Amprion setzt KI im Stromnetz gegen Blackouts ein

Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion hat Ende September die KI-Tochter alphaGrid gegründet. Mit KI im Stromnetz sollen Ingenieur*innen kritische Situationen früher erkennen. Amprion argumentiert, mit der Energiewende stoße die regelbasierte Steuerung an Grenzen.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 5 Min. LESEN

An der Spitze von alphaGrid stehen zwei Amprion-Manager. Thomas Dederichs leitet beim Netzbetreiber die Systementwicklung und hat das Kölner Smart-Grid-Softwareunternehmen envelio mitgegründet. Benjamin Schwarzer bleibt Leiter IT und Digitalisierung bei Amprion, zuvor arbeitete er zehn Jahre für die Meyer Werft. Die Tochter sitzt in der Berliner Friedrichstraße.

Die neue Tochter soll KI-Anwendungen für drei Felder entwickeln. In der Netzplanung gehe es darum, Netze effizienter zu modellieren und Ausbauoptionen zu bewerten. Für die Systemführung, also den Netzbetrieb aus der Leitwarte, plant alphaGrid Beratungs- und Assistenzsysteme, die das Netz widerstandsfähiger machen sollen. Im Energiemarktdesign will die Tochter mit KI-Prognosen arbeiten und Wechselwirkungen im Markt analysieren.

In den kommenden zehn Jahren will Amprion einen mittleren zweistelligen Millionenbetrag in alphaGrid investieren. Die Anwendungen seien zunächst für den eigenen Netzbetrieb gedacht, später sollen Forschungskooperationen mit Partnern aus der Energiebranche folgen. „Die Energiewende braucht neben neuen Leitungen auch neue digitale Werkzeuge“, sagt Amprion-Chef Christoph Müller.

„Heutzutage geht es um Sekunden, um einen Blackout zu verhindern“, sagte Dederichs im Gespräch mit t-online. Beim Stromausfall auf der Iberischen Halbinsel 2025 seien nach seinen Worten 27 Sekunden zum Reagieren geblieben. Der Abschlussbericht zum Blackout in Spanien entlastet die Solarenergie.

Ohne KI gehe es auch im Stromsystem nicht mehr, sagte Schwarzer. Angst müsse man vor der Technik nicht haben, wohl aber Respekt. Deutschland habe eines der sichersten Stromsysteme der Welt, betonte Dederichs, und dieser Anspruch bleibe.

Mit der Energiewende greifen Netzbetreiber häufiger ein

Wie stark sich der Alltag in den Leitwarten verändert hat, schilderte TenneT-Deutschland-Chef Tim Meyerjürgens im September 2025. Vor 20 Jahren habe TenneT ein- bis zweimal im Jahr korrigierend ins Netz eingreifen müssen. Heute seien es allein im eigenen Netzgebiet rund 2.500 Eingriffe im Jahr, im Schnitt also etwa sieben am Tag.

Diese Eingriffe heißen Redispatch. Vor einem Engpass regeln die Netzbetreiber Kraftwerke auf der einen Seite herunter und auf der anderen hoch, damit keine Leitung überlastet. Wer vor dem Blackout warnt, führt die Zahl der Eingriffe gern als Beleg für ein instabiles Netz an. Tatsächlich lässt sich an ihr ablesen, wie viel im Netz passiert, nicht wie unsicher es ist.

Hinter dem Anstieg steht mehr Bewegung im Netz. Früher speisten einige Hundert Großkraftwerke ein, heute sind es Millionen dezentrale Erzeuger. Wärmepumpen, Elektroautos, Rechenzentren und Batteriespeicher verschieben die Last, über den europäischen Stromhandel fließt Strom quer über die Grenzen. Weil der Netzausbau hinterherhinkt, steuern die Netzbetreiber dort um, wo Leitungen fehlen.

Die Bundesnetzagentur misst 11,7 Minuten Ausfall pro Kunde

Laut Bundesnetzagentur ist die Versorgung dabei nicht schlechter geworden, im Gegenteil. 2024 war jeder Letztverbraucher im Schnitt 11,7 Minuten ohne Strom, 2023 waren es 12,8 Minuten. Die Behörde führt diese durchschnittliche Unterbrechungsdauer als Kennzahl SAIDI. Die Energiewende komme voran, ohne dass die sichere Stromversorgung leide, sagte Bundesnetzagentur-Präsident Klaus Müller dazu.

Das Volumen der Eingriffe blieb 2025 stabil. Beim Netzengpassmanagement setzten die Netzbetreiber Maßnahmen im Umfang von 30.319 Gigawattstunden ein, 2024 waren es 30.318. Mehr als 96 Prozent des Erneuerbaren-Stroms flossen ins Netz, nur 3,5 Prozent regelten die Netzbetreiber ab. Die Kosten von knapp 3,1 Milliarden Euro ordnet der Faktencheck zu den Redispatch-Kosten ein.

Amprion will KI im Stromnetz vom Ratgeber zum Assistenten machen

Von der Hauptschaltleitung in Brauweiler aus überwacht Amprion 11.000 Kilometer Höchstspannungsnetz mit rund 70.000 Schaltgeräten in 1.100 Schaltanlagen. Die Primärregelleistung muss nach 30 Sekunden bereitstehen, die Sekundärregelleistung nach fünf Minuten. Beide ruft Amprion automatisch ab, ohne dass jemand in der Leitwarte eingreift. So beschreibt es Amprion in seiner Broschüre zur Systemführung.

Beim Redispatch entscheiden dagegen Ingenieur*innen in der Leitwarte, auch die Minutenreserve fordern sie von Hand an. Seit Oktober 2021 nehmen am Redispatch 2.0 auch Erneuerbare-Anlagen und Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung ab 100 Kilowatt teil. Den Datenaustausch mit ihnen wickeln die Netzbetreiber digital ab. Das Bild vom einsamen Operator, der zum Telefon greift, trifft damit nur noch die Ausnahme. Über den Redispatch entscheiden aber weiterhin Menschen, gestützt auf Ausfallrechnungen im Viertelstundentakt.

Dederichs beschreibt den Weg der KI im Stromnetz in drei Stufen: Advice, Assist und Replace, also Rat, Assistenz und Ersatz. „Im Netzbetrieb sind wir derzeit klar bei Advice und Assist“, sagte er im Interview mit pv magazine. Die Verantwortung bleibe beim Menschen. Für manche Themen rechne er eher mit fünf bis zehn Jahren als mit ein oder zwei.

Einige Anwendungen nutzt Amprion bereits, wie Dederichs im Gespräch mit energiezukunft schilderte. Für die Prognose der Regelenergie werte das Unternehmen Wetterdaten von fünf bis sechs Anbietern aus. Mit KI erkenne Amprion Nebelfronten, die sonst Prognosefehler bei der Photovoltaik von mehreren tausend Megawatt verursachten. In der Netzausbauplanung lasse Amprion genetische Algorithmen Hunderttausende Varianten durchrechnen.

Einen Netzbetrieb ganz ohne Menschen haben die beiden Geschäftsführer nach eigenen Angaben diskutiert und verworfen. KI könne Ratschläge geben und in Notsituationen bei der Entscheidung helfen, sagte Schwarzer, den Menschen ersetzen werde sie nicht.

Unter dem Schlagwort Smart Grid versprechen Netzbetreiber und Softwareanbieter seit Jahren ein Stromnetz, in dem Erzeugung und Verbrauch über Daten und Software aufeinander abgestimmt werden. Dederichs hat mit envelio selbst Software für solche Netze gebaut. Mit alphaGrid holt Amprion diese Intelligenz nun in die Leitwarte des Übertragungsnetzes, als Assistenz für die Ingenieur*innen, die dort über den Redispatch entscheiden. Aus dem Stromnetz der Energiewende wird damit Schritt für Schritt endlich das Smart Grid, das die Branche so lange angekündigt hat.

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