Rubrik Energie & Netze

Wie Monheim am Rhein Messdaten aus dem Ortsnetz für Netzbetrieb und -planung nutzt

Eine Smart City braucht Transparenz im Stromnetz

Von Oliver van der Mond, CEO und Co-Gründer von Lemonbeat – 26.10.2026 – Lesezeit ca. 7 Minuten 179

Mit der zunehmenden Elektrifizierung von Wärme und Mobilität sowie dem Ausbau von Photovoltaik und Speichern wachsen die Anforderungen an Verteilnetze. Für Netzbetreiber wird es dadurch immer wichtiger, den tatsächlichen Zustand ihrer Netze zu kennen. Die Monheimer Elektrizitäts- und Gasversorgung GmbH, kurz MEGA, zeigt, wie die Digitalisierung von Ortsnetzstationen die dafür nötige Transparenz schafft.

Elektromobilität, Wärmepumpen, Photovoltaik und Batteriespeicher verändern die Energieinfrastruktur in Städten und Gemeinden. Die Stromnetze waren lange durch zentrale Erzeugung und einen Stromfluss von höheren zu niedrigeren Spannungsebenen geprägt. Heute speisen Erzeugungsanlagen auf unterschiedlichen Netzebenen dezentral ein, während neue elektrische Verbrauchseinrichtungen vor allem in der Niederspannung zusätzliche, teils hohe Lasten erzeugen.

Für Netzbetreiber reicht es daher nicht mehr, Auslastungen allein aus Netzberechnungen, historischen Verbrauchsmustern und Erfahrungswerten abzuleiten. Sie müssen wissen, wie sich Last und Einspeisung in einzelnen Netzbereichen tatsächlich entwickeln. Beispielsweise müssen sie unterscheiden können, ob eine hohe Auslastung nur punktuell auftritt oder sich zu einem strukturellen Engpass entwickelt. Davon hängt ab, ob eine Steuerungsmaßnahme ausreicht, ein zusätzlicher Abgang erforderlich wird oder Kabel und Transformatoren verstärkt werden müssen.

Netztransparenz wird zur kommunalen Infrastrukturfrage

Das ist auch für die kommunale Entwicklung relevant. Neue Ladeinfrastruktur, Wärmepumpen, PV-Anlagen oder größere elektrische Verbrauchseinrichtungen müssen angeschlossen werden können. Fehlt Transparenz über den tatsächlichen Netzzustand, wird es schwieriger, freie Kapazitäten zu bewerten, Engpässe früh zu erkennen und Investitionen dort zu priorisieren, wo sie notwendig sind.

Um den Netzzustand sichtbar zu machen, muss das Niederspannungsnetz digital erfassbar werden. Netzzustände müssen gemessen, übertragen und in die Systeme für Netzberechnung und -steuerung eingebunden werden.

Mit § 14a EnWG gewinnen die Netztransparenz sowie die Digitalisierung der Niederspannung zusätzlich an Bedeutung. Wenn flexible Verbrauchseinrichtungen bei drohenden Überlastungen netzorientiert gesteuert werden sollen, benötigt derNetzbetreiber eine belastbare Grundlage für die Bewertung des lokalen Netzzustands. Dafür braucht es aktuelle Messdaten aus dem Netz.

Die Ortsnetzstation als zentraler Datenpunkt

Beim Thema Netzdigitalisierung richtet sich der Blick primär auf intelligente Messsysteme, auch Smart Meter genannt. Sie erfassen Verbrauch und Einspeisung an einzelnen Messstellen und bilden damit eine wichtige Grundlage für die Digitalisierung des Energiesystems. Doch die Zähler sitzen am Ende der elektrischen Kette. Für den Zustand des vorgelagerten Niederspannungsnetzes liefern diese Daten nur einen Teil des Bildes. Digitale Ortsnetzstationen können das Bild vervollständigen, weil sich an ihnen die Auslastung des Transformators und einzelner Niederspannungsabgänge erfassen lässt.

Werden bestehende Ortsnetzstationen mit digitaler Mess- und Kommunikationstechnik nachgerüstet, lassen sich dort Ströme und Spannungen laufend erfassen und an die Systeme des Netzbetreibers übertragen. Damit wird sichtbar, was auf der Ebene zwischen den einzelnen Netzanschlüssen und dem Mittelspannungsnetz tatsächlich passiert. Wie sich dieser Ansatz in der Praxis umsetzen lässt, zeigt die Monheimer Elektrizitäts- und Gasversorgung GmbH, kurz MEGA.

Praxisbeispiel: Die MEGA hat bereits 20% digitalisiert

Die MEGA betreibt über 200 Ortsnetzstationen. 40 davon sind bereits digitalisiert. Für 2026 sind 30 weitere Stationen vorgesehen. Die Stationen wurden dabei über das Stadtgebiet verteilt und unter anderem nach Engpasspriorität ausgewählt. So entsteht Transparenz vor allem dort, wo zusätzliche Erzeugung oder neue Lasten für den Netzbetrieb besonders relevant werden können. Langfristig will die MEGA alle Stationen nachrüsten.

Gestartet ist das Unternehmen mit einer Pilotphase in drei Ortsnetzstationen. Der Netzbetreiber nutzt dafür die Smarte Ortsnetzstation (SMO) von Lemonbeat. Ein wichtiges Kriterium war die Möglichkeit, unterschiedliche Stationsgrößen und beengte Einbausituationen in Kompaktstationen abzudecken. Bestehende Stationen können dadurch nachgerüstet werden, ohne die vorhandene Infrastruktur vollständig zu erneuern.

Aus dem Pilotprojekt ist inzwischen ein schrittweiser Rollout geworden. Dieser Ansatz erlaubt es, Investitionen entlang des tatsächlichen Bedarfs zu priorisieren und die Niederspannung sukzessive transparenter zu machen, ohne die Digitalisierung als flächendeckendes Großprojekt aufsetzen zu müssen.

Die MEGA nutzt Messdaten für bessere Netzplanung

Die digitalisierten Ortsnetzstationen erfassen unter anderem Ströme und Spannungen, Wirk- und Blindleistung, Lastverläufe sowie die Auslastung der Transformatoren in Echtzeit. Der Energieversorger kann dadurch erkennen, wo sich Belastungen aufbauen und wie sie sich über längere Zeit entwickeln. Auch die Auswirkungen zusätzlicher PV- Anlagen, Wärmepumpen oder anderer neuer Lasten werden auf Ebene einzelner Netzbereiche sichtbar.

Wie hilfreich die detaillierten Messdaten sind, zeigt ein Beispiel aus einer Einfamilienhaussiedlung in Monheim am Rhein. Dort haben in den vergangenen Jahren viele Hausbesitzer ihre Gebäude saniert und Wärmepumpen installiert. Obwohl die zugehörige Ortsnetzstation auf der Transformatorseite keine Auffälligkeiten zeigte, entschied sich die MEGA aufgrund der gestiegenen Zahl an Wärmepumpenanschlüssen für eine genauere Überwachung. Nach der Digitalisierung der Station zeigte sich regelmäßig eine deutliche Schieflast an einem der Abgänge. Offenbar waren mehrere Wärmepumpen einphasig angeschlossen und belasteten dadurch eine Phase übermäßig stark.

Erst die Messung der Ströme je Abgang und Phase machte das Problem sichtbar. Die MEGA konnte daraufhin gezielt eingreifen und in einem Kabelverteilerschrank mehrere Verbrauchseinrichtungen umklemmen. So ließ sich eine drohende Überlastung eines Leiters verhindern. Weil die Messdaten den betroffenen Abgang bereits eingegrenzt hatten, musste der Netzbetreiber nicht erst vor Ort nach der Ursache suchen. Auch die kostspielige Verstärkung des Kabels war nicht erforderlich.

Gerade solche vermiedenen oder verschobenen Netzbaumaßnahmen machen die Digitalisierung auch wirtschaftlich interessant. Im städtischen Raum reichen durchschnittlich bereits rund 17 Meter vermiedene Leitungserneuerung je Ortsnetzstation aus, um die Investitionskosten für die Digitalisierung mit SMO rechnerisch aufzuwiegen. Hinter einer Ortsnetzstation liegen typischerweise mehrere hundert Meter Niederspannungsleitung. Gemessen daran sind 17 Meter nur ein kleiner Teil des Netzes und der Kosten.

Das Beispiel mit der Einfamilienhaussiedlung verdeutlicht zudem, welchen Unterschied die abgangsscharfe Messung im Netzbetrieb macht. Spannungsprobleme, Überlastungen und Störungen können früher erkannt und räumlich eingegrenzt werden. Bei Auffälligkeiten lässt sich genauer unterscheiden, ob beispielsweise nur ein einzelner Abgang betroffen ist oder die gesamte Station an ihre Belastungsgrenze kommt. Viele Prüfungen lassen sich aus der Ferne durchführen und Vor-Ort-Einsätze können gezielter geplant werden. Auch bei der Instandhaltung ermöglichen die Daten es, stärker nach tatsächlichem Zustand zu arbeiten und nicht nur nach festen Wartungsintervallen.

Die MEGA kann zudem Lastentwicklungen über zwölf Monate und mehr auswerten und damit besser beurteilen, ob eine kritische Auslastung nur punktuell auftritt oder auf einen dauerhaften Engpass hindeutet. Netzplaner nutzen die Live-Daten in den bereits digitalisierten Bereichen deshalb schon heute, um kritische Netzabschnitte frühzeitig in die Ausbauplanung einzubeziehen.

Damit verbessert sich auch die Grundlage für Investitionsentscheidungen. Der Energieversorger kann genauer priorisieren, an welchen Stellen größere Transformatoren, zusätzliche Kabel oder neue Abgänge erforderlich werden. Lässt sich eine Überlastung durch Steuerung beherrschen, muss dort nicht sofort ausgebaut werden. Reicht die vorhandene Infrastruktur dauerhaft nicht aus, liefern die Messdaten eine belastbare Grundlage für den gezielten Netzausbau.

Das Verteilnetz als Grundlage der Smart City

Für Smart-City-Strategien ist diese Entwicklung relevant, weil immer mehr Anwendungen auf eine leistungsfähige Strominfrastruktur angewiesen sind. Wenn in einem Quartier neue Ladepunkte, Wärmepumpen oder größere elektrische Verbrauchseinrichtungen hinzukommen, muss klar sein, ob das Netz diese zusätzliche Leistung aufnehmen kann. Dafür brauchen Netzbetreiber einen transparenten Überblick über vorhandene Kapazitäten und mögliche Engpässe.

Der Weg dorthin muss nicht mit einem flächendeckenden Austausch bestehender Technik beginnen. Die MEGA zeigt, wie sich der Stationsbestand schrittweise digitalisieren und mit vorhandenen Analyse- und Planungssystemen verbinden lässt. Aus Messdaten entsteht so eine bessere Entscheidungsgrundlage für Betrieb, Steuerung und Investitionen. Für zunehmend elektrifizierte Städte wird dieser Rundumblick im Verteilnetz zur Voraussetzung.

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