BERLIN / LONDON (IT BOLTWISE) – Fast drei Viertel der Deutschen halten die heimische Stromversorgung für anfällig gegenüber Sabotage, physischen Angriffen oder Cyberangriffen. Gleichzeitig sagt nur ein Viertel, Deutschland sei gut auf einen längeren Stromausfall vorbereitet. Die Mehrheit der Befragten fordert beim Umbau des Energiesystems mehr Sicherheitsfokus – und will technische Prozesse künftig stärker digitalisieren. Bitkom verweist dabei auf Smart Meter, dynamische Tarife und die Notwendigkeit, Netze auch im Krisenfall stabil zu betreiben.
Fast drei Viertel der Bevölkerung in Deutschland sorgen sich um die Robustheit der Stromversorgung: Laut einer repräsentativen Umfrage des Digitalverbands Bitkom halten 71 Prozent die heimische Stromversorgung für anfällig gegenüber Sabotage, physischen Attacken oder Cyberangriffen. Nur 26 Prozent glauben, das Land sei gut auf einen längeren Stromausfall vorbereitet. Interessant ist die Differenz zwischen System- und Selbstwahrnehmung: 47 Prozent geben an, sich persönlich auf einen längeren Stromausfall gut vorbereitet zu fühlen. Damit verankert sich das Thema Energiesicherheit tief im Alltag – obwohl die öffentlich wahrgenommene Verlässlichkeit der Netze bislang relativ hoch bleibt.
Während die Frage nach Angriffen und Ausfällen viele Menschen emotional beschäftigt, ist der Sicherheitsaspekt auch messbar im Meinungsbild. Bitkom berichtet, dass 93 Prozent Sicherheit beim Umbau des Energiesystems ähnlich stark gewichten wollen wie Klimaschutz und Kosten. Diese Gewichtung kommt nicht aus dem Nichts: Die Stromnetze sind das Rückgrat für Industrie, Haushalte, Mobilität und zunehmend auch für die KI-gestützte Steuerung von Prozessen, die auf stabile elektrische Energie angewiesen ist. In der Praxis bedeutet das: Wer Netze modernisiert, muss parallel die Angriffsfläche reduzieren, Monitoring ausbauen und Incident-Response-Prozesse so designen, dass sie im Ernstfall nicht erst beginnen.
Technisch setzt Bitkom genau hier an: Bitkom-Hauptgeschäftsführer Bernhard Rohleder betont, dass digitale Technologien beim Schutz der Infrastruktur eine Schlüsselrolle spielen. Ohne digitale Überwachung und Cybersicherheitsmaßnahmen lassen sich Tausende Kilometer Stromnetz nach seiner Darstellung weder zuverlässig absichern noch stabil betreiben. Der Hintergrund ist historisch: In den letzten Jahrzehnten wurden Leit- und Steuertechnik (Leittechnik) sowie Übertragungs- und Verteilkomponenten schrittweise elektrifiziert und vernetzt. Dadurch entstanden enorme Vorteile in Effizienz und Regelbarkeit – aber auch neue Risiken durch Schnittstellen, Fernwartung, Cloud-/Remote-Zugänge sowie komplexe Lieferketten für Hard- und Software.
Rohleder verweist zudem auf die gesellschaftliche Bereitschaft zum Worst-Case-Szenario. Fast die Hälfte der Menschen in Deutschland (46 Prozent) befürchtet einen mehrstündigen Stromausfall am eigenen Wohnort. Bemerkenswert ist dabei, dass laut Umfrage lediglich 17 Prozent in den vergangenen zwölf Monaten einen Stromausfall von mindestens fünf Minuten erlebt haben. Diese Diskrepanz lässt sich unter anderem dadurch erklären, dass Sicherheitsbedenken häufig aus Einzelerfahrungen, Medienberichten und generellen Bedrohungsbildern gespeist werden, während reale Ausfallraten durch Investitionen und betriebliche Standards gedämpft werden. Dennoch liefert die Wahrnehmung einen klaren Auftrag an Betreiber und Politik.
Das Umfragebild passt laut Bitkom zu Kennzahlen aus dem System Average Interruption Duration Index (SAIDI), der die durchschnittliche Unterbrechungsdauer je versorgtem Verbraucher erfasst. Im internationalen Vergleich steht Deutschland demnach gut da: Während Länder wie die USA regelmäßig deutlich über 100 Minuten Ausfallzeit pro Jahr verzeichnen, liegt Deutschland – zusammen mit Staaten wie Südkorea und Japan – im ein- bis niedrig zweistelligen Minutenbereich. Diese historische Stabilität ist aber kein Freifahrtschein. Je stärker Energieflüsse volatiler werden (mehr Wind und Sonne), desto wichtiger werden präzise Messung, schnelle Netzreaktionen und eine abgesicherte Datenkommunikation, damit die Resilienz nicht nur in der Betriebsstatistik, sondern auch in Angriffsszenarien funktioniert.
Parallel zeigt die Bitkom-Studie, dass viele Menschen mit der Energiepolitik unzufrieden sind: Für 72 Prozent läuft die Energiewende insgesamt zu langsam. Besonders groß ist der Wunsch nach Unabhängigkeit von Öl und Gas; 92 Prozent fordern, Deutschland angesichts steigender Energie- und Spritpreise rascher unabhängig zu machen. Rohleder macht dabei klar, dass es nicht reicht, einzelne Technologien wie Windräder oder Speicher zu installieren. Stattdessen müsse der gesamte Prozess von der Genehmigung bis zur Netzsteuerung digitalisiert werden. Das ist eine wichtige Weichenstellung, weil digitale Workflows, digitale Netzführung und sichere Datenpfade direkt darüber entscheiden, wie schnell Kapazitäten wirklich in den Betrieb kommen.
Im Mittelpunkt stehen intelligente Stromzähler, sogenannte Smart Meter, sowie dynamische Stromtarife. Laut Umfrage sagen 90 Prozent, sie wären bereit, ihren Stromverbrauch an aktuelle Preise anzupassen, um Kosten zu sparen. 85 Prozent würden Geräte wie Waschmaschinen oder E-Autos automatisch dann laufen bzw. laden lassen, wenn der Strom im Netz durch hohe Einspeisung besonders günstig ist. In der Praxis bedeutet das: Demand Response wird vom „nice to have“ zur betrieblichen Stellschraube. Technisch ist die Herausforderung dabei weniger die App-Idee, sondern die zuverlässige Kopplung zwischen Messdaten, Tariflogik, Steuerungssoftware und der IT-/OT-Grenze in Verteilnetzen.
Genau an dieser Schnittstelle lohnt der Blick auf den Markt: International treiben Netzbetreiber und IT-Dienstleister Smart-Meter-Rollouts sowie Netzautomatisierung voran, oft mit unterschiedlichen Architekturen für Identität, Geräteprotokolle und Monitoring. Vergleichbar ist das Zielbild, in dem Echtzeit-Daten aus Messung und Netzzuständen in Entscheidungen einfließen, während die Sicherheitsanforderungen steigen. Während manche Akteure stärker auf zentrale Plattformen setzen, verfolgen andere eine stärker verteilte Modellierung, um Single Points of Failure zu vermeiden. Für Unternehmen heißt das: Wer heute KI-gestützte Optimierung für Energieflüsse oder Wartungsprognosen einführt, sollte Security by Design und OT-taugliche Vertrauensmodelle früh einplanen, weil nachträgliche Anpassungen teuer und riskant werden.
Auch aus Regulierungsperspektive ist die aktuelle Diskussion eng mit Datenschutz und Resilienz verknüpft. Smart Meter und dynamische Tarife erzeugen zusätzliche Mess- und Nutzungsdaten, die Rückschlüsse auf Haushaltsverhalten erlauben können. Daher müssen technische Maßnahmen wie Verschlüsselung, Zugriffskontrollen, Logging, klare Rollenmodelle und die Minimierung personenbezogener Daten mitgedacht werden. Gleichzeitig betrifft die Cybersicherheit kritischer Infrastruktur nicht nur den einzelnen Zähler, sondern den gesamten Lebenszyklus von Updates, Fernzugriffen und Lieferkettensicherheit. Wer künftig „digitale Resilienz“ fordert, muss diese Dimensionen zusammen denken: Verfügbarkeit, Integrität und Vertraulichkeit der Daten sind Voraussetzung dafür, dass Tarife und Netzsteuerung auch im Ernstfall korrekt funktionieren.
Die Umfrage wirkt damit wie ein Frühwarnsignal: Die Stabilität der Netze wird zwar statistisch bestätigt, aber das Sicherheitsgefühl der Bevölkerung und der politische Handlungsdruck steigen. Für die nächsten Monate und Jahre ergibt sich daraus ein pragmatischer Fokus für Energieversorger und Tech-Partner: Smart-Meter-Einführung beschleunigen, dynamische Tarife technisch realisieren und gleichzeitig robuste Sicherheitsarchitekturen für Leitsysteme ausrollen. Wenn Demand Response zunehmend automatisch abläuft, entstehen neue Chancen für Software- und Plattformanbieter, aber auch neue Verantwortlichkeiten in Betrieb, Compliance und Sicherheitsmonitoring. Unterm Strich entscheidet sich Resilienz nicht allein an Hardware, sondern an der Qualität der digitalen Prozesse, die das Energiesystem führen.
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