ENERGIEWENDE · 5. NOVEMBER 2026

50Hertz

Wie sich das Stromnetz als zellulares Energiesystem von unten organisieren lässt

Erzeugung und Verbrauch gleichen sich zuerst im Haus, im Straßenzug und an der Ortsnetzstation aus, nur der Rest fließt eine Netzebene höher. Der Technikverband VDE nennt dieses Prinzip zellulares Energiesystem. Im Verteilnetz fehlen dafür vor allem Messtechnik und Steuerung.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 12 Min. LESEN

Hundert Jahre lang floss Strom in Deutschland in eine Richtung. Große Kraftwerke speisten auf der obersten Spannungsebene ein, über Transformatoren gelangte der Strom Stufe für Stufe hinunter bis zur Steckdose. An sonnigen Tagen kehrt sich diese Richtung heute vielerorts um. Solaranlagen auf Wohnhäusern, Scheunen und Gewerbehallen speisen ganz unten ein, Batteriespeicher laden im Keller, Wallboxen und Wärmepumpen ziehen große Leistung aus demselben Ortsnetz.

Ende 2024 waren in Deutschland laut dem Monitoringbericht von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt 177,8 Gigawatt erneuerbare Leistung installiert, zwei Drittel der gesamten 265,8 Gigawatt. Der Branchenverband BDEW erwartet in einer Prognose von 2024, dass rund 90 Prozent der künftigen Erzeugungsleistung direkt in die Verteilnetze einspeisen. Ausgelegt wurden diese Netze für Strom, der von oben kommt.

Warum Engpässe zunehmend im Verteilnetz entstehen

Das deutsche Stromnetz hat vier Spannungsebenen. Vom Übertragungsnetz gelangt der Strom über Hoch-, Mittel- und Niederspannung in Regionen, Orte und Straßen. Für die unteren Ebenen, das Verteilnetz, waren Ende 2024 insgesamt 819 Netzbetreiber zuständig. Mit rund 1,9 Millionen Kilometern Stromkreislänge war das Verteilnetz knapp 50-mal so lang wie das Übertragungsnetz.

Quelle: Bundeswirtschaftsministerium, Das deutsche Stromnetz

Auf allen Ebenen gilt dieselbe Grundregel: In jedem Moment muss so viel Strom erzeugt werden, wie verbraucht wird. Ob das gelingt, zeigt die Frequenz, die im kontinentaleuropäischen Verbundnetz im Normalbetrieb zwischen 49,8 und 50,2 Hertz liegt. Weicht sie ab, gleichen Kraftwerke und Speicher mit bereitgehaltener Reserve aus. Die Frequenz gilt für den ganzen Kontinent, über eine überlastete Leitung im Nachbardorf verrät sie nichts.

Ein Engpass ist ein örtliches Problem. Er entsteht, wenn eine Leitung oder ein Transformator mehr Strom transportieren müsste, als er verkraftet. Dann greifen Netzbetreiber in die Erzeugung ein, sie regeln Anlagen vor dem Engpass herunter und fahren andere dahinter hoch. Dieses Redispatch gilt seit dem 1. Oktober 2021 auch für Wind- und Solaranlagen ab 100 Kilowatt. Ökostrom hat nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz zwar Vorrang bei der Einspeisung, bei einem Engpass wird er trotzdem abgeregelt und der Betreiber entschädigt.

Laut einer Bundestagsdrucksache vom August 2026 kostete das Engpassmanagement 2025 rund 3,08 Milliarden Euro, nach 2,95 Milliarden Euro im Jahr 2024. Davon flossen 435 Millionen Euro als Entschädigung an Betreiber erneuerbarer Anlagen.

Immer häufiger liegen die Engpässe weiter unten. Im zweiten Quartal 2025 lag die Ursache für 49 Prozent der abgeregelten Ökostrommenge im Verteilnetz, für 1.121 von 2.299 Gigawattstunden. Das weist die Bundesnetzagentur auf ihrer Datenplattform SMARD aus. Als Grund nennt sie, dass der Ausbau der Verteilnetze mit dem Zubau der Photovoltaik nicht Schritt hält.

Wie ein zellulares Energiesystem funktioniert

Der Technikverband VDE hat bereits 2015 ein Modell für ein Netz vorgelegt, das von unten organisiert ist. Seine Energietechnische Gesellschaft beschreibt in der Studie „Der Zellulare Ansatz“ ein Energiesystem, in dem sich Erzeugung und Verbrauch auf der niedrigsten möglichen Ebene ausgleichen. Die kleinste Energiezelle ist das einzelne Haus mit Erzeugern, Verbrauchern, Speichern, Wandlern wie der Wärmepumpe und einer Steuereinheit, die mit den Nachbarzellen kommuniziert. Seit dem Impulspapier „Planung zellularer Energiesysteme“ von 2021 zählen auch Wärme und Gas ausdrücklich zur Zelle.

Zellen derselben Ebene schließen sich zusammen und erscheinen eine Ebene höher als eine einzige Zelle. Mehrere Häuser bilden so etwa einen Straßenzug, mehrere Straßenzüge das Gebiet einer Ortsnetzstation. Dort setzt ein Transformator die Mittelspannung auf die Spannung im Haushalt herunter. Nur was eine Zelle nicht selbst ausgleichen kann, fließt als Restsaldo eine Ebene höher. Leitungen und Transformatoren können deshalb nach Einschätzung des VDE kleiner ausfallen, überregionale Übertragung bleibt trotzdem nötig.

Im Juli 2026 hat der VDE das Konzept in der Studie „Das zellulare Verteilnetz“ für den Netzbetrieb konkretisiert. Energiezellen aus Photovoltaik, Batterie, Wärmepumpe und steuerbaren Verbrauchern schließen sich an der Ortsnetzstation zu einem Cluster zusammen. Ein Clustermanager in der Station koordiniert sie und gibt nur die Restsalden an die nächsthöhere Ebene weiter. Die Leitungen bleiben, wo sie liegen; neu hinzu kommen Messung, Kommunikation und Automatisierung.

Wie viel Leistung ein Netzabschnitt verkraftet, wird laufend aus Echtzeitmessungen bestimmt. Für den Betrieb beschreibt der VDE ein Ampelmodell. Bei Grün gleichen Zellen und Cluster ihre Energieflüsse auf der niedrigsten Ebene aus. Bei Gelb melden sie einen absehbaren Engpass, damit Speicher und flexible Verbraucher über den Markt gegensteuern können. Erst bei Rot geben die Manager Anweisungen an die angeschlossenen Anlagen, um einen Ausfall zu verhindern.

Autarkie strebt der VDE für das zellulare Netz nicht an. Die Zellen bleiben ans Verbundnetz angeschlossen, nur die Restsalden fließen darüber. Für den Notfall hat der VDE eine Rückfallebene vorgesehen. Fällt die Kommunikation aus, stützen die Clustermanager das Netz anhand der vor Ort gemessenen Spannung und Frequenz. Lässt sich das vorgelagerte Netz nicht mehr halten, dürfen sich Cluster oder Zellen abtrennen und als Insel weiterlaufen, sofern sie technisch darauf vorbereitet sind.

Mehr als 50 Partner haben den Ansatz von 2017 bis 2020 im Projekt C/sells erprobt, einem von fünf Schaufenstern des Förderprogramms SINTEG des Bundeswirtschaftsministeriums. In Baden-Württemberg, Bayern und Hessen bauten sie über 30 Demonstrationszellen auf, von einzelnen Gebäuden über Quartiere bis zu ganzen Regionen. In diesen Zellen deckte die eigene Erzeugung zuerst den eigenen Bedarf, Überschüsse gingen an andere Zellen. Im Abschlussbuch des Projekts halten die Partner fest, dass es für Märkte mit lokaler Flexibilität angepasste Regeln braucht.

Im Allgäuer Wildpoldsried haben die Partner des Projekts IREN2 2017 nach eigenen Angaben einen Abschnitt des Niederspannungsnetzes vom Verbund getrennt. Sie betrieben ihn als Inselnetz allein mit erneuerbarem Strom und schalteten ihn anschließend ohne Unterbrechung wieder zu. Beteiligt waren das Allgäuer Überlandwerk mit seiner Netztochter AllgäuNetz, Siemens, die RWTH Aachen und die Hochschule Kempten.

Seit 2020 vernetzt E.ON im Reallabor SmartQuart drei Quartiere. In Bedburg-Kaster teilen rund 110 Wohneinheiten eine Gemeinschafts-Solaranlage, ein Windrad, eine Batterie und Wärmepumpen. Zwischen den drei Quartieren lässt sich Energie rechnerisch teilen.

Dezentrale Anlagen sind deutlich widerstandsfähiger als zentrale, so bilanziert die Internationale Energieagentur IEA im Februar 2026 die Lage in der Ukraine. Im Krieg wurde dort mehr als die Hälfte der zentralen Erzeugung beschädigt oder zerstört, von der dezentralen Erzeugung nur rund sieben Prozent. In der Region Winnyzja können fünf Inselnetze bei einem Totalausfall auch Nachbarorte versorgen.

In Charkiw blieben die Wohnungen im Winter 2025/26 dank Wärmepumpen, Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung und mobiler Heizkessel warm. Im stärker zentral versorgten Kiew waren zur selben Zeit über 5.500 Wohngebäude ohne Heizung.

Was dem Verteilnetz an Messung und Steuerung fehlt

Für ein zellulares Energiesystem müssen Netzbetreiber wissen, was in ihren Ortsnetzen geschieht, und dort steuern können. In vielen Netzen fehlt diese Intelligenz bislang. Der BDEW zählte 2024 mehr als 600.000 Ortsnetzstationen in Deutschland und hielt fest, dass es für das Erkennen von Überlastungen keine einheitliche Systematik gibt.

Daten aus den Haushalten sollen intelligente Messsysteme liefern, digitale Stromzähler mit einer Kommunikationseinheit. Zum 30. Juni 2026 waren laut Bundesnetzagentur knapp 3,2 Millionen davon eingebaut, bei gut 54 Millionen Messstellen eine Quote von 5,9 Prozent. Die Behörde führt Verfahren gegen 434 Unternehmen, die die gesetzliche Quote von 20 Prozent verfehlt haben. Bis 2032 sollen 90 Prozent der Pflichtfälle ausgestattet sein (mehr dazu: wie Netzbetreiber beim Einbau intelligenter Zähler vorankommen).

Seit dem 1. Januar 2024 gelten für neue Wärmepumpen und private Wallboxen die Regeln nach Paragraf 14a des Energiewirtschaftsgesetzes. Netzbetreiber dürfen ihren Anschluss nicht mehr mit Verweis auf eine drohende Überlastung ablehnen. Bei akuter Gefahr dürfen sie die Geräte auf bis zu 4,2 Kilowatt drosseln, aber nicht abschalten, der übrige Haushaltsstrom bleibt unberührt. Eingreifen dürfen sie nur auf Basis einer Netzzustandsermittlung aus Echtzeit-Messwerten.

Wer seine Geräte steuern lässt, zahlt weniger Netzentgelt, die Gebühr für die Nutzung des Stromnetzes. Mit Modul 1 sinkt es nach Angaben der Bundesnetzagentur pauschal um 110 bis 190 Euro im Jahr (Stand 2023). Mit Modul 2 sinkt der Arbeitspreis auf 40 Prozent. Seit April 2025 kommt mit Modul 3 ein zeitvariables Netzentgelt hinzu, das ein intelligentes Messsystem voraussetzt (mehr dazu: dynamische Netzentgelte).

Seit dem 1. Juni 2026 dürfen Stromkunden nach Paragraf 42c des Energiewirtschaftsgesetzes Strom aus gemeinsam genutzten Erneuerbare-Energien-Anlagen im Gebiet ihres Verteilnetzbetreibers teilen. Ab Juni 2028 gilt das auch für das angrenzende Netzgebiet, Netzentgelte fallen für den geteilten Strom weiter an. Damit lässt sich Solarstrom innerhalb einer Region auch wirtschaftlich dort verbrauchen, wo er entsteht (mehr dazu: Energy Sharing in Deutschland).

In Hamburg wird Netzkapazität knapp, bevor genug Flexibilität entstanden ist. Bis der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz die Netzverknüpfungspunkte zur Stadt ausgebaut hat, vergeben die städtischen Hamburger Energienetze keine zusätzlichen Großanschlüsse über 1,5 Megavoltampere Anschlussleistung. Die verbleibenden Reserven verteilt der Netzbetreiber seit dem 2. November 2026 im Verfahren „Fair Grid“ jährlich neu, statt nach Eingang der Anträge. Vorrang haben Projekte der Daseinsvorsorge wie Krankenhäuser.

Für Haushalte ändert sich nichts: Anschlüsse bis 1,5 Megavoltampere laufen weiter wie bisher, ausdrücklich auch Wärmepumpen, private Wallboxen, typische Handwerksbetriebe und öffentliche Ladesäulen. Batteriespeicher fallen dagegen schon ab 300 Kilovoltampere Bezugsleistung unter das Verfahren. Über flexible Anschlussvereinbarungen will der Netzbetreiber Leistung in lastarme Zeiten verschieben. Nach Prognosen, auf die sich der Netzbetreiber beruft, dürfte sich der Leistungsbedarf der Stadt innerhalb von 20 Jahren etwa verdreifachen.

Der Engpass sitzt an der Schnittstelle zum Übertragungsnetz. Bürgermeister Peter Tschentscher sagte im September 2026 im ZDF, der Stadt fehlten 16 Transformatoren (mehr dazu: Stromzone Nord für Hamburg und Schleswig-Holstein). Flexible Anschlüsse sind ein erster Schritt in die zellulare Logik, denn wer Leistung in lastarme Stunden verschiebt, entlastet genau diese Schnittstelle. Ein Batteriespeicher zählt dann nicht als Verbraucher, sondern als Netzhelfer, sofern die Anschlussbedingungen einen netzdienlichen Betrieb vorschreiben. Dafür muss der Netzbetreiber messen und steuern können, was am Speicher geschieht.

Warum sich Kupfer für Netzbetreiber schneller rechnet als Software

Stromnetze sind natürliche Monopole, deshalb legt die Bundesnetzagentur fest, wie viel ihre Betreiber einnehmen dürfen. Für Kupfer, also neue Leitungen und Transformatoren, gilt nach Paragraf 10a der Anreizregulierungsverordnung ein Kapitalkostenaufschlag. Die Kapitalkosten fließen ohne Zeitverzug in die Erlösobergrenze ein. Die Betriebskosten bleiben dagegen auf dem Stand eines Basisjahres. Zu ihnen zählt vieles, was ein intelligentes Netz ausmacht: Software, Datenauswertung, der Einkauf von Flexibilität.

Beim Eigenkapital hat die Bundesnetzagentur im Januar 2024 Neuanlagen bessergestellt und das ausdrücklich als Investitionsanreiz für den Netzausbau begründet. Auf den Marktzins schlägt sie für Neuanlagen drei Prozentpunkte Wagniszuschlag auf. Bei einem Marktzins von 2,9 Prozent ergibt das 7,23 Prozent vor Steuern, für Bestandsanlagen gelten 5,07 Prozent.

Der Rat der europäischen Energieregulierer CEER beschrieb im Mai 2025, dass sich unter vielen Regulierungsrahmen kapitalintensive Investitionen eher lohnen, weil sie langfristig planbare Renditen bieten. Für einen Netzbetreiber ist der neue Transformator damit oft die sicherere Rechnung als die Software, die den vorhandenen besser auslastet. In Paragraf 11 des Energiewirtschaftsgesetzes stehen drei Pflichten nebeneinander: Netze bedarfsgerecht optimieren, verstärken und ausbauen. Das Bundeswirtschaftsministerium fasst die Reihenfolge als NOVA-Prinzip zusammen: Netzoptimierung vor Verstärkung vor Ausbau. Je besser Netzbetreiber ihre Ortsnetze kennen und steuern, desto mehr Solar- und Windstrom passt durch die vorhandenen Leitungen.

Den Wert eines intelligenten Netzbetriebs hat Agora Energiewende im Oktober 2026 mit den Instituten Consentec und FfE berechnet. Planen und bauen die Verteilnetzbetreiber weiter wie bisher, kostet der Ausbau bis 2045 rund 250 Milliarden Euro. Mit modernen Planungs- und Betriebsansätzen lassen sich davon rund 66 Milliarden Euro sparen, mehr als jeder vierte Euro. Ausgebaut wird auch in dieser Rechnung, nur gezielter. Dafür müssen Bundesregierung und Bundesnetzagentur laut Agora den Regulierungsrahmen anpassen, mit Preissignalen, die die lokale Netzauslastung abbilden.

Mit den NEST-Festlegungen vom Dezember 2025 löst die Bundesnetzagentur die Anreizregulierungsverordnung nach dem Ende der vierten Regulierungsperiode ab. Nach dem Sachstand vom April 2026 plant sie für Strom-Verteilnetzbetreiber ab 2029 einen jährlichen Anpassungsfaktor für Betriebskosten. Steigende Ausgaben für den Betrieb kämen so schneller in den Erlösen an. Der BDEW sieht durch NEST dagegen die Anreize für Investitionen geschwächt.

Werden Betriebs- und Kapitalkosten gleich behandelt, rechnet sich für Netzbetreiber auch die Ortsnetzstation mit Sensoren und Clustermanager. Erprobt sind die Bausteine: in Wildpoldsried, in Bedburg-Kaster und in jedem Haus, in dem ein Energiemanager Solaranlage, Speicher und Wärmepumpe aufeinander abstimmt.

Häufige Fragen zum zellularen Energiesystem

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