Die Übertragungsnetzbetreiber stellen in ihrem aktuellen Entwurf zum Netzentwicklungsplan erstmals die Kosten für Engpassmanagement den Investitionskosten für Netzausbau systematisch gegenüber und ermitteln daraus die kostengünstigste Kombination. Damit vollzieht sich ein Paradigmenwechsel. Das Zielnetz wird kleiner als im vorherigen Netzentwicklungsplan, und nach Abschluss der Zielnetzentwicklung bleibt dauerhaft mehr Engpassmanagement nötig als bisher geplant. Die Bundesnetzagentur hält von 159 vorgeschlagenen Ausbaumaßnahmen aktuell 118 für bestätigungsfähig und hat den Entwurf bis zum 24. August zur Konsultation gestellt. Diese Abwägung zwischen Netzausbau und Engpassmanagement stammt aus der Höchstspannungs-ebene. Dort sind nach Einschätzung von Adnan Chaudhry, Leiter Digitales Netz bei Siemens Energy, derzeit weniger als zehn Prozent der Freileitungen im deutschen Übertragungsnetz mit Sensoren ausgestattet und digital gesteuert. Selbst auf der am besten ausgestatteten Netzebene fehlt damit für den größten Teil der Leitungen die Datenbasis, um die Auslastung in Echtzeit zu erfassen. Dr. Jonas Danzeisen, Geschäftsführer der Venios GmbH, sagt, dieselbe Abwägung stelle sich auf der Verteilnetzebene noch dringlicher. Das Stromnetz sei keine Einbahnstraße mehr, der Wandel der Erzeugungsstruktur verlange Netze, die dieser Belastung gewachsen sind. Auf der Mittel- und Niederspannungsebene speisen heute flächendeckend dezentrale Erzeuger wie Onshore-Windkraftanlagen, Photovoltaikdachanlagen und Biomassekraftwerke ein. Gleichzeitig erzeugen Elektroautos, Wärmepumpen und elektrifizierte Industrieprozesse zusätzliche Last. Anstelle kontinuierlicher Messwerte liefern Ortsnetzstationen, Trafostationen und Hausanschlüsse in der Mittel- und Niederspannung in der Regel noch keine Daten an die Verteilnetzbetreiber. Ohne diese Echtzeitinformationen können Anschlussbegehren oft nur anhand konservativer Annahmen und nicht auf Basis der tatsächlichen Netzauslastung bewertet werden. Die Plattform Venios.NET wird nach Unternehmensangaben von mehr als 90 Verteilnetzbetreibern in Deutschland eingesetzt. Sie verbindet Bestandsdaten aus dem Geoinformationssystem mit Live-Messwerten, Wetterdaten und Lastprognosen zu einem digitalen Modell des Netzes. Dieses Modell berechnet den aktuellen und den voraussichtlichen Netzzustand. Auf dieser Grundlage lassen sich Engpässe erkennen, bevor sie zu einer Überlastung führen, und Steuerungseingriffe auf den betroffenen Netzabschnitt begrenzen, statt ein ganzes Versorgungsgebiet einzuschränken. Danzeisen sagt, Netzbetreiber sollten dimmen dürfen. Der Eingriff solle im Idealfall so ablaufen, dass der Kunde nichts davon bemerkt. Rechtlich regelt Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes diesen Spielraum. Er erlaubt Verteilnetzbetreibern seit 2024, den Verbrauch steuerbarer Einrichtungen wie Wärmepumpen oder Ladepunkten temporär zu reduzieren, wenn eine Netzüberlastung droht. Voraussetzung ist, dass der Netzbetreiber den Netzzustand anhand objektiver Kriterien belegen kann und diskriminierungsfrei eingreift. Venios.NET deckt nach Unternehmensangaben neben Paragraf 14a EnWG auch die Steuerung nach Paragraf 9 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ab sowie die technische Anbindung nach Paragraf 12 des Energiewirtschaftsgesetzes. Für Kommunen hat diese Entwicklung zwei Konsequenzen. Als Gesellschafter kommunaler Stadtwerke entscheiden sie mit, in welchem Verhältnis künftige Investitionen in physischen Netzausbau und in digitale Netzführung fließen. Als Genehmigungsbehörden für Neubaugebiete oder Ladeinfrastruktur sind sie davon betroffen, wie ihr Netzbetreiber Anschlussbegehren prüft. Mit einem digitalen Netzmodell lässt sich die technische Anschlussprüfung für kleine Verbraucher oder Erzeuger ohne aufwendige Einzelfallberechnung durchführen. Die Konsultation der Bundesnetzagentur betrifft formal das Übertragungsnetz. Die Abwägung zwischen Netzausbau und Engpassmanagement, die ihr zugrunde liegt, stellt sich für die Verteilnetze in gleicher Weise. (DEKOM/BNetzA, 22.06.2026) Ganzer Artikel hier…
