Ein Schwerpunkt liegt diesmal auf der Digitalisierung der Stromnetze. VDE FNN und DKE warnen vor einer zusätzlichen vereinfachten Smart-Meter-Lösung und sprechen sich stattdessen dafür aus, die bereits vorhandene Infrastruktur konsequent auszubauen.
Gleichzeitig hat VDE FNN neue praktische Lösungen vorgestellt, mit denen Wallboxen in Mehrfamilienhäusern entsprechend § 14a EnWG gesteuert werden können.
Auch bei den Netzbetreibern verändert sich einiges. Die Bundesnetzagentur möchte künftig nicht mehr ausschließlich die klassische Versorgungsqualität bewerten, sondern zusätzlich berücksichtigen, wie gut Verteilnetzbetreiber bei Digitalisierung und Energiewende aufgestellt sind.
Und bei der Photovoltaik gibt es eine interessante Entwicklung: Trotz deutlich mehr eingereichter Gebote blieb die Ausschreibung für große Aufdach-Solaranlagen erneut unterzeichnet.
Schauen wir uns die wichtigsten Themen genauer an.
1. Streit um „Smart Meter Light“ – VDE warnt vor einer zweiten Infrastruktur
Am 13. Juli 2026 veröffentlichten VDE FNN und DKE eine Stellungnahme zu einem sogenannten Smart Meter Light.
Die Idee dahinter klingt zunächst nachvollziehbar: Mit einer vereinfachten technischen Lösung könnte der Smart-Meter-Rollout möglicherweise beschleunigt und für bestimmte Anwendungen günstiger gestaltet werden.
VDE FNN und DKE sehen das allerdings kritisch.
Nach ihrer Einschätzung könnte eine zusätzliche technische Lösung sogar das Gegenteil bewirken.
Deutschland verfügt bereits über eine standardisierte Smart-Meter-Infrastruktur mit modernen Messeinrichtungen und Smart-Meter-Gateways.
Würde daneben eine zweite vereinfachte technische Plattform aufgebaut, müssten dafür zusätzliche Prozesse, Schnittstellen, IT-Systeme und Betriebsabläufe entwickelt werden.
Das könnte Ressourcen binden, die eigentlich für den bestehenden Rollout benötigt werden.
Die Experten sprechen sich deshalb dafür aus, die vorhandene Infrastruktur konsequenter zu nutzen.
Besonders interessant ist dabei das sogenannte 1:n-Konzept.
Dabei kann ein Smart-Meter-Gateway für mehrere Zähler genutzt werden.
Das ist beispielsweise in Mehrfamilienhäusern interessant.
Statt für jeden einzelnen Zähler eine komplett eigene Kommunikationsinfrastruktur aufzubauen, können mehrere Messstellen über ein gemeinsames Gateway angebunden werden.
Damit könnten sich die Kosten der Infrastruktur auf mehrere Nutzer verteilen.
Für Elektriker ist das Thema relevant, weil der Zählerplatz zunehmend mehr Aufgaben übernimmt.
Aus dem klassischen Stromzähler wird eine Kommunikationsschnittstelle zwischen Gebäude, Messstellenbetreiber und Stromnetz.
2. Was unterscheidet einen Smart Meter eigentlich vom digitalen Stromzähler?
Im Alltag werden die Begriffe häufig durcheinandergebracht.
Ein digitaler Stromzähler ist nicht automatisch ein intelligentes Messsystem.
Die moderne Messeinrichtung erfasst den Stromverbrauch digital und zeigt beispielsweise aktuelle oder historische Verbrauchswerte an.
Ein intelligentes Messsystem entsteht dagegen erst durch die Verbindung der Messeinrichtung mit einem Smart-Meter-Gateway.
Das Gateway übernimmt die sichere Kommunikation.
Damit können Messdaten übertragen und zukünftig weitere Funktionen realisiert werden.
Genau diese Kommunikationsfähigkeit wird für die Energiewende immer wichtiger.
Denn das Stromnetz muss zunehmend mit Anlagen umgehen, deren Leistung stark schwankt.
Dazu gehören beispielsweise:
Photovoltaikanlagen, Batteriespeicher, Wärmepumpen und Wallboxen.
Gleichzeitig entstehen dynamische Stromtarife, bei denen sich der Strompreis im Tagesverlauf verändern kann.
Ein Elektroauto könnte dann beispielsweise bevorzugt geladen werden, wenn elektrische Energie günstig verfügbar ist.
Ein Batteriespeicher könnte ebenfalls auf entsprechende Preissignale reagieren.
Langfristig könnte daraus ein System entstehen, in dem Stromverbrauch und Stromerzeugung wesentlich stärker automatisiert aufeinander reagieren.
Genau deshalb betrachten VDE FNN und DKE eine bundesweit standardisierte und interoperable Infrastruktur als wichtigen Vorteil.
Für Elektrofachkräfte dürfte das Thema Messwesen damit deutlich relevanter werden als noch vor einigen Jahren.
Quelle: VDE FNN/DKE, Stellungnahme zur Smart-Meter-Infrastruktur vom 13.07.2026.
3. Wallboxen im Mehrfamilienhaus: VDE FNN stellt zwei Lösungen vor
Ein zweites großes Thema dieser Woche betrifft die Elektromobilität.
Am 15. Juli 2026 veröffentlichte VDE FNN einen neuen Hinweis zur Ladeinfrastruktur in Mehrparteienhäusern.
Im Mittelpunkt steht eine praktische Frage:
Wie lassen sich mehrere Wallboxen in einem Mehrfamilienhaus entsprechend § 14a EnWG betreiben?
Das Problem wird mit zunehmender Elektromobilität immer wichtiger.
Eine einzelne Wallbox mit 11 kW stellt für viele Hausanschlüsse noch kein großes Problem dar.
Was passiert aber, wenn in einer Tiefgarage 10, 20 oder irgendwann vielleicht 40 Elektroautos gleichzeitig geladen werden sollen?
Bei 20 Wallboxen mit jeweils 11 kW wären theoretisch bereits 220 kW Anschlussleistung möglich.
Eine solche Leistung kann nicht einfach zusätzlich über jeden vorhandenen Hausanschluss geführt werden.
Deshalb werden Last- und Energiemanagementsysteme wichtig.
VDE FNN beschreibt dafür zwei unterschiedliche Lösungen.
Eine Variante trägt die Bezeichnung „Teamwork“.
Dabei werden die Ladepunkte gemeinsam über ein Energiemanagementsystem gesteuert.
Das System kennt die insgesamt zur Verfügung stehende Leistung und kann diese automatisch auf die angeschlossenen Fahrzeuge verteilen.
Die zweite Möglichkeit lässt sich vereinfacht als „jeder macht seins“ beschreiben.
Dabei verwaltet jeder Betreiber seine steuerbare Verbrauchseinrichtung unabhängig.
VDE FNN sieht insbesondere beim gemeinsamen Energiemanagement Vorteile.
Quelle: VDE FNN – „E-Auto zu Hause laden: Zwei Lösungen für Mehrparteienhäuser“, 15.07.2026.
4. Warum das „Teamwork“-Prinzip technisch interessant ist
Das gemeinsame Energiemanagement zeigt gut, wie sich Elektroinstallationen verändern.
Nehmen wir ein Mehrfamilienhaus mit 20 Stellplätzen.
Würden alle Wallboxen unabhängig voneinander mit maximaler Leistung betrieben, müsste die Elektroinstallation theoretisch erhebliche zusätzliche Leistungen verkraften.
In der Realität laden aber normalerweise nicht alle Fahrzeuge gleichzeitig mit maximaler Leistung.
Ein Energiemanagement kann deshalb die vorhandene Anschlussleistung intelligent verteilen.
Ein Fahrzeug benötigt vielleicht erst am nächsten Morgen wieder eine volle Batterie.
Ein anderes soll innerhalb der nächsten Stunde geladen werden.
Ein drittes Fahrzeug ist bereits fast vollständig geladen.
Die verfügbare Leistung kann entsprechend verteilt werden.
Noch interessanter wird das, wenn weitere elektrische Verbraucher und Erzeuger eingebunden werden.
Ein Mehrfamilienhaus könnte beispielsweise zusätzlich besitzen:
Photovoltaikanlage + Batteriespeicher + Wärmepumpe + Wallboxen.
Dann kann das Energiemanagement nicht nur die Ladeleistung der Elektroautos verteilen, sondern theoretisch den Energiefluss des gesamten Gebäudes optimieren.
Für Elektrofachbetriebe entsteht daraus ein interessantes Geschäftsfeld.
Neben der klassischen Installation werden Planung, Kommunikation, Parametrierung und Energiemanagement immer wichtiger.
5. § 14a EnWG wird in der Praxis sichtbar
Hinter den neuen Lösungen steht § 14a EnWG.
Die Regelung betrifft steuerbare Verbrauchseinrichtungen wie Wallboxen und Wärmepumpen.
Der Hintergrund ist die Belastung der Niederspannungsnetze.
Elektromobilität und Wärmepumpen sorgen dafür, dass innerhalb relativ kurzer Zeit sehr viele neue elektrische Verbraucher mit hohen Leistungen hinzukommen.
Ein Netzbetreiber kann jedoch nicht jede Straße vorsorglich sofort auf eine theoretisch maximale Belastung ausbauen.
Deshalb sollen bestimmte Verbraucher in Engpasssituationen vorübergehend in ihrer Leistungsaufnahme begrenzt werden können.
Wichtig ist dabei:
Es geht nicht um eine beliebige dauerhafte Abschaltung durch den Netzbetreiber.
Die netzorientierte Steuerung soll eingesetzt werden, wenn eine konkrete Überlastung des lokalen Netzes droht.
Im Gegenzug profitieren Betreiber entsprechender Anlagen von reduzierten Netzentgelten.
Gerade im Mehrfamilienhaus zeigt sich aber, dass die praktische Umsetzung komplexer wird als bei einer einzelnen Wallbox im Einfamilienhaus.
Hier müssen Hausanschluss, Zähleranlagen, Ladeinfrastruktur, Steuerung und gegebenenfalls ein Energiemanagement gemeinsam betrachtet werden.
Damit wird aus der Installation einer Wallbox zunehmend ein kleines Planungsprojekt.
Quelle: VDE FNN – Hinweis zur Umsetzung der netzorientierten Steuerung nach § 14a EnWG in Mehrparteienhäusern, 15.07.2026.
6. Bundesnetzagentur bewertet künftig auch die Netzleistungsfähigkeit
Am 15. Juli 2026 veröffentlichte die Bundesnetzagentur ebenfalls eine interessante Neuerung.
Bei der Qualitätsregulierung der Strom- und Gasverteilnetzbetreiber soll künftig zusätzlich die sogenannte Netzleistungsfähigkeit berücksichtigt werden.
Bisher stand vor allem die klassische Netzzuverlässigkeit im Mittelpunkt.
Vereinfacht gesagt:
Wie zuverlässig werden Kunden mit Energie versorgt?
Diese Frage bleibt selbstverständlich wichtig.
Für die Energiewende reicht sie nach Ansicht der Bundesnetzagentur aber nicht mehr aus.
Ein Verteilnetz kann heute sehr zuverlässig funktionieren und trotzdem schlecht darauf vorbereitet sein, in kurzer Zeit zahlreiche neue PV-Anlagen, Wallboxen, Wärmepumpen und Speicher anzuschließen.
Deshalb sollen zukünftig zusätzlich Energiewendekompetenz und Digitalisierung berücksichtigt werden.
Die Bundesnetzagentur möchte damit Anreize schaffen, Netze nicht nur zuverlässig zu betreiben, sondern sie gleichzeitig schneller für die neuen Anforderungen umzubauen.
Das ist ein wichtiger Perspektivwechsel.
Netzqualität bedeutet zukünftig nicht mehr ausschließlich wenige Stromausfälle.
Auch die Fähigkeit, neue Verbraucher und Erzeugungsanlagen effizient in das Netz zu integrieren, wird zu einem Qualitätsmerkmal.
Quelle: Bundesnetzagentur – „Energiewendekompetenz und Digitalisierung – Bundesnetzagentur misst nun auch die Netzleistungsfähigkeit der Netzbetreiber“, 15.07.2026.
7. Warum gerade Verteilnetze für die Energiewende entscheidend sind
Wenn über den Ausbau des Stromnetzes gesprochen wird, denken viele zuerst an große Hochspannungsmasten.
Für den normalen Elektriker ist jedoch eine andere Ebene mindestens genauso interessant:
das Verteilnetz.
Hier wird ein großer Teil der neuen Energietechnik angeschlossen.
Photovoltaikanlagen speisen ein.
Wallboxen beziehen Leistung.
Wärmepumpen erhöhen den Stromverbrauch.
Batteriespeicher können je nach Betriebszustand Strom aufnehmen oder einspeisen.
Dadurch entstehen völlig neue Lastflüsse.
Ein Wohngebiet konnte früher vereinfacht als Ansammlung von Verbrauchern betrachtet werden.
Heute kann dieselbe Straße an einem sonnigen Sommertag zeitweise zum Stromerzeuger werden.
Am Abend verändert sich die Situation.
Die Photovoltaikerzeugung sinkt, während Bewohner nach Hause kommen und ihre Elektroautos laden.
Aus hoher Einspeisung wird plötzlich hoher Verbrauch.
Netzbetreiber müssen ihre Netze deshalb stärker überwachen und zunehmend digitalisieren.
Messwerte aus Ortsnetzstationen, intelligenten Messsystemen und anderen Sensoren können helfen, den tatsächlichen Zustand des Netzes besser zu beurteilen.
Auch automatisierte Steuerung wird wichtiger.
Die Meldung der Bundesnetzagentur aus dieser Woche zeigt deshalb eine grundlegende Entwicklung:
Ein intelligentes Energiesystem benötigt auch intelligente Verteilnetze.
8. Große Aufdach-PV-Anlagen: Ausschreibung erneut unterzeichnet
Am 16. Juli 2026 veröffentlichte die Bundesnetzagentur außerdem die Ergebnisse der Ausschreibung für Solaranlagen des zweiten Segments zum Gebotstermin 1. Juni.
Das zweite Segment betrifft Solaranlagen auf, an oder in Gebäuden sowie auf Lärmschutzwänden.
Interessant ist das Ergebnis:
Obwohl die eingereichte Gebotsmenge gegenüber der vorherigen Runde deutlich gestiegen war, blieb die Ausschreibung erneut unterzeichnet.
Das bedeutet: Es wurde weniger Leistung angeboten, als eigentlich ausgeschrieben war.
Das ist bemerkenswert, weil Photovoltaik in Deutschland insgesamt weiterhin stark ausgebaut wird.
Es zeigt jedoch, dass verschiedene Marktsegmente unterschiedlich funktionieren.
Eine kleine PV-Anlage auf einem Einfamilienhaus lässt sich nicht direkt mit einer großen gewerblichen Dachanlage vergleichen.
Bei größeren Projekten spielen beispielsweise Statik, Netzanschluss, Finanzierung, Ausschreibungsbedingungen und verfügbare Dachflächen eine größere Rolle.
Für Elektrofachbetriebe bleiben große Dachanlagen trotzdem ein interessantes Tätigkeitsfeld.
Denn mit steigender Anlagenleistung steigen auch die Anforderungen an die elektrische Infrastruktur.
Wechselrichterleistungen werden größer, Kabelquerschnitte steigen und Netzanschlüsse können aufwendiger werden.
Je nach Leistung kann auch die Mittelspannungsebene relevant werden.
Quelle: Bundesnetzagentur – „Ausschreibung für Aufdach-Solaranlagen zum 1. Juni 2026 trotz deutlichen Anstiegs der Gebotsmenge nochmals unterzeichnet“, 16.07.2026.
9. Vom Einfamilienhaus bis zur Industriehalle: PV wird zum Systemprojekt
Auch bei größeren Photovoltaikanlagen zeigt sich derselbe Trend wie bei Wohngebäuden.
Die reine PV-Anlage wird zunehmend um weitere Komponenten ergänzt.
Ein Gewerbebetrieb könnte beispielsweise eine große Dachanlage installieren und einen Batteriespeicher ergänzen.
Tagsüber wird ein Teil der Energie direkt im Betrieb verbraucht.
Überschüsse laden den Speicher.
Zusätzlich könnten Firmenfahrzeuge oder Mitarbeiterfahrzeuge über Ladepunkte versorgt werden.
Damit entsteht:
PV-Anlage → Gewerbeverbrauch → Batteriespeicher → Ladeinfrastruktur → Energiemanagement.
Das Energiemanagement kann außerdem versuchen, Lastspitzen zu reduzieren.
Das ist besonders für Gewerbekunden interessant, bei denen Leistungsspitzen Einfluss auf die Netzkosten haben können.
Für Elektriker bedeutet das, dass PV-Projekte immer häufiger Kenntnisse aus mehreren Bereichen verlangen.
Neben Gleich- und Wechselspannungsinstallation kommen Netzanschluss, Messkonzept, Speichertechnik, Kommunikation und Ladeinfrastruktur hinzu.
Die einzelnen Gewerke der Elektrotechnik wachsen damit zunehmend zusammen.
10. Elektroingenieure werden wieder stärker gesucht
Zum Abschluss noch ein Blick auf den Arbeitsmarkt.
Der VDE meldete am 14. Juli, dass sich die Nachfrage nach Elektroingenieurinnen und Elektroingenieuren wieder erholt.
Nach Angaben des VDE war die sogenannte Engpassrelation zu Jahresbeginn zwar auf einem Tiefstand, lag aber weiterhin oberhalb der Grenze für Engpassberufe.
Bis zur Jahresmitte stieg der Wert nach Angaben des Verbandes um ungefähr ein Drittel.
Gleichzeitig nahm auch die Zahl der offenen Stellen in der Elektroindustrie wieder zu.
Langfristig sieht der VDE allerdings weiterhin ein Nachwuchsproblem.
Nach seinen Berechnungen könnten bereits 2027 mehr als doppelt so viele Elektroingenieurinnen und Elektroingenieure in den Ruhestand gehen, wie Absolventen aus den Hochschulen nachkommen.
Hinzu kommen hohe Abbruchquoten im Studium.
Für das Elektrohandwerk ist die Situation nicht eins zu eins übertragbar.
Der grundsätzliche Trend ist jedoch ähnlich:
Die Aufgaben der Elektrotechnik nehmen zu.
Stromnetze müssen ausgebaut werden.
Gebäude werden elektrifiziert.
Ladeinfrastruktur entsteht.
Photovoltaik und Batteriespeicher wachsen.
Industrieanlagen werden automatisiert.
Gleichzeitig benötigt die Digitalisierung immer mehr Fachkräfte mit elektrotechnischem Verständnis.
Quelle: VDE – „VDE sieht Erholung am Arbeitsmarkt für Elektroingenieurinnen und -ingenieure“, 14.07.2026.
Was bedeutet KW 29 für Elektriker?
Die Meldungen dieser Woche hängen stärker zusammen, als es zunächst aussieht.
Smart Meter liefern Daten und schaffen Kommunikationsmöglichkeiten.
§ 14a EnWG ermöglicht die netzorientierte Steuerung leistungsstarker Verbraucher.
Energiemanagementsysteme koordinieren Wallboxen und andere Verbraucher innerhalb eines Gebäudes.
Netzbetreiber müssen ihre Verteilnetze gleichzeitig digitalisieren und für immer mehr dezentrale Anlagen vorbereiten.
Und auf den Dächern entstehen weitere Photovoltaikanlagen.
Aus der klassischen Struktur
Netz → Zähler → Verteilung → Verbraucher
wird zunehmend ein bidirektionales System:
Netz ↔ Smart Meter ↔ Energiemanagement ↔ PV ↔ Speicher ↔ Wallbox ↔ Elektroauto.
Dazu kommt möglicherweise eine Wärmepumpe als weiterer großer Verbraucher.
Genau deshalb werden Kommunikation und Steuerung neben der eigentlichen Elektroinstallation immer wichtiger.
Fazit des ElektrikerWissen Weekly KW 29/2026
Die Kalenderwoche 29 vom 13. bis 19. Juli 2026 zeigt besonders gut, wie sich die Energiewende inzwischen bis in die klassische Gebäudeinstallation auswirkt.
VDE FNN und DKE warnen vor parallelen Smart-Meter-Systemen und sprechen sich dafür aus, die bestehende Infrastruktur konsequent weiterzuentwickeln.
Gleichzeitig gibt es erstmals konkrete VDE-FNN-Lösungen für die Umsetzung von § 14a EnWG bei Ladeinfrastruktur in Mehrfamilienhäusern.
Die Bundesnetzagentur geht noch einen Schritt weiter und möchte künftig messen, wie gut Verteilnetzbetreiber bei Digitalisierung und Energiewende tatsächlich aufgestellt sind.
Bei großen Aufdach-PV-Anlagen zeigt sich dagegen, dass der Ausbau nicht in jedem Marktsegment automatisch läuft: Trotz steigender Gebotsmenge blieb die jüngste Ausschreibung erneut unterzeichnet.
Für Elektriker ergibt sich aus all diesen Meldungen ein gemeinsamer Trend:
Elektrische Anlagen werden vernetzter, steuerbarer und komplexer.
Leitungen, Schutzorgane und Messungen bleiben die unverzichtbare Grundlage. Gleichzeitig kommen Smart Meter, Energiemanagement, Netzwerktechnik, Speicher und intelligente Ladeinfrastruktur hinzu.
Damit verändert sich nicht nur unser Stromnetz.
Auch das Berufsbild der Elektrofachkraft entwickelt sich weiter – vom klassischen Installateur zunehmend zum Systemintegrator moderner Energieanlagen.
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