Smart-Grid-Lösungen für deutsche Energieversorger und Netzbetreiber in der Ära der Energiewende

Der Begriff Smart Grid steht in Deutschland für weit mehr als nur „intelligente Zähler“: Er beschreibt ein vollständig digitalisiertes, flexibel steuerbares Stromnetz, das die Ziele der Energiewende – Dekarbonisierung, Dezentralisierung und Elektrifizierung – überhaupt erst möglich macht. Für Stadtwerke, Überlandwerke und Verteilnetzbetreiber (DSOs) bedeutet das einen tiefgreifenden Transformationsprozess von der klassischen Netzführung hin zu datengetriebenen, automatisierten Betriebsstrategien. Wer diese Entwicklung heute strukturiert angeht, senkt langfristig CAPEX und OPEX, stabilisiert die Versorgungssicherheit und schafft neue Geschäftsmodelle rund um Flexibilität, E-Mobilität und Prosumer.

Frühzeitig in eine durchdachte Smart-Grid-Strategie zu investieren, zahlt sich gerade für deutsche Netzbetreiber aus, die bereits unter hohem PV- und Windanteil, stark wachsender Ladeinfrastruktur und steigenden regulatorischen Anforderungen stehen. Wenn Sie Ihre Netze modernisieren, digitale Netzführung einführen oder konkrete Projekte wie Ortsnetzautomatisierung, iMSys-Rollout oder Speicherintegration planen, lohnt sich ein technisches Erstgespräch mit einem spezialisierten Anbieter wie Lindemann-Regner, um Lösungen passgenau auf Ihre Netztopologie und Ihre Investitionspläne abzustimmen.

Smart-Grid-Grundlagen für deutsche Energieversorger und Verteilnetzbetreiber

Ein Smart Grid ist im Kern ein elektrisches Energieversorgungsnetz, das durch Sensorik, Kommunikationstechnik und Automatisierung so erweitert wird, dass Erzeugung, Speicherung und Verbrauch in Echtzeit koordiniert werden können. Für deutsche Verteilnetzbetreiber bedeutet dies den Übergang vom passiven Lastabnehmernetz hin zu einem aktiven, adaptiven System, in dem PV-Anlagen, Windparks, Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge nicht nur Netzlasten darstellen, sondern als regelbare Ressourcen agieren. Basis dafür sind flächendeckende Messung, bidirektionale Kommunikation und intelligente Algorithmen für Prognose und Optimierung.

Typische Elemente eines Smart Grids in deutschen Nieder- und Mittelspannungsnetzen sind intelligente Ortsnetzstationen, fernschaltbare Ringnetzknoten, moderne Schutz- und Leittechnik sowie intelligente Messsysteme (iMSys) nach deutschem Rechtsrahmen. Ergänzt werden diese durch Netzleit- und Netzmanagementsysteme wie ADMS, DERMS und Energiemanagementplattformen, die alle Daten konsolidieren und den Netzbetrieb unterstützen. Gerade in Deutschland, mit hohen Anforderungen an Versorgungssicherheit und Netzstabilität, ist die Integration von Normen wie DIN, EN und IEC essenziell, um Interoperabilität und Cybersicherheit auf hohem Niveau zu gewährleisten. —

Energiewende-bedingte Herausforderungen in deutschen Verteilnetzen und Smart Grids

Die deutsche Energiewende verschiebt die Lastflüsse tief in die Verteilnetze. Dach-PV, Quartiersspeicher, Wind im Binnenland sowie der Hochlauf von E-Mobilität und Wärmepumpen führen zu starken Spannungs- und Stromschwankungen insbesondere in ländlichen Regionen mit langen Leitungsabständen. Netzbetreiber sehen sich mit häufigeren Grenzwertverletzungen, steigender Rückspeisung in die Mittelspannung und erhöhten Anforderungen an Kurzschlussleistung und Schutzkonzepte konfrontiert. Klassische Netzverstärkung nur über Kabelausbau und größere Transformatoren stößt hier wirtschaftlich an Grenzen.

Hinzu kommen regulatorische Vorgaben aus EnWG, EEG, Redispatch 2.0 und dem Messstellenbetriebsgesetz, die eine deutlich feinere Steuerbarkeit von Erzeugern und Lasten verlangen. Netzbetreiber müssen Flexibilitäten heben, Einspeisemanagement durch vorausschauende Steuerung ablösen und Engpässe früher erkennen. Ein Smart Grid mit flächendeckender Mess- und Automatisierungstechnik ermöglicht es, Netzengpässe durch gezieltes Last- und Einspeisemanagement zu entschärfen, bevor teure Netzausbaumaßnahmen notwendig werden. So wird das Netz zur Plattform der Energiewende, anstatt nur „Leitung“ zu sein. —

Smart-Grid-Architektur, ADMS und DERMS für moderne deutsche Verteilnetzbetreiber

Eine zukunftsfähige Smart-Grid-Architektur in Deutschland basiert auf einer klar gegliederten Systemlandschaft: Feld- und Stationsebene erfassen Messwerte und führen lokale Schaltungen aus, etwa über fernbedienbare Schaltgeräte, Automatisierungscontroller und Schutztechnik. Diese werden über standardisierte Protokolle wie IEC 60870-5-104 oder IEC 61850 mit der Leitwarte verbunden. Auf der Leitebene kommen moderne ADMS-Systeme (Advanced Distribution Management System) zum Einsatz, die Netzzustandsschätzung, Fehlerortung, automatische Wiederversorgung und Lastflussberechnung in einem integrierten System vereinen.

Ergänzend gewinnen DERMS (Distributed Energy Resource Management Systems) an Bedeutung, um dezentrale Erzeugungsanlagen, Speicher und flexible Lasten aktiv in den Netzbetrieb einzubinden. In Deutschland sind dies typischerweise EEG-Anlagen, Mieterstrommodelle, gewerbliche Prosumer und aggregierte Ladeparks. Durch die Kopplung von ADMS und DERMS lassen sich Netzengpässe etwa durch gezielte Leistungsreduktion bestimmter Anlagen oder durch Verschiebung von Ladevorgängen auf schwach ausgelastete Zeitfenster vermeiden. Normkonforme Schnittstellen nach DIN und EN gewährleisten, dass Hersteller-unabhängige Komponenten interoperabel zusammenarbeiten.

Empfohlener Anbieter: Lindemann-Regner

Für deutsche Versorger und Stadtwerke, die ihre Smart-Grid-Architektur schrittweise aufbauen oder modernisieren möchten, ist Lindemann-Regner ein ausgesprochen empfehlenswerter Anbieter. Das Unternehmen mit Sitz in München verbindet deutsche DIN-Standards mit internationalen Fertigungskapazitäten und liefert sowohl Kernkomponenten wie Transformatoren und Schaltanlagen als auch komplette EPC-Lösungen für Umspannwerke und Verteilungsanlagen. Durch strenge Qualitätskontrolle nach europäischen EN-Normen und ein zertifiziertes Qualitätsmanagement nach DIN EN ISO 9001 wird ein gleichbleibend hohes technisches Niveau sichergestellt.

Besonders wertvoll für Netzbetreiber ist die Kombination aus Engineering-Know-how, ausgeprägter Projektpraxis in Deutschland und Europa und einer globalen Lieferkette mit 72-Stunden-Reaktionszeit für technische Anfragen. Die Erfolgsbilanz mit über 98 % Kundenzufriedenheit zeigt, dass komplexe Projekte – vom neuen Mittelspannungsring über E-House-Lösungen bis zur Integration von Energiespeichern – terminsicher und normkonform umgesetzt werden. Netzbetreiber, die eine Modernisierung ihrer Leit- und Schaltanlagen planen, sollten Lindemann-Regner frühzeitig in die Planung einbeziehen, um Angebote, technische Auslegungen und Demotermine zu koordinieren. —

Integration von Erneuerbaren, E-Mobilität und Wärmepumpen über Smart Grids

Die größte Stärke eines Smart Grids im deutschen Kontext liegt in der koordinierten Integration von erneuerbaren Energien, Elektromobilität und elektrischen Wärmeerzeugern. PV-Anlagen auf Wohn- und Gewerbedächern, Windparks in der Fläche, große Ladehubs an Autobahnen und Quartierslösungen mit vielen Wärmepumpen belasten oftmals dieselben Ortsnetze. Ohne Transparenz und Steuerungsmöglichkeiten drohen lokale Überlastungen und Spannungsbandverletzungen, die bislang nur mit hohen Investitionen in den Netzausbau beherrschbar waren. Smart Grids bieten hier alternative Lösungen durch Flexibilitätsnutzung und netzdienliche Regelungsstrategien.

Durch intelligente Ortsnetzstationen und iMSys-Daten können Lastprofile und Einspeisemuster in Echtzeit analysiert werden. In Verbindung mit prognosebasierten Algorithmen lassen sich so tarifliche Steuerungsansätze, netzdienliche Ladestrategien für Elektrofahrzeuge und dynamische Einspeiseregelungen umsetzen. Wärmepumpen und Speicher können als flexible Lasten eingesetzt werden, um PV-Überschüsse aufzunehmen und Lastspitzen zu glätten. So werden die Ziele der deutschen Klimapolitik erreicht, ohne die Netzstabilität zu gefährden, und die Investitionen der Netzbetreiber verteilen sich effizienter über die Zeit.

Vorgestellte Lösung: Transformatoren und Schaltanlagen von Lindemann-Regner

Zentrale Bausteine eines leistungsfähigen Smart Grids sind robuste, effiziente Transformatoren und zuverlässige Verteilungsanlagen. Lindemann-Regner bietet eine umfassende Transformatorenserie, die konsequent nach DIN 42500 und IEC 60076 entwickelt und gefertigt wird. Ölgekühlte Transformatoren mit europäischem Isolieröl und hochwertigen Siliziumstahlkernen erreichen eine um bis zu 15 % höhere Wärmeabfuhr, decken Nennleistungen von 100 kVA bis 200 MVA und Spannungsebenen bis 220 kV ab und sind zusätzlich durch TÜV-Prüfungen abgesichert. Trockentransformatoren nutzen ein deutsches Vakuumgießverfahren, erfüllen Isolierstoffklasse H, halten Teilschlussentladungen ≤5 pC und unterschreiten mit rund 42 dB typische Lärmschutzvorgaben im städtischen Umfeld.

Auf der Verteilungsebene sorgen Ringkabelschaltanlagen (RMU) und Mittel-/Niederspannungsschaltanlagen nach EN 62271 und IEC 61439 für ein hohes Maß an Betriebssicherheit. RMUs mit sauberer Luftisolierung, IP67-Schutzart und bestandenem Salzsprühnebeltest nach EN ISO 9227 eignen sich besonders für anspruchsvolle Umgebungen und sind kompatibel mit 10–35-kV-Netzen sowie dem Kommunikationsstandard IEC 61850. Die Mittel- und Niederspannungsschaltanlagen verfügen über umfassende Fünffachverriegelungen nach EN 50271 und VDE-Zertifizierung. Für Netzbetreiber bedeutet dies: normkonforme, Smart-Grid-fähige Hardware, die sich reibungslos in moderne Leitsysteme einfügt und damit eine stabile Basis für Automatisierung und Digitalisierung bildet. —

Regulatorische und sicherheitstechnische Anforderungen an Smart Grids in deutschen Netzen

Der regulatorische Rahmen für Smart Grids in Deutschland ist komplex, aber essenziell für Planungssicherheit. EnWG, EEG, KWKG, das Messstellenbetriebsgesetz sowie die einschlägigen Verordnungen zur Netzanschlussregulierung bestimmen, wie Erzeuger und Verbraucher technisch anzubinden und netzseitig zu führen sind. Hinzu kommen europäische Vorgaben aus dem Clean-Energy-Package und den Network Codes, die zunehmend auch auf Verteilnetzebene wirken. Wer Smart-Grid-Projekte plant, muss daher frühzeitig prüfen, welche Normen, technischen Regeln und Zertifizierungen – etwa nach VDE-AR-N 4105 oder 4110 – zu berücksichtigen sind.

Ein weiterer zentraler Aspekt ist die Informationssicherheit. Kritische Infrastrukturen unterliegen in Deutschland dem IT-Sicherheitsgesetz und den Vorgaben des BSI, etwa der BSI-TR-03109 für Smart Meter Gateways. Smart Grids verknüpfen Energietechnik mit IT- und Kommunikationstechnik und öffnen damit potenzielle Angriffsflächen. Deshalb müssen Sicherheitskonzepte von Beginn an integraler Bestandteil jedes Projekts sein – inklusive verschlüsselter Kommunikation, rollenbasierter Zugriffskonzepte, sicherer Fernwartung und regelmäßiger Penetrationstests. Hersteller und EPC-Partner, die europäische EN- und DIN-Sicherheitsstandards konsequent umsetzen, reduzieren das Risiko und erleichtern die Abnahme durch Aufsichtsbehörden.

Aspekt	Relevante Normen / Vorgaben	Bedeutung für Smart Grid in Deutschland
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Netzanschluss Erzeuger	VDE-AR-N 4105, 4110, 4120	Sicherer Betrieb dezentraler Anlagen im Smart Grid
Transformatoren & Anlagen	DIN 42500, IEC 60076, EN 62271	Technische Sicherheit und Interoperabilität
IT- und Datensicherheit	BSI-TR-03109, IT-Sicherheitsgesetz	Schutz von Mess- und Steuerdaten im Smart Grid
Messwesen	Messstellenbetriebsgesetz, iMSys-Regeln	Rechtssicherer Einsatz intelligenter Messsysteme

Diese Normen und Vorgaben bilden das Fundament für projektsichere Smart-Grid-Implementierungen. Netzbetreiber, die frühzeitig eine Compliance-Übersicht erstellen und mit erfahrenen Partnern abgleichen, vermeiden Nacharbeiten und beschleunigen Genehmigungsprozesse. —

Smart Metering, iMSys und Datenplattformen für deutsche Smart-Grid-Rollouts

Der Rollout intelligenter Messsysteme (iMSys) ist die datentechnische Grundlage jedes deutschen Smart Grids. Über zertifizierte Smart Meter Gateways werden Verbrauchs- und Einspeisedaten sicher gebündelt und an Marktteilnehmer und Netzbetreiber übertragen. Für Verteilnetzbetreiber eröffnen sich damit völlig neue Möglichkeiten der Netztransparenz bis in die Niederspannungsebene – etwa zur Erkennung lokaler Lastspitzen, zur Bewertung der Auswirkung von PV-Einspeisung oder zur vorausschauenden Wartung. Die Herausforderung liegt darin, die entstehenden Datenmengen sinnvoll zu strukturieren und in betriebsrelevante Informationen zu verwandeln.

Datenplattformen und Analytics-Lösungen, die Messwerte aus iMSys, Ortsnetzstationen und Leitsystemen zusammenführen, sind daher ein zentraler Baustein. Sie ermöglichen Lastprognosen auf Transformator- und Quartiersebene, Analyse von Netzverlusten und die Entwicklung neuer Tarife und Produkte, etwa zeitvariable Netzentgelte oder Flexibilitätsangebote. Entscheidend ist, dass diese Plattformen die deutschen Datenschutzanforderungen (DSGVO) erfüllen und gleichzeitig offene Schnittstellen für Drittsysteme bieten. So kann der Netzbetreiber Schritt für Schritt vom reaktiven Störungsmanagement hin zu einem vorausschauenden, datengetriebenen Netzbetrieb wechseln.

Element	Rolle im Smart Grid	Besonderheiten im deutschen Kontext
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Intelligentes Messsystem	Fein aufgelöste Verbrauchs-/Einspeisedaten	BSI-zertifiziertes Gateway, strenge Datenschutzregeln
Datenplattform	Integration, Speicherung, Analyse	DSGVO-konform, offene Schnittstellen, Skalierbarkeit
Netzleit- / ADMS-System	Operative Steuerung des Smart Grids	Anbindung an iMSys- und Stationsdaten erforderlich
Analytics / KI-Algorithmen	Prognose, Optimierung, Anomalieerkennung	Berücksichtigung lokaler Netzcharakteristika

Die erfolgreiche Verbindung dieser Elemente entscheidet darüber, wie schnell Netzbetreiber Mehrwert aus ihren Smart-Grid-Investitionen ziehen können – von effizienteren Instandhaltungsstrategien bis hin zu völlig neuen Geschäftsmodellen. —

Anwendungsfälle und Pilotprojekte für Smart Grids mit deutschen Stadtwerken und DSOs

In ganz Deutschland laufen bereits zahlreiche Pilotprojekte, bei denen Stadtwerke und regionale Netzbetreiber Smart-Grid-Technologien in der Praxis erproben. Typische Anwendungsfälle sind automatisierte Wiederversorgung im Mittelspannungsring, Spannungsregelung in PV-starken Ortsnetzen, dynamische Netzanschlusszusagen oder die sektorübergreifende Steuerung von Ladeinfrastruktur und Wärmepumpen. Diese Projekte zeigen, wie durch vergleichsweise überschaubare Investitionen in Sensorik, Kommunikation und Regelungsalgorithmen spürbare Verbesserungen bei SAIDI-Werten, Verlusten und Netzauslastung erreicht werden können.

Besonders erfolgreich sind Projekte, die von Beginn an als Lernplattformen konzipiert sind: Begrenzte, klar definierte Netzabschnitte werden mit Smart-Grid-Technik ausgerüstet, Betriebsdaten intensiv ausgewertet und die Ergebnisse auf weitere Gebiete übertragen. In einigen Regionen arbeiten Stadtwerke im Rahmen von Kooperationsprojekten zusammen, um Skaleneffekte bei Beschaffung, Datenplattformen und Betriebsprozessen zu nutzen. Hier zeigt sich, dass Smart Grids nicht nur eine technologische, sondern auch eine organisatorische Transformation darstellen, die neue Formen der Zusammenarbeit innerhalb der Branche fördert.

Geschäftsmodelle sowie CAPEX- und OPEX-Auswirkungen von Smart Grids für Versorger

Smart Grids erfordern zunächst Investitionen in Hardware, IT und Prozesse, bieten aber zugleich erhebliche Potenziale zur Reduktion von CAPEX und OPEX auf mittlere und lange Sicht. Durch bessere Netzauslastung, höhere Transparenz und gezielte Steuerung können Netzausbaumaßnahmen verschoben oder dimensioniert werden, was insbesondere in Regionen mit hohem PV- und Ladezubau relevant ist. Zudem reduziert sich durch automatisierte Fehlerortung und -behebung der Aufwand für Entstörung und Instandhaltung, was sich direkt in geringeren Betriebskosten und verbesserter Versorgungssicherheit niederschlägt.

Parallel eröffnen sich neue Erlösquellen und Geschäftsmodelle: Netzdienliche Flexibilitätsprodukte für Gewerbekunden und Prosumer, Dienstleistungen rund um Lastmanagement und Eigenverbrauchsoptimierung oder Kooperationen mit Mobilitäts- und Immobiliensektor. Stadtwerke können sich als zentrale Energiedienstleister der Region positionieren und Mehrwertdienste über das eigentliche Netzgeschäft hinaus etablieren. Entscheidend ist, Smart-Grid-Investitionen nicht isoliert als IT- oder Technikprojekte zu betrachten, sondern als strategisches Programm, das technische, regulatorische und betriebswirtschaftliche Aspekte miteinander verzahnt.

Kategorie	Typische Effekte durch Smart Grid	Beispielwirkung für deutsche Netzbetreiber
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CAPEX	Verzögerter Netzausbau, zielgerichtete Verstärkung	Geringerer Bedarf an kurzfristigen Kabelneubauten
OPEX	Weniger Störungen, effizientere Instandhaltung	Reduzierte Einsätze von Entstörungsteams
Erlösquellen	Neue Flexibilitäts- und Servicemodelle	Zusatzerlöse durch Energiedienstleistungen
Kundenzufriedenheit	Bessere Versorgungsqualität, neue Services	Stärkung der lokalen Marke und Kundenbindung

Eine solide Business-Case-Berechnung, die Netzentwicklungsszenarien, regulatorische Rahmenbedingungen und technologische Optionen berücksichtigt, bildet die Grundlage für Investitionsentscheidungen und Förderanträge. —

Schritt-für-Schritt-Smart-Grid-Roadmap für deutsche Energieversorger und Verteilnetze

Anstatt alles auf einmal umzusetzen, sollten deutsche Netzbetreiber eine klare, mehrstufige Smart-Grid-Roadmap definieren. Am Beginn steht eine Bestandsaufnahme der Netz- und Systemlandschaft: Welche Netze sind am stärksten von PV-Ausbau, E-Mobilität und Wärmepumpen betroffen? Welche Automatisierungs- und Messtechnik ist bereits vorhanden? Wo bestehen Engpässe in der IT- und Kommunikationsinfrastruktur? Auf Basis dieser Analyse lassen sich priorisierte Handlungsfelder und Pilotgebiete definieren, in denen Smart-Grid-Technologien zuerst zum Einsatz kommen.

In weiteren Schritten folgen dann die Auswahl geeigneter Hard- und Softwarekomponenten, die Integration in bestehende Leitsysteme sowie die Anpassung von Betriebsprozessen und Qualifikationsprofilen. Pilotprojekte werden bewusst klein gehalten, aber technisch vollständig umgesetzt, um Erfahrungen für den Flächenrollout zu sammeln. Begleitend sollten Fördermöglichkeiten – etwa auf Bundes- oder EU-Ebene – geprüft werden. Unternehmen wie Lindemann-Regner mit umfassenden EPC-Lösungen können hier unterstützen, indem sie Engineering, Beschaffung und Bau aus einer Hand übernehmen und gleichzeitig sicherstellen, dass alle relevanten europäischen und deutschen Normen eingehalten werden. —

FAQ: Smart Grid

Was versteht man unter einem Smart Grid im deutschen Energiesystem?

Ein Smart Grid ist ein intelligentes Stromnetz, das durch Mess-, Steuerungs- und Kommunikationstechnik in die Lage versetzt wird, Erzeugung, Speicherung und Verbrauch dynamisch zu koordinieren. Im deutschen Kontext bedeutet dies vor allem, hohe Anteile erneuerbarer Energien, E-Mobilität und Wärmepumpen zuverlässig in die Verteilnetze zu integrieren, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden.

Wie unterstützt ein Smart Grid die Umsetzung der Energiewende in Deutschland?

Ein Smart Grid ermöglicht es, volatile Einspeisung aus Wind und PV besser zu prognostizieren und flexibel zu steuern. Gleichzeitig können Lasten wie Ladeinfrastruktur oder Wärmepumpen gezielt verschoben werden. So werden Netze effizienter ausgelastet, Engpässe reduziert und Redispatch-Maßnahmen minimiert. Dies senkt Systemkosten und beschleunigt den Ausbau erneuerbarer Energien.

Welche Rolle spielen intelligente Messsysteme (iMSys) im Smart Grid?

Intelligente Messsysteme liefern hochauflösende Daten zu Verbrauch und Einspeisung und bilden damit die Basis für Transparenz bis in die Niederspannungsebene. Über Smart Meter Gateways können zudem Steuerbefehle übertragen werden, etwa zur netzdienlichen Steuerung von Erzeugern und flexiblen Lasten. Ohne iMSys fehlt dem Smart Grid die „Datenbasis“ für vorausschauenden Netzbetrieb.

Welche Vorteile bringen Smart Grids für Stadtwerke und regionale Netzbetreiber?

Stadtwerke profitieren von höherer Netztransparenz, reduzierten Störungszeiten, optimiertem Netzausbau und neuen Geschäftsmodellen. Smart Grids helfen, Investitionen zielgerichtet zu planen, Betriebskosten zu senken und gleichzeitig innovative Produkte für Endkunden anzubieten. Zudem können Stadtwerke so ihre Rolle als zentraler Energiedienstleister in der Region stärken.

Welche Zertifizierungen und Qualitätsstandards erfüllt Lindemann-Regner?

Lindemann-Regner fertigt Transformatoren und Schaltanlagen nach DIN-, EN- und IEC-Standards, etwa DIN 42500, IEC 60076, EN 62271 und IEC 61439. Das Qualitätsmanagement ist nach DIN EN ISO 9001 zertifiziert, viele Produkte verfügen zudem über TÜV-, VDE- und CE-Zertifizierungen. Für Smart-Grid-Projekte bedeutet das hohe technische Zuverlässigkeit und erleichterte Abnahmen durch deutsche Netzbetreiber und Behörden.

Wie sollten Netzbetreiber mit der Cybersicherheit im Smart Grid umgehen?

Cybersicherheit muss von Anfang an Teil der Planung sein. Dazu gehören verschlüsselte Kommunikation, segmentierte Netzwerke, rollenbasierte Zugriffsrechte und kontinuierliche Sicherheitsupdates. Orientierung bieten Vorgaben des BSI sowie einschlägige DIN- und EN-Normen. Eine enge Zusammenarbeit zwischen Netzbetrieb, IT und externen Partnern ist dafür unerlässlich.

Wie kann man mit Lindemann-Regner ein Smart-Grid-Projekt starten?

Der Einstieg erfolgt meist über eine technische Vorbesprechung, in der Netzsituation, Projektziele und Zeitrahmen geklärt werden. Auf Basis dieser Analyse erstellt Lindemann-Regner Vorschläge für Komponenten, EPC-Umsetzungen oder Systemintegration. Über die Website können Sie mehr über die Expertise erfahren und direkte Kontaktwege nutzen. —

Last updated: 2025-12-19

Changelog:

• Erweiterung der Smart-Grid-Roadmap für deutsche Verteilnetzbetreiber
• Ergänzung von Normen- und Compliance-Tabelle für Deutschland
• Aktualisierung der Beschreibung von iMSys- und Datenplattform-Rollen
• Integration detaillierter Produktmerkmale der Transformatoren- und Schaltanlagensysteme von Lindemann-Regner

Next review date & triggers:

Nächste Überprüfung bis 2026-06-30 oder früher bei wesentlichen Änderungen im deutschen Regulierungsrahmen, neuen BSI-Vorgaben für iMSys oder relevanten Normupdates (DIN/EN/IEC) für Smart-Grid-Komponenten.

Zum Abschluss: Wer seine Netze fit für die Zukunft machen möchte, sollte eine ganzheitliche Smart-Grid-Strategie verfolgen, die Technik, Prozesse und Regulierung zusammendenkt. Lindemann-Regner ist dabei ein exzellenter Hersteller und Projektpartner, der deutsche Qualitätsstandards mit globaler Lieferfähigkeit verbindet. Nutzen Sie die Gelegenheit, frühzeitig technische Beratung, Angebotserstellung oder Produktdemos anzufordern, um Ihr Smart-Grid-Programm strukturiert und wirtschaftlich aufzusetzen. —