als nicht mehr erforderlich und sind zu löschen oder zu anonymisieren, für Nummer 4 nach drei Jahren. Wer ein Modell mit mehrjährigen Zeitreihen aus Haushalten trainieren will, braucht also ein Anonymisierungskonzept, bevor er Daten sammelt, nicht danach. Ob ein Netz-Prognosemodell im Querverbund auch Vertrieb oder Aggregationsgeschäft dienen darf, ist eine eigene Frage, die §6a EnWG und die informatorische Entflechtung berührt und die sich nur im Einzelfall beantworten lässt.

Beim EU AI Act hat die Kommission am 19. Mai 2026 einen Leitlinienentwurf zur Einstufung von Hochrisiko-Systemen vorgelegt, konsultiert bis zum 23. Juli. Er ist nicht final. Für die Stromversorgung zieht er eine enge Linie, die wir im Beitrag zu der Frage, welche KI im Stadtwerk nach Anhang III Hochrisiko ist, ausführlich einordnen: Hochrisiko nach Anhang III Nummer 2 ist ein System nur, wenn es als Sicherheitsbauteil wirkt und ein Betreiber es einsetzt, der nach der CER-Richtlinie als kritische Einrichtung eingestuft ist.

Auffällig ist, dass Anomalieerkennung auf beiden Seiten auftaucht. Einmal, als Werkzeug, das der Mensch prüft, gilt sie als Bereicherung der Entscheidung ohne direkte Sicherheitsfunktion. Einmal, als Stütze für Entscheidungen über Lastverteilung und Abschaltungen, als Hochrisiko. Die Trennlinie ist dünn, und der Entwurf zieht sie über den Zweck, nicht über die Technik.

Offen lässt der Entwurf ausgerechnet den Fall, der für §14a am nächsten liegt: ein Modell, das den Netzzustand schätzt und ohne menschliche Prüfung und ohne unabhängige Schutzebene einen Dimmbefehl auslöst. Unsere Einordnung ist vorsichtig. Je direkter das Modell steuert und je weniger eine gemessene Schwelle dazwischensteht, desto näher rückt es an ein Sicherheitsbauteil. Die Anforderungen für Hochrisiko-Systeme nach Anhang III gelten nach dem Digital Omnibus ab dem 2. Dezember 2027. Die Einordnung im Detail steht in unserem Beitrag zu Hochrisiko-KI in der Energieinfrastruktur.

Wo es haken kann

Tabelle 1 setzt voraus, dass jeder Wert bestellbar ist. Ein Strahlennetz ohne Stationsmessung, das mit 70 Prozent iMSys plant und dann Funklöcher im Keller hat, erreicht die Quote auf dem Papier und nicht im Betrieb.

Über TAF 10 sind heute minütliche Momentanwerte bestellbar, also Aufnahmen mit einem Messintervall bis zu einer Sekunde. Ein anlaufender Motor verzerrt so einen Wert. VDE FNN hält 1-Minuten-Mittelwerte für besser geeignet und will den TAF 10 in diese Richtung ausbauen. Ein Modell, das auf Momentanwerten trainiert, lernt deren Rauschen mit.

Und die Netze ändern sich schneller als die Modelle. Jede neue Wallbox verschiebt die Lastverteilung im Strang, ein Genauigkeitsnachweis aus 2026 sagt über 2028 wenig. Die Festlegung verlangt, die Qualität bei Bedarf nachzuweisen, und der Hinweis soll mindestens alle drei Jahre überprüft werden.

Was Netzbetreiber jetzt tun sollten

Bis Ende 2028 bleibt Zeit, aber nicht für jeden Netzbereich einzeln. Wer mit präventiver Steuerung anfängt, hat dort ab dem ersten Einsatz 24 Monate. In der Druckluft-Messtechnik, mit der innobu 2010 begonnen hat, haben wir gelernt, erst die Messpunkte festzulegen und dann über Auswertung zu reden. Hier gilt das genauso.

Fünf Schritte zur belastbaren Netzzustandsermittlung

1. Netzbereiche klassifizieren

   Ordnen Sie jeden kritischen Netzbereich einer Grundtopologie zu, Strahlennetz oder Masche, und notieren Sie, was die Station heute misst. Erst daraus ergibt sich, welche Zeile von Tabelle 1 für Sie gilt.

2. Station gegen Gateway rechnen

   Stellen Sie Stationsmessung und iMSys-Quote je Netzbereich nebeneinander, mit Ihren eigenen Rollout-Zahlen statt fremder Studien.

3. Die Rolle des Modells festschreiben

   Legen Sie für jeden Anwendungsfall fest, ob das Modell einen Steuerbefehl begründet, einen Ausfall überbrückt oder nur prognostiziert. Das ist eine Architekturentscheidung mit Folgen für Nachweis, Datenhaltung und AI-Act-Inventar. Schreiben Sie sie auf, bevor ein Anbieter sie für Sie trifft.

4. Nachweis von Anfang an mitplanen

   Wenn Sie ein Berechnungsverfahren einsetzen, planen Sie die stichprobenartigen Vergleichsmessungen gleich mit ein, samt Dokumentation. Temporäre Messtechnik im Kabelverteiler genügt dafür oft.

5. Daten und Einstufung klären

   Ein Löschkonzept nach § 66 Absatz 3 MsbG, eine Anonymisierung für Trainingsdaten und ein Eintrag im KI-Inventar mit dem Zweck des Systems.

Bei einem Querverbundversorger in Norddeutschland begleiten wir seit 2024 ein §14a-Programm mit fünf Teilprojekten. Wo wir die Frage nach dem Modell stellen, landen wir fast immer zuerst bei der Frage nach dem Messkonzept. Wie der Steuerbefehl danach beim Kunden ankommt, beschreibt unser Beitrag zur Steuerbox nach §14a, und warum Markt und Netz im Ortsnetz um dieselbe Flexibilität konkurrieren, der Beitrag zur netzdienlichen Flexibilität nach §14c.

Weiterführende Informationen

Häufig gestellte Fragen