Verteilnetzbetreiber (VNB) stehen im Zentrum der Energiewende, denn ein Großteil der neuen Erzeugungsanlagen und Verbrauchseinrichtungen wird auf Mittel- und Niederspannungsebene angeschlossen.
Die Zielnetzplanung – also die strategische Planung des künftigen „Ziel“-Netzzustands – muss die technischen, regulatorischen, wirtschaftlichen sowie personellen Rahmenbedingungen berücksichtigen, vor dem Hintergrund rasant steigender Anforderungen (insbesondere durch den Ausbau der Erneuerbaren, E-Mobilität, Wärmepumpen und Rechenzentren).
Im Folgenden geben wir euch einen Überblick über die zentralen Herausforderungen in Deutschland unter Bezug auf aktuelle Studien und belastbare Daten.
1. Technische Herausforderungen
Integration dezentraler Erzeugung
Die Verteilnetze waren historisch für den uni-direktionalen Stromfluss von zentralen Kraftwerken zum Verbraucher ausgelegt. Heute speisen tausende PV- und Windanlagen dezentral in die Verteilnetze ein, was teils Rückspeiseflüsse in höhere Netzebenen verursacht, auf die viele Netze nicht flächendeckend ausgelegt sind.
In ländlichen Regionen führen viele PV-Anlagen in der Niederspannung zu lokalen Überspannungen und erfordern kostspielige Netzverstärkungen. Gleichzeitig entstehen witterungsabhängige Einspeisespitzen – z. B. an sonnigen Mittagstagen – die das Spannungsband und die thermische Belastbarkeit von Leitungen und Transformatoren ausreizen.
Um dem entgegenzuwirken, wurde eine gesetzliche Spitzenkappung für PV-Neuanlagen eingeführt (§ 9 EEG 2023), die lokale Netzengpässe entschärfen soll.
Neue Lasten und Netzbelastungen
Parallel wächst die Stromnachfrage stark. Zunehmende Elektromobilität und Wärmepumpen führen zu hohen gleichzeitigen Leistungsaufnahmen. Hinzu kommen Rechenzentren und Batteriespeicher, die erhebliche Leistungen ziehen.
Diese Entwicklungen verschärfen Netzengpässe und machen Verstärkungen auf allen Spannungsebenen nötig – von Ortsnetzstationen bis zum Zubau zusätzlicher Mittel- und Hochspannungsleitungen.
Netzmodernisierung und Technikwechsel
Viele Netz-Komponenten sind alt und müssen ersetzt werden. Neue Umwelt- und Sicherheitsauflagen erzwingen den Ausstieg aus SF₆-Gasisolierungen. Das führt zu Umbauten auf SF₆-freie Technik, die oft mehr Platz benötigt (telepolis.de).
Zudem müssen intelligente Komponenten integriert werden, um Smart Grids zu ermöglichen. Schätzungen zufolge müssen die jährlichen Investitionen in Verteilnetze von ca. 7 Mrd. € auf über 14 Mrd. € verdoppelt werden (imk-boeckler.de, dena.de).
Flexibilisierung der Netze
Die Zielnetzplanung erfordert intelligente Steuerung von Erzeugung und Verbrauch. Neben klassischem Netzausbau müssen Flexibilitätsmaßnahmen eingeplant werden: verschiebbare Lasten, steuerbare Erzeuger, Speicher und Sektorkopplung.
Elektroautos, Wärmepumpen oder Speicher könnten netzdienlich eingesetzt werden, jedoch fehlen vielerorts die Voraussetzungen für ein Smart Grid:
- Der Rollout intelligenter Messsysteme (iMSys) nach dem Messstellenbetriebsgesetz hinkt hinterher.
- Das verzögert die Fernsteuerung netzdienlicher Verbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG).
- Prozesse bei VNB und MSB sind teils noch nicht auf Skalierbarkeit ausgelegt.
Solange diese Infrastruktur fehlt, können Flexibilitäten nicht voll aktiviert werden. Netzbetreiber wissen zudem kaum, welchen Beitrag Flexibilität nach § 14a EnWG leisten kann.
Hieraus entsteht Planungsunsicherheit: VNB müssen mit Flexibilität rechnen, kennen aber deren Umfang und Zuverlässigkeit nicht. Abhilfe schaffen Flexible Netzanschlussvereinbarungen (FCA), mit denen Einspeiseleistungen begrenzt werden können.
2. Regulatorische Anforderungen
Netzplanungs-Vorgaben (§ 14d EnWG)
Die Gesetzesnovelle § 14d EnWG verpflichtet große VNB zur Veröffentlichung von Netzausbauplänen im zweijährigen Turnus. Erste Auswertungen zeigen große Unterschiede in Qualität und Methodik.
Insgesamt muss die Koordination und Standardisierung verbessert werden. Laut IMK decken 81 veröffentlichende VNB etwa 75 % des Netzes ab – mit einem Investitionsbedarf von über 220 Mrd. € bis 2045.
Zahlreiche Akteure mit überschneidenden Anforderungen
Weitere gesetzliche Vorgaben wie § 14a EnWG (steuerbare Verbrauchseinrichtungen) erfordern smarte Steuerungen. Der Rollout intelligenter Zähler schreitet durch das GNDEW 2023 voran (BDEW), doch Kostenfragen bleiben offen.
Zudem bestehen Überschneidungen zwischen BMWK, BNetzA, BSI und Branchenverbänden, was Widersprüche und Mehraufwand erzeugt. Gesetzgeber sollen Prozesse vereinfachen, damit Ausbauziele nicht an Verfahren scheitern.
3. Wirtschaftliche Herausforderungen
Hoher Investitionsbedarf
Bis 2045 werden laut FFE über 220 Mrd. €, laut IMK 323 Mrd. € und laut EWI Köln über 400 Mrd. € an Investitionen in Verteilnetze benötigt.
Investitionsfinanzierung und Anreizregulierung
VNB können Kosten nur über genehmigte Netzentgelte refinanzieren. Die regulierten Renditen (~5–6 %) sind niedrig, während Kapitalkosten steigen. Daher müssen zusätzliche Eigen- und Fremdmittel eingeworben werden (dena).
Behandlung von CAPEX und OPEX
CAPEX (z. B. Trafostationen) werden gut vergütet, OPEX (z. B. SaaS, IT) dagegen als laufende Kosten behandelt und wirken sich negativ auf Effizienzkennzahlen aus. Dadurch werden digitale Lösungen benachteiligt, obwohl sie effizienter wären.
Unsicherheiten und Risiken
Materialpreise und Baukosten steigen (IMK). Fehlanreize können Investitionsstaus verursachen. Der BDEW fordert, Mehrbelastungen aus der Energiewende im Regulierungsrahmen zu berücksichtigen.
4. Personelle und organisatorische Herausforderungen
Fachkräftemangel
Der Mangel an qualifizierten Ingenieuren, Technikern und IT-Experten gefährdet die Ausbauziele (envelio.com).
Know-how und neue Kompetenzanforderungen
Die Netzplanung wird komplexer: VNB benötigen Daten- und IT-Kompetenzen (Lastflusssimulationen, GIS). Schulungen und Weiterbildungen gewinnen an Bedeutung (Smart Meter Rollout).
Planung und Betrieb eng verzahnen: PlanOps als Schlüssel zur Effizienz
Das Konzept PlanOps ermöglicht VNB, Planung und Betrieb zu verknüpfen – von Zielnetzplanung bis Umsetzung. So können Projekte effizient priorisiert und Ressourcen optimal eingesetzt werden.
Die Zielnetzplanung muss weitergedacht werden – nicht als Einmalprojekt, sondern als laufender Prozess.
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Quellen: Bundesnetzagentur (BNetzA), BMWK, dena-Verteilnetzstudie II (2025), IMK-Studie (2024), EWI Köln, FfE-Energietage (2025), Telepolis