Smart Grid als Nervensystem der Energiewende Genauso überlebenswichtig wie reformbedürftig Digitalisierung, Smart Meter, Flexibilität, Marktintegration, Netzdigitalisierung, Verbraucherintegration, erneuerbare Energien, Steuerung Robert Busch Der Autor analysiert Deutschlands erheblichen Rückstand bei der Umsetzung eines Smart Grids. Er führt dies auf hausgemachte Probleme wie überregulierte Smart Meter, mangelnde Netzdigitalisierung und fehlende Flexibilität zurück. Als Lösung fordert er einen Paradigmenwechsel hin zu einem dezentralen, verbraucherorientierten System, das konsequent auf Digitalisierung und Marktmechanismen setzt. Wäre die Digitalisierung des europäischen Stromsystems ein Fußballspiel, läge Deutschland 1: 4 hinten. Die Spielanalyse zeigt: Die meisten Treffer waren Eigentore. Im Folgenden werfen wir einen Blick auf den Stand der Digitalisierung im deutschen Stromsystem und wagen den Realitätscheck. Vom Zielbild über den Ist-Zustand bis hin zu den Chancen, den Rückstand aufzuholen. Das ideale Energiesystem der Zukunft gleicht einem lebenden Organismus: Jede Zelle - egal ob Prosumer-Haushalt, Freiflächen-PV-Anlage, Großbatteriespeicher oder flexibles Kraftwerk kommuniziert in Echtzeit mit dem Gesamtsystem. Sensoren erfassen Netzzustände, Erzeugungs-, Verbrauchs- und Speicherkapazitäten. Die gesammelten Daten jeder Erzeugungsanlage und jedes Verbrauchers 62 4 · 2025 TR ANSFORMING CITIES DOI: 10.24053/ TC-2025-0078 4. Leistungsfähiger Strommarkt Ein dynamischer, digital vernetzter Strommarkt ist ausreichend groß und liquide, damit Angebot und Nachfrage zu jedem Zeitpunkt zusammengebracht werden können. Dazu gehören zeitvariable Tarife, Direktvermarktungsmodelle und die einfache Integration von Flexibilitätsoptionen, um Anreize für steuerbaren Verbrauch und Einspeisung zu schaffen. Wichtig sind auch regionale und lokale Signale, die anzeigen, wo im Netz Überschuss und wo Mangel herrscht. Leider ist Deutschland bei der Umsetzung eines echten Smart Grids bislang weitgehend gescheitert. Betrachten wir die vier Punkte der Reihe nach: Schon beim Smart Meter Rollout - also der flächendeckenden Einführung von Smart Metern - ist Deutschland, trotz aller Beteuerungen, kaum über den Anstoß hinausgekommen. Zentrale Ursache ist die überzogene Fokussierung auf Datensicherheit und Datenschutz, die zu einer extrem komplexen, überregulierten und teuren „Platin-Goldrand-Lösung“ im Bereich der Smart Meter geführt hat. Deutsche Smart-Meter-Gateways müssen international einmaligen, extremen Sicherheitsanforderungen genügen. Das macht Installation und Administration besonders aufwendig und teuer. Messstellenbetreiber beklagen, dass die Gesamtkosten je Gerät bis zu 1.000 Euro betragen. Der wirtschaftliche Nutzen für Verbraucher und Netzbetreiber bleibt im Verhältnis dazu zu gering. Die Kosten für künftig viele Millionen Geräte summieren sich auf einen zweistelligen Milliardenbetrag, wobei viele der bereitgestellten Funktionen - vor allem im Bereich Steuerung - im praktischen Einsatz bei den meisten Abnahmestellen kaum nachgefragt werden. Hinzu kommt eine strategische Fehlpriorisierung: Regulatorische Rahmenbedingungen setzen den Fokus nicht auf breite Marktintegration oder Verbrauchstransparenz, sondern auf „Sicherheit “ und steuerbare Nutzungen. Innovative Geschäftsmodelle, wie etwa dynamische Tarife, fallen dabei unter den Tisch. Die überkomplexe Sicherheitsarchitektur und Regulierung führen dazu, dass der Rollout international im Hintertreffen bleibt: Mit einer Ausstattungsquote von rund 3 Prozent ist Deutschland eines der Schlusslichter in Europa. Statt Transparenz, Flexibilität und die wirkungsvolle Integration dezentraler Erzeuger und Verbraucher zu fördern, wird die Digitalisierung im Energiesystem massiv gebremst. Über 850 Messstellenbetreiber im Netzmonopol führen zu einem Flickenteppich an Zuständigkeiten - vor allem die Grundzuständigen, meist zugleich Verteilnetzbetreiber, bremsen dabei den werden in Echtzeit mit den Markt- und Netzdaten abgeglichen und intelligente Steuerungsbefehle reagieren blitzschnell auf Veränderungen. So wird am Markt zu jeder Zeit der günstigste Strom verwendet, Last wird in Zeiten hohen Angebots verschoben und gleichzeitig das Netz auf allen Spannungsebenen stabil gehalten. Es entsteht ein System, das selbstregulierend und effizient arbeitet - ein echtes Smart Grid. Ein derartiges Smart Grid ist dabei weit mehr als ein IT-Projekt. Es ist ein Paradigmenwechsel in der Energieversorgung: Weg von hierarchischen Topdown-Steuerketten, die durch wenige Großkraftwerke dominiert sind. Hin zu dynamischen Netzwerken mit millionenfacher Rückkopplung. Nach und nach wird jede Komponente eines Haushalts Teil eines lernenden Gesamtsystems. Photovoltaikanlage, Heimspeicher, Elektroauto, Wärmepumpe und Wärmespeicher sind miteinander vernetzt und kommunizieren mit dem übergeordneten Energiesystem. Künstliche Intelligenz und Algorithmen übernehmen dabei die Feinsteuerung: Sie laden z. B. E-Autos automatisch in Zeiten niedriger Preise, verschieben Wärmepumpenlasten in Phasen hoher Windproduktion und stabilisieren das Netz, bevor Engpässe überhaupt entstehen. Was sind die Voraussetzungen für solch ein funktionierendes Smart Grid? 1. Smart Meter an jedem Messpunkt Intelligente Messsysteme (Smart Meter) sind nötig, um sowohl Einspeiseals auch Ausspeisedaten in Echtzeit und sicher zu messen und zu übertragen. Sie bilden die digitale Schnittstelle zwischen einzelnen Verbrauchern/ Erzeugern und dem Netz und sind die Grundlage für eine transparente Steuerung und Abrechnung. 2. Digitalisierung der Netze Durch digitale Mess- und Steuerungstechnik (z. B. Sensorik, automatisierte Geräte) können Netzbetreiber den Netzzustand auf jeder Netzebene und in jedem Netzteil in Echtzeit erfassen. So können sie bei drohender Überlastung, Netzengpässen oder Störungen direkt mit Signalen oder Steuerbefehlen reagieren und das Netz optimal auslasten und stabil halten. 3. Steuerung von Erzeugung und Nachfrage Erzeuger (z. B. PV-Anlagen, Windparks), Verbraucher und Speicher müssen intelligent gesteuert werden können - etwa durch Lastmanagement, bidirektionales Laden von E-Autos, oder die gezielte Aktivierung von Stromspeichern ggf. in Co-Location. Diese Flexibilität ermöglicht es, Schwankungen im Stromangebot und -nachfrage auszugleichen und das System zu optimieren. THEMA Digitalisierung und Sicherheit 63 4 · 2025 TR ANSFORMING CITIES DOI: 10.24053/ TC-2025-0078 Um die Flexibilität der Erzeugung steht es ebenfalls schlecht - sichtbar wird das jeden Sommer, wenn stark negative Strompreise auftreten. Millionen dezentraler Photovoltaikanlagen auf Dächern und Balkonen speisen weiterhin weitgehend ungesteuert ein, träge alte Kohlemeiler ebenso. Allerdings, auch viele moderne PV-Anlagen reagieren weder auf Netzzustände noch auf Preissignale. Ein großer Teil dieser Anlagen erhält durchgehend feste Einspeisevergütungen - selbst dann, wenn die Preise ins Negative fallen und die Einspeisung das System zusätzlich belastet. Die Marktintegration bleibt entsprechend gering. Eine konsequente Überführung in die Direktvermarktung ist überfällig, damit diese Anlagen aktiv am Strommarkt teilnehmen und zur Systemstabilität beitragen. Besonders deutlich zeigt sich das Flexibilitätsdefizit bei der Kombination mit Heimspeichern: Viele Batterien laden stumpf in den Morgenstunden, anstatt die überreichliche Solarenergie zur Mittagszeit zu nutzen und Netzspitzen zu glätten. Es fehlt eine intelligente Steuerung, die Erzeugung, Verbrauch und Speicherung systemdienlich koordiniert. Angesichts zunehmender Einspeisevolumina und stark schwankender Erzeugung ist es unerlässlich, Photovoltaikanlagen und Speicher als integrierte Flexibilitätseinheit zu denken. Nur so lassen sich Überschüsse bei „Hellbrise“ und Defizite während der „Dunkelflaute“ ausgleichen - und das Stromnetz wirksam entlasten. Nun steht es schon 0: 3. Der deutsche Strommarkt ist der größte in Europa - Angebot und Nachfrage haben bislang stets zueinander gefunden. Der wachsende Anteil erneuerbarer Energien drückt zudem Strompreise, Haushalte und Industrie profitieren - jedenfalls im Durchschnitt. Problematisch ist der Mangel an lokalen und regionalen Preissignalen. Die Folge: Heute müssen Ungleichgewichte im Übertragungsnetz (meist Nord-Süd) durch sogenannte Redispatch-Maßnahmen ausgeglichen werden - ein Mechanismus, der inzwischen rund fünf Milliarden Euro pro Jahr kostet. Je nach Perspektive liegt die Ursache in unzureichendem Netzausbau, fehlenden dynamischen Netzentgelten oder dem Fehlen lokaler Preiszonen. Fazit: Der Strommarkt funktioniert vernünftig ist aber reformbedürftig. Stand: 1: 4 Trotz unzähliger Fachkonferenzen und politischer Strategiepapiere ist das Smart Grid in Deutschland noch nicht einmal am Anfang. Was tun? Es bedarf keiner weiteren Diskussionsrunden, sondern eines Paradigmenwechsels, der das Sys- Wettbewerb und blockieren Innovationen. Allein 260 dieser grundzuständigen Messstellenbetreiber haben, stand heute, nicht ein einziges Smart Meter verbaut. Die wettbewerblichen Messstellenbetreiber, die den Rollout derzeit bundesweit vorantreiben, werden hingegen strukturell benachteiligt. Statt dieses Versagen zu ahnden, sehen Pläne des BMWE sogar eine weitergehende Monopolisierung des Rollouts bei den Netzbetreibern vor. Die totale Vollbremsung ist abzusehen. So bleibt das System ohne Kommunikation, ohne echte Feedbackschleifen: Daten fließen nicht, die Verbraucher werden kaum einbezogen - und das deutsche Smart Meter droht, zum untauglichen Selbstzweck, statt zum Werkzeug der Energiewende zu werden. Definitiv ein Eigentor: 0: 1 Auch beim Thema Digitalisierung der Netze sieht es alles andere als gut aus. Vielerorts wird die Verteilung des Stroms noch mit Technik gesteuert, die schon vor Jahrzehnten verbaut wurde. Die Folge: Messungen und Steuerungen laufen, wenn überhaupt, pauschal zentral ab, aktuelle detaillierte Netzzustände sind nur zu erahnen und Möglichkeiten, Strom flexibel zu nutzen oder Engpässe optimal zu vermeiden, bleiben weitgehend ungenutzt. Die tatsächliche Auslastung in den Verteilnetzen liegt oftmals unter 25 %. Es ließen sich technisch kapazitativ eine Vielzahl weiterer Erzeuger und Verbraucher anschließen. Die Netzbetreiber hingegen bauen zwar „bis zur letzten kWh“ aus, sprich das Netz wird auf eine mögliche Spitzenlast hin ausgebaut, die selten oder nie auftritt. Die Kapazität bleibt damit praktisch weitgehend ungenutzt. Ist das Netz endlich digitalisiert, würde an alle Netzkunden, Einspeiser wie Ausspeiser ein Auslastungssignal, z. B. über ein flexibles Netzentgelt übermittelt werden, das den aktuellen Netzzustand abbildet. In Knappheitszeiten wird so netzdienliches Verhalten angeregt. E-Autos verlangsamen etwa ihren Ladeprozess oder neue Erzeuger schalten sich lokal dazu. Die wirtschaftlichen Potenziale sind beachtlich: Schätzungen von BET Consulting (mitverantwortlich für das Energiewendemonitoring des BMWE) gehen davon aus, dass sich die notwendigen Investitionen im Verteilnetz auf hunderte Milliarden Euro summieren, wovon sich mit konsequenter Digitalisierung, Datennutzung und Flexibilität bis zu 30 Prozent vermeiden ließen. Die Chancen sind also vielversprechend. Der Weiterentwicklung stehen (wie so oft) bürokratische Hürden, fehlende Anreize und überholte Gewohnheiten im Weg. Die Netzregulierung muss also dringend nachgeschärft werden. Noch ein Eigentor: 0: 2 THEMA Digitalisierung und Sicherheit 64 4 · 2025 TR ANSFORMING CITIES DOI: 10.24053/ TC-2025-0078 Zugleich muss die Anreizregulierung der Netzbetreiber nach dem Prinzip „Digitalization first “ erfolgen: Erst die umfassende Digitalisierung und intelligente Netzzustandserfassung, dann der gezielte Ausbau bei tatsächlichen Engpässen. Einspeisende PV-Anlagen sollten möglichst rasch in die Direktvermarktung überführt werden, um Überlastungen im Sommer und teure Negativpreisspitzen zu vermeiden. Batteriespeicher müssen als zentrale Flexibilitätsoption konsequent integriert werden. Insgesamt bietet ein dezentral vom Verbraucher her gedachtes Smart Grid die Möglichkeit, die Energiewende nachhaltig zu beschleunigen und Deutschland endlich wieder auf die Überholspur zu bringen. Eingangsabbildung: © iStock.com/ wx-bradwang tem konsequent dezentral und aus der Perspektive des Verbrauchers beziehungsweise des Prosumers neu denkt. Statt einheitlicher Lösungen müssen angepasste Smart-Meter-Lösungen für unterschiedliche Anwendungsfälle etabliert werden, um Kosten zu senken und den Wettbewerb auf dem Messstellenmarkt gezielt zu stärken. Zentral ist weiterhin, dass die Marktrolle der wettbewerblichen Messstellenbetreiber gestärkt wird, um den Rollout effizienter, schneller und kostengünstiger zu gestalten. Die vielfach diskutierten Steuerungsfunktionen über das Smart-Meter-Gateway sind in der Breite entbehrlich. Bei vielen Anwendungsfällen erfüllt ein flexibles, dynamisch gestaltetes Netzentgelt als marktbasierter Steuerungsmechanismus sämtliche Anforderungen zur Last verlagerung durch die Kunden selbst. Denn moderne Home- Energ y-Management-Systeme beim Endkunden können in Echtzeit auf diese Netzentgelte reagieren, flexible Verbraucher steuern und so Engpässe im Netz verhindern. AUTOR: INNEN Robert Busch, Geschäftsführer, bne - Bundesverband Neue Energiewirtschaft e.V. Anzeige Buchtipp UVK Verlag - Ein Unternehmen der Narr Francke Attempto Verlag GmbH + Co. KG Dischingerweg 5 \ 72070 Tübingen \ Germany \ Tel. +49 (0)7071 97 97 0 \ info@narr.de \ www.narr.de Aus der Tradition in die Moderne Das Kur- und Bäderwesen blickt auf eine lange und stolze Tradition zurück. Allerdings steht es vor neuen Herausforderungen, die u. a. durch den demographischen Wandel, neue Krankheitsbilder, knappe Kassen im Gesundheitswesen, neue (Medical-)Wellnessangebote und ein gestiegenes Gesundheitsbewusstsein in der Bevölkerung geprägt sind. Dieses Handbuch stellt das Grundwissen zum Kur- und Bäderwesen dar und beleuchtet dieses auch aus der touristischen Perspektive. Auf Formen, Prädikate und Verfahren geht es konkret ein. Zahlreiche Boxen erleichtern das Verständnis. Das Handbuch beinhaltet ein Geleitwort von Brigitte Goertz-Meissner, der Präsidentin des Deutschen Heilbäderverbands e. V., und richtet sich an Studierende der Tourismus- und Gesundheitswissenschaften sowie an Auszubildende, Fach- und Führungskräfte aus der Kur- und Bäderpraxis sowie dem Destinationsmanagement. Ingo Menke zum Felde Handbuch Kur- und Bäderwesen 1. Au age 2025, 344 Seiten €[D] 39,90 ISBN 978-3-381-10391-1 (print) ISBN 978-3-381-10392-8 (eBook) DOI 10.24053/ 9783381103928 THEMA Digitalisierung und Sicherheit