Die Physik wird zum großen Gegner

Die Zeiten, da der Fortschritt der Energiewende sich allein anhand der zugebauten Megawatt von Windkraft und Photovoltaik bemessen ließ, sind vorbei. Das Verteilnetz ist zum Engpass geworden. Deshalb zählen inzwischen ganz andere Dinge

Umspannwerk mit Transformatoren und Stromleitungen: Kapazitäten sind schön und gut, aber sie müssen auch verteilt und teils gespeichert werden

Foto: Zhang Zhiwei/Zoonar/picture alliance

Von Bernward Janzing

Alles soll elektrisch werden: die Mobilität, die Wärme, industrielle Prozesse. Dieser Umbau des Energiesystems ist ambitioniert – und nirgendwo erkennt man die Herausforderungen besser als in den Verteilnetzen. Sie sind quasi der Maschinenraum der Stromwirtschaft, weil in ihnen die Bedürfnisse von Stromverbrauchern und Erzeugern auf eine Weise zusammenfinden, die über alle Politik erhaben ist. Hier herrschen schlicht die Naturgesetze.

Entsprechend stehen die Verteilnetze durch die Energiewende vor großen Aufgaben. Exemplarisch zeigt sich das im badischen Lahr. Ein Tankstellenbetreiber nahe der Autobahn wollte leistungsstarke Ladesäulen für Lkw aufbauen. Doch er kann es nicht, weil das örtliche Stromnetz dafür nicht ausreicht. Eine zusätzliche Netzkapazität von acht Megawatt hatte er für acht Ladesäulen beantragt, doch bestenfalls ein Mega­watt wird möglich sein.

Netzbetreiber vor Ort ist das E-Werk Mittelbaden. In der Region floriert die Wirtschaft und weil alles gleichzeitig elektrifiziert werden soll, reichen die bestehenden Leitungen nicht mehr aus. Der Netzausbau kann mit der steigenden Nachfrage nach leistungsstarken Stromanschlüssen nicht mehr mithalten.

Nun ging das Unternehmen selbst mit dem Thema an die Öffentlichkeit. „Für Anschlüsse von Unternehmen, die ein Mega­watt oder mehr wünschen, haben wir an vielen Stellen im Netz einfach keine Kapazitäten mehr“, sagt Bernhard Palm, Vorstandsvorsitzender des E-Werk Mittelbaden. So wird die Physik zum großen Gegner der Energiewende.

Die nationalen „Stromautobahnen“ SuedLink und Ultranet, die Strom von der Küste nach Baden-Württemberg bringen sollen, werden hier keine Entspannung bringen, erklärt Palm, denn die zugehörigen „Bundesstraßen“ werden weiterhin fehlen; die Netzengpässe liegen im vorgelagerten Netz auf der 110-kV-Ebene. „Wir gehen davon aus, dass sie erst in zehn Jahren vollständig behoben sein werden“, sagt der Energiemanager.

Netzausbau dauert nämlich. Der größte Engpass herrsche bei den Genehmigungen, die man für Leitungstrassen und neue Umspannwerke oder deren Erweiterungen benötigt, erklärt Palm. Hinzu kommen weitere Herausforderungen: Die Flächen für die Erweiterung der Umspannwerke sind in dieser dicht besiedelten Region kaum verfügbar. Zumal die Akzeptanz vor Ort ein heikles Thema ist – Umspannwerke stellen schließlich einen massiven Eingriff in die Landschaft dar.

Zunehmend wird damit eines deutlich: Nachdem man über Jahre hinweg den Fortschritt der Energiewende schlicht an der installierten Leistung von Windkraft und Photovoltaik festmachte, geht der Blick heute auf andere Faktoren. Denn die Erzeugungsanlagen bringen das System immer weiter an Grenzen – und zeitweise sogar darüber hinaus.

Es ist die Gleichförmigkeit der Erzeugung, die zur He­raus­forderung für das gesamte System wird: Wenn die Sonne scheint, gibt es immer öfter so viel Strom, dass ihn niemand mehr sinnvoll nutzen kann. Das dokumentieren die negativen Preise an der Strombörse. In diesem Jahr gab es bereits mehr als 460 solcher Stunden.

Der Grund liegt auf der Hand: Dem System fehlt es an Flexibilität. Denn Speicher gibt es bislang nicht in ausreichender Menge – was sich so bald auch nicht ändern wird. Zwar boomt der Anschluss von Batterien, doch mit dem Ausbau der Erneuerbaren halten die Stromspeicher noch lange nicht mit. Auch die Flexibilisierung des Verbrauchs lahmt. Zum Beispiel setzen bisher nur wenige öffentliche Ladesäulen auf dynamische Ladetarife, die sich am Spotmarkt der Strombörse orientieren. Wechselnde Preise an den Ladesäulen würden Kunden aber motivieren, vorwiegend dann zu laden, wenn das Angebot an Strom gerade groß ist.

Als der Fortschritt der Energie­wende noch mit einem schlichten Blick auf den Anlagenzubau der Erneuerbaren festzustellen war, gab es tatsächlich oft Grund zur Freude: Aktuell sind in Deutschland laut Datenbank der Energy Charts des Fraunhofer ISE 119 Gigawatt an Photovoltaik installiert, rund 11 Gigawatt davon kamen 2026 bislang hinzu. Die Windkraft an Land kommt auf 71 Gigawatt (Zubau 2026 bisher: 3,1 Gigawatt), die Offshore-Windkraft auf 11 Gigawatt (Zubau: 1,7 Gigawatt).

Die installierten Batteriespeicher kommen unterdessen zusammen auf eine Leistung von 22 Gigawatt, 4,6 Gigawatt davon kamen 2026 hinzu. Bezogen auf die Leistung war aber zuletzt allein der Zubau der Photovoltaik noch immer mehr als doppelt so hoch wie der Zubau an Batterien. Der Mangel an Speichern verschärft sich also weiter.

Betrachtet man die speicherbare Strommenge, so kommen die Batterien derzeit auf 34 Gigawattstunden. Bei voller Sonne in Deutschland können die hiesigen Solarstromanlagen rund 70 Gigawatt erzeugen (erfahrungsgemäß erreicht der Anlagenpark maximal 60 Prozent seiner Nennleistung). Damit wären die installierten Batterien rechnerisch in einer halben Stunde voll. Wobei das nur eine theoretische Betrachtung ist, weil der Großteil des Solarstroms idealerweise sofort verbraucht wird. Aber der Vergleich zeigt die Dimensionen auf, um die es geht.

Stromüberschüsse durch Sonne oder Wind sowie Strommangel zu anderen Zeiten fordern die Netzbetreiber heraus. Manche Unternehmen wie das E-Werk Mittelbaden sehen inzwischen keinen anderen Ausweg, als sich mit einem Gaskraftwerk an der Ausschreibung der Bundesnetzagentur nach dem StromVKG (Gesetz zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom) zu beteiligen. Das Bundesgesetz gewährt Gaskraftwerken eine Vergütung für die Bereitstellung von Leistung; das heißt, diese wird unabhängig davon bezahlt, wie oft das Kraftwerk tatsächlich läuft. Das Ergebnis der ersten Ausschreibung wird in der zweiten Novemberhälfte erwartet.

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Erhält das E-Werk Mittelbaden einen Zuschlag, wird es für etwa zehn Millionen Euro ein Gaskraftwerk mit einer Spitzenleistung von zehn Megawatt aufbauen. Die Anlage muss zwar „Wasserstoff-ready“ ausgelegt sein, also für Wasserstoff umrüstbar sein. Doch das Unternehmen bleibt realistisch: „Ob und wann wir den nötigen Wasserstoff bekommen werden, ist aktuell nicht absehbar.“ Also setzt man einstweilen auf die fossile Notlösung. Zumal es beim Wasserstoff noch gar keine tragfähigen Geschäftsmodelle gibt, die ohne Förderung auskommen.

Bei Batterien ist das anders. Als Kurzzeitspeicher amortisieren sie sich primär durch den Tagesspread am Spotmarkt der Strombörse, also durch die Schwankungen des Strompreises im Tagesverlauf. In diesem Jahr lag die Differenz zwischen Tagesmaximum und Tages­minimum im Mittel bei rund 18 Cent pro Kilowattstunde – damit lässt sich arbeiten. Der große Spread ist der Grund dafür, dass die Zahl der Batteriespeicher derzeit massiv zunimmt.

Oft aber stoßen auch Batteriespeicher auf das große Hemmnis der limitierten Netze. Viele Projekte, die an irgendwelchen Netzknoten entstehen sollten, liegen daher auf Eis.

Anders ist es, wenn ein Verbraucher seinen Speicher „behind the meter“ installiert – also hinter dem eigenen Stromzähler. Denn dort, wo es schon Verbraucher gibt, gibt es auch die nötigen Netze. Installieren Unternehmen also auf ihrem Gelände eine Batterie, die eigenen Solarstrom einspeichert oder Lastspitzen der Produktion glättet, kann der Speicher das Netz sogar entlasten. Genau so sollte es bei jedem Speicher ja eigentlich sein. So könnten die Netzengpässe am Ende sogar ein Stück weit regulierend wirken und dafür sorgen, dass die Speicher dort platziert werden, wo man sie braucht – und nicht irgendwo, wo man mit ihnen lediglich Geld verdienen kann.