PMO & Projektsteuerung
Netzumbau ist ein Mehrjahres-Programm mit vielen parallelen Vorhaben. Wir bauen das Projektbüro, das Tempo und Übersicht zugleich hält.
Beratung Energiewirtschaft · Verteilnetzbetreiber & Stadtwerke
Netztransformation: Vom Auftrag zur Steuerung
Mehr Wärmepumpen. Mehr E-Autos. Mehr Solaranlagen auf dem Dach. Wer Gasnetze stilllegt, belastet Stromnetze stärker. Wer Erneuerbare anschließt, bekommt schwankende Erzeugung. Das alte Stromnetz war für Grundlast gebaut. Strom floss von oben nach unten. Das neue Netz muss in alle Richtungen denken können.
Die sbc soptim business consult GmbH hat viele Erfahrungen in diesem Feld und begleitet Verteilnetzbetreiber und Stadtwerke bei diesem Umbau: von der regulatorischen Pflicht zum funktionierenden, gesteuerten Netz. Mit Erfahrung aus Redispatch 2.0, §14a EnWG und der Digitalisierung des Messwesens.
Drei Phasen der Netztransformation und wo wir ansetzen
Die Netztransformation läuft bei allen Verteilnetzbetreibern in drei Phasen ab. Die ersten beiden sind weitgehend gesetzt. Die dritte ist die eigentliche Arbeit.
1. Auftrag steht
§14a EnWG ist seit 1. Januar 2024 verpflichtend. Redispatch 2.0 läuft. Das Bundesnetzagentur-Festlegungspaket „Steuerbare Verbrauchseinrichtungen" gilt. Der Rahmen ist klar.
2. Daten fließen
Der Smart-Meter-Rollout liefert die Messwerte und Steuerkanäle. Die technische Infrastruktur – Smart Meter Gateway, CLS, Backend-Systeme – ist beim Messstellenbetrieb in Aufbau oder im Betrieb.
3. Aus Daten wird Steuerung
Jetzt müssen Prozesse, Rollen und Systeme so zusammenspielen, dass aus Messwerten echte Netzsteuerung wird. Das ist organisatorische und technische Integrationsarbeit. Hier sind wir zu Hause.
„Ein Gesetz, das nur auf dem Papier umgesetzt wird, schützt kein Netz vor Überlast. Steuerbare Verbraucher müssen wirklich gesteuert werden können und Netzbetreiber müssen die Prozesse dafür haben."
Unsere Leistungen für die Umsetzung
Zwei Themen stehen im Zentrum. Drei Leistungen sichern den Umbau organisatorisch und systemisch ab.
Kernthema 1: §14a EnWG umsetzen
Seit 2024 dürfen Wärmepumpen, Wallboxen und andere große Verbraucher im
Notfall netzdienlich gedimmt werden, im Gegenzug bekommen die Kundinnen
und Kunden geringere Netzentgelte. So weit die Theorie.
In der Praxis braucht es dafür funktionierende Anschlussprozesse, abgestimmte
Rollen zwischen Netz, Messstellenbetrieb und Vertrieb, Anbindung an die
Steuerkanäle des Smart Meter Gateways und eine eindeutige Linie, wann
wer warum eingreift. Wir bringen das zum Laufen.
Kernthema 2: Netzentwicklung strategisch planen
Wie viele Wärmepumpen verträgt euer Trafo? Wo wird die nächste Ladesäulenzone
den Strang sprengen? Welche Investitionen lohnen sich kurzfristig, welche
erst nach 2030?
Wir verbinden Lastprognosen aus dem kommunalen Wärmeplan, der E-Mobilitätsentwicklung
und der dezentralen Erzeugung mit eurer Asset-Datenbank. Ergebnis: ein
belastbarer, fortschreibbarer Netzentwicklungsplan, der Investitionen
priorisiert.
Daten- & Prozessintegration
Smart Meter, GIS, Asset Management, ERP, Leitwarte: jedes System liefert vermeintliche Wahrheit, die aber selten zusammenpasst. Wir bringen die Datenflüsse in wieder in Form und die Prozesse in Einklang.
Organisation & Qualifizierung
Neue Aufgaben brauchen neue Rollen, neue Schnittstellen und Menschen,
die sie tragen.
Wir begleiten Netzbetreiber und Teams durch diesen Wandel.
Was uns anders macht
Netztransformation ist kein reines Technik-Thema. Sie verbindet Regulatorik, IT, Asset-Management, Vertrieb und Personal in einem Vorhaben. Wer hier nur eine Disziplin gut kennt, verliert die anderen aus dem Blick.
sbc bringt drei Perspektiven gleichzeitig mit:
- Energiewirtschaft im Detail. Wir kennen Netzbetreiber, Messstellenbetrieb und Vertrieb seit 2007 von innen.
- Projektmanagement, das hält. Zertifiziertes Multi-Projektmanagement und PMO-Aufbau – auch bei Redispatch 2.0 beim Übertragungsnetzbetreiber.
- Systemisches Denken. Unser Geschäftsführer ist zertifizierter systemischer Coach (ineko/Universität Köln). Wir verlieren die Menschen nicht aus dem Blick, wenn die Technik komplex wird.
- Zertifiziert und belastbar. ISO 27001 und ISO 9001.
Stimmen aus der Praxis
„Gegenseitiges Vertrauen und Zuverlässigkeit haben diese Ergebnisse möglich gemacht. Wir haben damit einen großen Innovationsschritt in Richtung Digitalisierung der Energiewirtschaft vollzogen." — Uwe Mesewinkel, Westnetz GmbH
„Die sbc hat uns maßgeblich geholfen, in interessanten Workshops unsere mannigfaltigen Prozesse fokussierend zu konsolidieren. Dabei konnten wir diese auf das Wesentliche reduzieren, ohne die Komplexität zu ignorieren." — Open Grid Europe GmbH
Netztransformation hängt mit allem zusammen
Stromnetze sind Teil eines größeren Bildes. Die Wärmewende verändert die Last. Der Smart-Meter-Rollout liefert die Daten. Die Digitalisierung schafft die Steuerungslogik. Auf unseren weiteren Themenseiten findest du die jeweils passende Perspektive:
- Wärmewende umsetzen → Wer Gasnetze stilllegt, verschiebt Last auf das Stromnetz.
- Smart-Meter-Rollout mit sbc → Ohne Smart Meter keine §14a-Steuerung.
- Digitalisierung in der Energiewirtschaft → Digitalisierte Prozess durch GUI.
Häufige Fragen zur Netztransformation
Durch Anklicken der jeweiligen Frage öffnet sich (als Drop-down) die Antwort. Bitte einfach nach Bedarf klicken.
Was bedeutet Netztransformation einfach erklärt?
Das Stromnetz wurde gebaut, als Strom von Großkraftwerken zu den Verbrauchern floss – in eine Richtung. Heute fließt Strom in alle Richtungen: aus Solaranlagen ins Netz, in Wärmepumpen und E-Autos hinein, aus Speichern raus. Netztransformation heißt: das Netz technisch, digital und organisatorisch fit machen für diesen Mehr-Richtungs-Betrieb.
Was ist §14a EnWG und was bedeutet er für Stadtwerke?
§14a Energiewirtschaftsgesetz erlaubt Netzbetreibern, große steuerbare Verbraucher – Wärmepumpen, Wallboxen, Klimaanlagen – im Notfall zu steuern, wenn das Netz sonst überlastet würde. Im Gegenzug bekommen Kundinnen und Kunden geringere Netzentgelte. Für Stadtwerke heißt das: Anschlussprozesse anpassen, Steuerkanal über das Smart Meter Gateway anbinden und Rollen zwischen Netz, Messstellenbetrieb und Vertrieb klar abgrenzen.
Was ist Redispatch 2.0?
Redispatch 2.0 ist ein Verfahren, mit dem Netzbetreiber drohende Engpässe vermeiden, indem sie Erzeugungsanlagen kurzfristig hoch- oder runterfahren. Seit Oktober 2021 sind nicht nur Großkraftwerke, sondern auch kleinere Anlagen ab 100 kW eingebunden. Das erfordert Datenflüsse, Forecasts und abgestimmte Prozesse zwischen vielen Beteiligten – ein typisches Multi-Projektmanagement-Thema.
Wie hängen Smart-Meter-Rollout und Netztransformation zusammen?
Ohne Smart Meter keine §14a-Steuerung und keine viertelstundenscharfen Messwerte für Redispatch und Netzplanung. Smart Meter sind die Datengrundlage und der Steuerkanal der Netztransformation. Wer den Rollout gut macht, hat den Hebel für das, was danach kommt. Mehr zum Smart-Meter-Rollout →
Wie viel mehr Last muss das Verteilnetz tragen?
Eine Wärmepumpe braucht je nach Auslegung 3–5 kW Dauerleistung, eine Wallbox bis zu 22 kW. Wenn in einem Wohnquartier ein Viertel der Haushalte beides hat, steigt die Spitzenlast pro Anschluss leicht um den Faktor 3–5 gegenüber heute. Ob das Netz das mitmacht, hängt vom Trafo, vom Strang und vom gleichzeitigen Verbrauch ab – genau dort setzt strategische Netzentwicklung an.
Was kostet die Umsetzung der Netztransformation?
Der Investitionsbedarf bis 2045 für die Verteilnetze liegt bundesweit im mittleren dreistelligen Milliardenbereich. Als belastbare Bezugsgröße dient die Analyse der Bergischen Universität Wuppertal im Auftrag von BDEW und ZVEI: Sie beziffert den Technologiebedarf auf 50 bis 80 Prozent des heutigen Betriebsmittelbestands, darunter rund eine halbe Million Mittel-/Niederspannungstransformatoren und mehr als fünftausend Hoch-/Mittelspannungstransformatoren. Für einzelne Stadtwerke bedeutet das zweistellige Millionenbeträge über die nächsten Jahre. Wie viel davon Netzausbau wird und wieviel sich über intelligente Steuerung einsparen lässt, entscheidet ein guter Netzentwicklungsplan.
Geht es bei der Netztransformation nur um mehr Last oder auch um alternde Anlagen?
Um beides. Neben dem Lastzuwachs durch Wärmepumpen, Wallboxen und dezentrale Erzeugung kommt ein großer Teil des Anlagenbestands in die Jahre, in denen Ersatz und Ertüchtigung anstehen. Laut einer Analyse der Bergischen Universität Wuppertal im Auftrag von BDEW und ZVEI entsprechen die Technologiebedarfe in den Verteilnetzen 50 bis 80 Prozent des heutigen Bestands, bei den Ortsnetztransformatoren knapp 80 Prozent bis 2045. Erschwerend kommen Lieferzeiten für Transformatoren von zwei bis vier Jahren hinzu. Wer Ersatzbedarf und Lastintegration getrennt plant, verschenkt Synergien und läuft Gefahr, dass Erhalt und Ausbau um dieselbe knappe Ressource konkurrieren. Genau hier setzt unsere strategische Netzentwicklung an: Sie verbindet Ersatzstrategie, Zustandsbewertung und Lastprognose in einem fortschreibbaren Netzentwicklungsplan.
Bereit für die Umsetzung?
§14a EnWG steht. Smart Meter laufen. Jetzt geht es darum, aus all dem funktionierenden Netzbetrieb zu machen. Lasst uns gemeinsam überlegen, wo eure größten Hebel liegen.
