Der deutsche Energiesektor hat einen Wendepunkt erreicht.

(WK-intern) – Die zentrale energiepolitische Herausforderung des Landes liegt nicht mehr in der reinen Erzeugungskapazität, sondern in der Fähigkeit, Energieflüsse effizient zu verteilen, auszugleichen und zu sichern.

Allerdings fehlt Deutschland weiterhin die Netzinfrastruktur und die operative Flexibilität, die notwendig sind, um zunehmend dezentralisierte und volatile Energiesysteme zu steuern.

Diese Gemengelage wirft neue Probleme auf: Während sich Investitionen und Gesetzgebung in den vergangenen Jahren auf die Dekarbonisierung des Sektors und die Förderung erneuerbarer Energien konzentrierten, rücken nun auch betriebliche Resilienz, die Modernisierung der Infrastruktur sowie digitale Souveränität zu ebenso strategisch wichtigen Prioritäten auf. Der Schutz kritischer Infrastrukturen und digitale Unabhängigkeit unterliegen mittlerweile strengen Regularien wie NIS-2 und dem KRITIS-Dachgesetz.

Innovationen für die Digitalisierung des Energiesektors gibt es viele: von Smart Metern über KI-Agenten und intelligente Steuerungssysteme haben Energieversorger und Netzbetreiber eine breite Palette digitaler Technologien erprobt. Doch trotz ihres Potenzials schaffen es viele dieser Innovationen nicht über die Pilotphase hinweg in eine skalierbare operative Umsetzung im gesamten Netzökosystem zu gelangen. Veraltete Legacy-Systeme, hohe Integrationskosten und Netze, die häufig (noch) nicht kompatibel mit digitalen Lösungen sind, stehen einer erfolgreichen Implementierung im Wege. Fragmentierte IT-Architekturen und eingeschränkte Interoperabilität bremsen die Umsetzung im industriellen Maßstab zusätzlich aus.

Drei Problembereiche kristallisieren sich dabei besonders heraus: der Zustand der Netze, die Kluft zwischen Innovationen und ihrer Umsetzung sowie die zunehmend strenge Gesetzgebung.

1. Das Bottleneck in der Netzinfrastruktur

Der Ausbau erneuerbaren Energien erreicht immer neue Höchstwerte.  Für die Dekarbonisierung ist diese Entwicklung positiv. Allerdings erweist sich die physische Infrastruktur zunehmend als Flaschenhals, der das System an sein physikalisches Limit bringt. Die Energiewende stößt zunehmend nicht nur auf physische Grenzen, sondern auch auf operative und digitale Einschränkungen innerhalb des gesamten Infrastruktursystems.

Die deutschen Stromnetze bestehen weitestgehend aus Kupfer. Sie stoßen nun zunehmend an ihre thermischen Belastungsgrenzen. Der Netzausbau kann mit dem Tempo der Dekarbonisierung nicht Schritt halten. Langwierige Genehmigungsprozesse und ein akuter Fachkräftemangel im Tiefbau bremsen den Ausbau.

Dieser Stresszustand wird bei einem Blick auf die Redispatch-Kosten besonders deutlich. 2025 stiegen diese auf mehr als 3 Milliarden Euro, um die Netze den aktuellen Anforderungen entsprechend auszurüsten. Redispatch ist längst nicht mehr nur ein isoliertes betriebliches Problem, sondern ein Indikator für den strukturellen Infrastrukturstress im gesamten Energiesystem. Während früher primär die Übertragungsnetze betroffen waren, verschiebt sich der Engpass nun in Richtung der Verteilnetze. Rund 35 Prozent der Redispatch-Maßnahmen im Bereich erneuerbare Energien entfällt auf sie.

Netzknappheit hat gravierende Folgen

Wenn jetzt nicht gehandelt wird, entwickelt sich die Netzknappheit zum systemischen Problem. Dies gefährdet die industrielle Wettbewerbsfähigkeit, die Elektrifizierungsziele sowie die langfristige Bezahlbarkeit von Energie. Es kommt zu Rückstaus bei den Anschlüssen. Allein bei den Übertragungsnetzbetreibern lagen Ende September 2025 rund 717 Anträge mit einer Leistung von 270 GW vor. 211 GW davon entfielen auf Batteriespeicher und übertrafen damit die bisherigen Planungsannahmen weit.

Wenn Stromspitzen nicht zeitnah abtransportiert werden, steigen die Stunden mit negativen Preisen. Im Jahr 2025 lag dieser Wert bei 573 Stunden, ein deutliches Plus zum Vorjahreswert von 457 Stunden.

Zudem häufen sich Schäden an der Infrastruktur selbst. Um diese zu vermeiden, regeln Netzbetreiber Anlagen oft auf Verdacht ab. Ohne eine verlässliche Datengrundlage im Niederspannungsbereich untergräbt dieses Vorgehen die Effizienz im Gesamtsystem und begrenzt die Fähigkeit, Flexibilität intelligent zu orchestrieren.

Digitalisierung und intelligente Steuerung zur Entschärfung

Um diese Missstände zu beheben sind laut Schätzungen des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) jährlich rund 90 Milliarden Euro nötig – weit mehr als europäische Energieversorger aus eigener Tasche stemmen könnten. Es braucht deshalb neue Finanzierungsmodelle und eine strategisch kluge Priorisierung der Projekte.

Investitionen allein sind also nicht die Lösung. Es braucht eine bessere Datenlage entlang der gesamten Netze, um Tarife und Verbräuche intelligent steuern zu können. Der Smart-Meter-Rollout liefert beispielsweise die Transparenz auf der untersten Netzebene und bildet die Grundlage für eine Echtzeit-Orchestrierung der Infrastruktur. Eine Steuerung, die große Verbraucher wie Wärmepumpen oder E-Autos in kritischen Situationen regulieren kann, hilft dabei mit verhältnismäßig wenig Kapital lokale Netzüberlastungen zu vermeiden. Intelligente Steuerungssysteme, die flexible Lasten, das Laden von Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen und dezentrale Speicher koordinieren können, entwickeln sich zunehmend von reinen Optimierungswerkzeugen zu strategischen Infrastrukturkapazitäten.

Zusätzlich können Großbatteriespeicher eingesetzt werden, um lokale Einspeisespitzen abzupuffern und das Netz zu stabilisieren. Digitale Zwillinge helfen dabei, das Netz zu visualisieren und dadurch Problembereiche aufzudecken. Sie entwickeln sich zunehmend zu operativen Intelligenzschichten, die Telemetriedaten, Simulationen, Anlagenzustände und regulatorische Informationen in einer einheitlichen Entscheidungsumgebung integrieren können. Lastflüsse lassen sich dadurch simulieren und Grenzen besser ausloten.

Eine Reifegradprüfung bei Vergabeverfahren würde zudem dabei helfen, spekulative Projekte auszufiltern und realisierungsstarke Vorhaben gezielt zu fördern.

2. Digitalisierung: Zwischen Wunschvorstellung und Realität

Die Digitalisierung der Netze ist nicht länger ein isoliertes Innovationsprojekt. Digitalisierung entwickelt sich vielmehr zu einer messbaren Leistungsdimension mit systematischer Notwendigkeit. Sie wird zunehmend zu einer zentralen operativen Fähigkeit, die für Resilienz, Flexibilität und die Koordination von Infrastrukturen erforderlich ist. Vielversprechende Pilotprojekte mit KI-Agenten und anderen neuen Technologien gibt es viele, doch nur ein Bruchteil davon kann danach erfolgreich ins Netz integriert werden. Besonders kleine und mittelständische Unternehmen tun sich schwer in der Umsetzung. Die eigentliche Herausforderung liegt zunehmend in der Industrialisierung von Innovationen über fragmentierte Infrastruktursysteme hinweg.

Besonders offensichtlich wird diese Kluft im Smart-Meter-Rollout. Insgesamt erreichte der Ausbau intelligenter Messsysteme (iMSys) Ende 2025 eine Quote von 23,3 Prozent. Große Betreiber lagen mit 27 Prozent jedoch deutlich darüber, kleinere Stadtwerke blieben mit nur 14,6 Prozent zurück. Diese Kluft liegt unter anderem auch an der Finanzierung. Die Vollkosten für Installation und Betrieb eines iMSys liegen zwischen 96 und 155 Euro pro Jahr, die gesetzliche Preisobergrenze (POG) beträgt jedoch lediglich 30 bis 50 Euro. Kleine Akteure können den Rollout aus eigener Tasche nicht stemmen. Zeit zum Aufholen bleibt kaum, denn die Bundesnetzagentur hat bereits 77 Aufsichtsverfahren gegen säumige Unternehmen eingeleitet. Das Ergebnis ist eine strukturelle Asymmetrie, bei der sich nur große Betreiber die digitale Transformation im großen Maßstab wirtschaftlich leisten können.

Eine weitere Hürde, die der Digitalisierung im Weg steht, sind veraltete Legacy-Systeme. Historisch gewachsene IT-Landschaften schaffen Datensilos, die eine Automatisierung von Prozessen verhindern. Dynamische Tarife und Energy Sharing erfordern entsprechend flexible ERP- und Abrechnungssysteme, die in den meisten Unternehmen so nicht vorhanden sind. Um diesen Zustand zu beheben, müssen Systeme migriert werden, was wiederum viele Ressourcen bindet – sowohl zeitlich als auch finanziell.  Und in manchen Fällen wie der SAP S/4HANA-Transformation haben Unternehmen keine andere Wahl als zu migrieren.

Das Problem liegt also nicht darin, dass Netzbetreiber und Energieversorger nicht digitalisieren wollen, sondern vielmehr daran, dass erst erhebliche Vorarbeit geleistet werden muss, um Digitalisierungsprojekte überhaupt starten zu können. Operative, technologische und organisatorische Grundlagen müssen zunächst industrialisiert werden, bevor digitale Transformation wirksam skaliert werden kann.

Energieversorger als digitale Orchestratoren

Um dieses Problem zu lösen, müssen Energieversorger ihr Selbstverständnis ändern. Sie sind nicht länger nur Anlagenbetreiber, sondern dirigieren digital Ströme, Verbräuche und Preise. Energieversorger entwickeln sich zunehmend zu Orchestratoren von Flexibilität, Resilienz, operativer Intelligenz und regulatorischer Konformität. Um dieser Rolle gerecht zu werden, brauchen sie eine einheitliche Datengrundlage als Single Source of Truth, die als digitaler Zwilling das Netz widerspiegelt und verschiedene Datenformate wie BIM und GIS unter einem Dach zusammenfassen kann. Diese vereinheitlichte operative Ebene wird zunehmend zu einer essenziellen Voraussetzung für Infrastrukturkoordination und Echtzeit-Entscheidungsfindung.

Technologische Lösungen können zudem dazu beitragen, die regulatorische Last zu erleichtern. Das automatisierte Erfüllen von Meldepflichten und Berichten senkt den Bürokratieaufwand, entlastet Personal und setzt Ressourcen frei für technische Implementierungen. Regulatorische Technologie-Lösungen (RegTech) entwickeln sich zunehmend von optionalen Unterstützungswerkzeugen zu operativen Enabler.

Digitalisierung ist im Energiesektor demnach ein zentrales Thema, der Ansatzpunkt muss jedoch verschoben werden, um die Realität der Netze widerzuspiegeln und Akteure dort abzuholen, wo sie gerade stehen. Allein durch den Wunsch nach innovativen Lösungen entstehen noch keine digitalen Netze. Infrastrukturintelligenz erfordert skalierbare Fähigkeiten zur operativen Umsetzung.

3. Sicherheitspolitische Regularien, härteres Durchgreifen und RegTech-Lösungen

Die Regularienlandschaft rund um den Energiesektor hatte in der Vergangenheit primär die Dekarbonisierung zum Ziel. Nun rücken sicherheitspolitische Bedenken in den Fokus. Operative Resilienz, Cybersicherheit und infrastrukturelle Souveränität werden zunehmend ebenso strategisch bedeutsam wie Nachhaltigkeit selbst. Die Branche befindet sich nun in eine Phase der „radikalen Realisierung“, um den Anforderungen gerecht zu werden.

Aktuell definieren NIS-2 und das KRITIS-Dachgesetz den Handlungsrahmen. NIS-2 verschärft Sicherheits-, Melde- und Governance-Pflichten; das KRITIS-Dachgesetz hebt die Trennung zwischen physischer und digitaler Infrastruktur auf.

Die Gesetzgebung reagiert damit auf reale Bedrohungen wie den Berliner Blackout im Januar, der kritische Abhängigkeiten zwischen Strom, Telekommunikation und Wasserversorgung offenlegte. Netzbetreiber müssen ihr Risikomanagement deshalb ganzheitlich auslegen und Szenarien für Sabotage, Terrorismus und hybride Angriffe bereithalten. Dazu gehören auch Testläufe und Resilienzpläne. Infrastrukturelle Resilienz lässt sich nicht mehr von digitaler Resilienz trennen.

Wer den Anforderungen nicht nachkommt, muss mit Konsequenzen rechnen. Die Bundesnetzagentur (BNetzA) greift in diesen Fällen zunehmend härter durch, was sich am Smart-Meter-Rollout und den damit verbundenen Aufsichtsverfahren ablesen lässt. Die Erklärung dafür ist simpel: Ohne intelligente Messsysteme fehlt die Grundlage für regulatorische Instrumente zur netzdienlichen Steuerung oder zur Regulierung dynamischer Tarife.

RegTech gegen die Bürokratie

Die Einhaltung der Gesetze ist meist mit viel Bürokratie verbunden. Schätzungen zufolge verbringt die Branche jährlich 18,8 Milliarden Arbeitsstunden mit der Einhaltung von Normen und der damit verbundenen Bürokratie zu. Technologien, die die Komplexität der Regulatorik mindern und die Einhaltung unterstützen, sind deshalb kein Luxus mehr. Diese RegTech-Lösungen zielen darauf ab, Melde- und Nachweisprozesse (zum Beispiel nach NIS-2 oder für die Qualitätsregulierung) zu automatisieren, um personelle Ressourcen einzusparen. Die Automatisierung von Compliance entwickelt sich zunehmend von einer Backoffice-Effizienzmaßnahme zu einer notwendigen operativen Fähigkeit.

Grundlage für die Einhaltung jeglicher Regularien ist deshalb eine integrierte Plattform, die Software-Silos aufbricht und verlässliche Daten liefert. Die Plattform sollte digitale Zwillinge und BIM umfassen, um kritische Netzbereiche als 3D-Modelle darstellen zu können. Darauf basierend lassen sich realitätsnahe Resilienzpläne, Simulationen und Angriffsszenarien erstellen und testen. Software-as-a-Service-Modelle und externe Plattformlösungen eignen sich besonders für kleiner Anbieter und Stadtwerke, um die Gateway-Administration nach BSI-Vorgaben sicher zu meistern.

Regulatorische Compliance kann durchaus lästig sein, ist aber unumgänglich im Energiesektor. Netzbetreiber sollten Compliance deshalb als Kernbestandteil der digitalen Architektur betrachten und entsprechend in die Infrastruktur einbetten. So wird sie zunehmend selbst Teil des Infrastrukturbetriebs.

Zukunftsfähigkeit über die 2020er hinaus

Der Energiesektor bleibt auch in den kommenden Jahren volatil. Die Energiewende und die geopolitische Dynamik werden weiter zur Komplexität beitragen, neue Anforderungen stellen und neue Regularien notwendig machen. Erfolgsentscheidend sind deshalb realistische Einschätzungen der aktuellen Situation und Strategien, die diese Realität widerspiegeln.

Die Branche braucht Lösungen, die die Netze auf aktuelle und kommende Anforderungen vorbereiten, Complicance und Bürokratie einfacher gestalten und realistische Digitalisierungsstrategien unterstützen. Der Erfolg der Energiewende wird letztlich nicht nur davon abhängen, wie viel erneuerbare Energie Europa erzeugen kann, sondern davon, wie intelligent, sicher und resilient es seine Infrastruktur betreiben kann.

Über den Autor:

Antonio Gentile ist Senior Director bei der BIP Group, einem multinationalen Beratungsunternehmen mit über 6.000 Fachkräften weltweit. Antonio Gentile leitet den Bereich Transformation 4.0 und fokussiert sich auf die digitale Transformation von Operations, Immobilien, industriellen Assets und Infrastrukturen über den gesamten Asset-Lebenszyklus hinweg.

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PB: Energiewende am Netzlimit: Warum die Infrastruktur jetzt wichtiger wird als die Erzeugung / ©: BIP Group