Um wirklich zu verstehen, was im Verteilnetz passiert und an welchen Stellen investiert werden muss, liefert der Ladon Energy Sensor die entscheidenden Erkenntnisse.
Ein Netzbetreiber sieht am Nachmittag einen Engpass kommen und drosselt nach § 14a EnWG die Wärmepumpen in einem Straßenzug. Ein Aggregator ruft am Abend die Heimspeicher seiner Kunden ab. In beiden Fällen stellt sich dieselbe Frage: Ist tatsächlich passiert, was angefordert wurde, und was hat es im Netz bewirkt?
Niederspannung: viel Bedarf, wenig Sicht
Bis 2045 investieren die Verteilnetzbetreiber laut Bundesnetzagentur rund 207 Mrd. € in ihre Netze; 245.300 km Niederspannungsleitung sind zu bauen oder zu verstärken. Geplant wird die Niederspannung bis heute überwiegend mit pauschalen Gleichzeitigkeitsfaktoren statt mit gemessener Auslastung. Laut VDE FNN wurde in vielen Niederspannungsnetzen bisher gar keine Messtechnik eingebaut.
Die Netzbetreiber sehen das selbst so. E.ON beschreibt die Transparenz in der Niederspannung als sehr begrenzt und den Bedarf an Beobachtbarkeit als dringend, weil Anschlüsse nicht mehr abgelehnt werden sollen und steuerbare Verbraucher netzorientiert gesteuert werden dürfen. Bayernwerk schreibt, dass Netze historisch praktisch ohne Beobachtbarkeit geplant wurden.
Netzbetreiber investieren, aber zu oft “mit der Gieskanne”
Der Bedarf bleibt nicht bei Absichtserklärungen. Über 160 Verteilnetzbetreiber haben zwischen Januar 2023 und April 2026 Messtechnik von SMIGHT in rund 5.000 Ortsnetzstationen eingesetzt. Bayernwerk hat bei E-Bridge und dem IAEW der RWTH Aachen eine Studie beauftragt, die untersucht, welche Kombination aus Messpunkten in Stationen, Kabelverteilern und Smart Metern den Netzzustand ausreichend genau abbildet, und zu welchen Kosten.
Die SMIGHT-Auswertung zeigt auch, wo die Herausforderung liegt: Im Mittel hat das Niederspannungsnetz noch deutliche Reserven, kritisch wird es lokal und punktuell. Und kritische Abgänge sind inzwischen häufiger durch Einspeisung belastet als durch Verbrauch. Netzbetreiber müssen also die Hot Spots finden, oft am Strangende, nicht in der Station.
Wenige Messpunkte, ganzes Netzsegment
Dafür muss nicht jedes Haus gemessen werden. Mehrere Forschungsarbeiten zeigen in Simulationen, dass sich der Zustand eines Niederspannungsnetzes aus wenigen gut platzierten Messpunkten am Hausanschluss mit vertretbarer Genauigkeit schätzen lässt (Nainar & Iov 2020; Giebeler u. a. 2024). Eine Arbeit in den IEEE Transactions on Smart Grid zeigt für ein deutsches Netz, dass ein vorgeschalteter Disaggregationsschritt die Zustandsschätzung deutlich verbessert (de Jongh 2025).
Hier verbinden sich die beiden Welten. Ein Ladon-Energy-Sensor am Hausanschluss liefert dem Netzbetreiber Spannung und Strom je Phase in hoher Auflösung, auch Oberschwingungen und kurze Ereignisse. Und er zeigt, wie sich PV, Speicher und Wärmepumpe im Haus netto auswirken. Genau das braucht auch der Flexibilitätsanbieter, um nachzuweisen, dass ein Abruf gewirkt hat.
Unabhängig vom Smart-Meter-Rollout
Intelligente Messsysteme werden die Datenlage verbessern, aber langsam: Zur Jahresmitte 2025 waren laut einer Auswertung der TU Braunschweig 16,4 % der Pflichteinbaufälle ausgestattet. Der Sensor von Ladon Energy lässt sich dort einsetzen, wo der Netzbetreiber heute Messwerte braucht, ohne Eingriff in die Ortsnetzstation, und ergänzt die Smart Meter dort, wo Minutenwerte nicht reichen.
Wie viel die zeitliche Auflösung ausmacht, ist für Viertel- und Halbstundenwerte gut untersucht. In einer britischen Studie mit 100 Smart Metern unterschätzten Halbstundenwerte die Netzverluste um 9 bis 24 % gegenüber Minutenwerten (Poursharif u. a. 2018). Ein Living-Lab-Experiment des KIT zeigt, dass kurze Lastspitzen und Unsymmetrien in 15-Minuten-Werten oft untergehen und teils erst bei 5 bis 10 Sekunden sichtbar werden.
Für Kilohertz-Daten kommen die stärksten Belege bisher aus der Mittelspannung. Dort zeigen Wellenformdaten Vorboten von Fehlern, die in gemittelten Werten kaum auftauchen, in einem dokumentierten Fall zwei Tage vor dem Kurzschluss (Blair u. a. 2024). Ob sich das auf den Hausanschluss übertragen lässt, ist bisher noch nicht im Markt nachgewiesen, aber es ist eine starke Hypothese und wir arbeiten intensiv daran, sie zu verproben.
Heute: hochaufgelöste Messdaten vom Hausanschluss mit Dashboard und Datenexport für Netzbetreiber.
Vision: Zustand ganzer Netzsegmente aus wenigen Messpunkten ableiten und Flexibilitätsabrufe am Netzanschluss unabhängig überprüfen.
Quellen: SMARD, Verteilernetze bis 2045 · SMARD, Auslastung und Betrieb des Verteilernetzes · VDE FNN, Netzzustandsermittlung in der Niederspannung (2024) · E.ON bei Eurelectric · Bayernwerk bei Eurelectric · 50komma2 zur SMIGHT-Auswertung (Juli 2026) · Fatemi u. a., IAEW/Bayernwerk/E.DIS (IEWT 2023) · Nainar & Iov, Energies 2020 · Giebeler u. a., PESS 2024 · de Jongh, IEEE Trans. Smart Grid 16(5) · Niehs u. a., EnInnov 2026 · Poursharif u. a., IET GTD 2018 · KIT, Detecting Residential Power Peaks · Blair u. a., SGSMA 2024