Publication:
2019
URN:
https://nbn-resolving.de/urn:nbn:de:kobv:109-1-15365226
Path:
AUSGABE 43

06.02.2019

KEINE ANGST VOR DEM STROMSTAU
FLEXIBILITÄT UND EFFIZIENTE NETZNUTZUNG SCHAFFEN PLATZ FÜR ERNEUERBARE ENERGIEN
In den deutschen Stromnetzen wird schon in den 2020er Jahren mehrheitlich Strom aus Erneuerbaren Energien fließen. Nach dem Willen der Großen Koalition soll der Zubau von neuen Erneuerbare-Energien-Anlagen
allerdings nur noch „netzsynchron“ erfolgen, d.h. mit dem gleichzeitigen Zubau neuer Stromleitungen abgestimmt. Ein Mehr an Kabelkilometern alleine greift aber zu kurz. Die Flexibilität aller Netznutzer ist unverzichtbar, wenn in den kommenden Jahrzehnten noch größere Mengen an Wind- und Solarstrom zu den Verbrauchern gelangen sollen. Technisch stehen schon viele Lösungen bereit, von der effizienteren Nutzung der bestehenden Netze bis zum flexiblen Biogas. Die rechtlichen und ökonomischen Rahmenbedingungen verhindern
bisher ihre breite Mobilisierung.

AUF EINEN BLICK
• Der laufende, beschleunigte Netzausbau erlaubt
weiterhin den Zubau Erneuerbarer Energien und
einen uneingeschränkten Stromhandel.

• Eine effiziente Nutzung bestehender Netze,
flexibles Verhalten aller Netznutzer und
angemessene Preissignale erleichtern die Marktund Netzintegration erneuerbaren Stroms.

• Um vorhandene Flexibilitätsoptionen am
Strommarkt anzureizen, müssten fossile
Überkapazitäten abgebaut werden.

1 HERAUSFORDERUNG NETZENGPASS
Unter einem Netzengpass verstehen wir hier eine Situation, in
der die räumliche Trennung von Stromerzeugung und -verbrauch durch die vorhandene Netzinfrastruktur nicht mehr
überbrückt werden kann. Kann erneuerbarer Strom so nicht
zu den Verbrauchern transportiert werden, bleibt er möglicherweise ungenutzt. Voraussetzung für erfolgreichen Klimaschutz sind damit auch leistungsfähige Netze.
NETZINFRASTRUKTUR UND STROMHANDEL BEDINGEN SICH
Neben dem Ausbau wetterabhängiger Erneuerbarer Energien
hat die Liberalisierung der europäischen Strommärkte mehr
Bewegung in den Betrieb der Stromnetze gebracht. Seit Ende
der 1990er Jahre stehen die bisherigen Grundlast- und Spitzenlastkraftwerke im Wettbewerb. Die Stromnetze müssen
ausreichende Übertragungskapazitäten zur Verfügung stellen,

um kein Kraftwerk bei der Teilnahme am Wettbewerb zu behindern.
Der Stromgroßhandel mit einer einheitlichen nationalen
Preiszone setzt voraus, dass zum Zeitpunkt der vereinbarten
Lieferung von Strom stets auch ausreichende Netzinfrastruktur vorhanden ist. Strom sollte stets ohne physikalische Behinderungen an den jeweiligen Kunden innerhalb der Preiszone geliefert werden können. Die Preisbildung im Großhandel ignoriert dabei, dass zeitweise durchaus freie Stromleitungen fehlen können. Da es für diese Knappheiten kein Preissignal gibt, vermarkten Kraftwerksbetreiber ihren Strom
auch dann an einen Kunden, wenn die Übertragungskapazität
für die gehandelte Strommenge gar nicht ausreicht.
War historisch der vorhersehbare Strombedarf in einem Netzgebiet entscheidend für den dortigen Einsatz bestimmter
Kraftwerke, spielen jetzt die Preisbildung an der europäischen Strombörse und das Wetter die zentrale Rolle. Regional
begrenzt kann es beispielsweise zu einer kurzfristig stark ansteigenden Stromerzeugung von Windenergieanlagen kommen. Die regionalen Stromnetze müssen dann diese zusätzlichen Windstrommengen vollständig aufnehmen können und
gleichzeitig den überregionalen Abtransport gewährleisten,
falls die Verbraucher in der Region das zeitlich begrenzte
Überangebot an Windstrom nicht abnehmen. Spiegelbildlich
müssen die Stromnetze auch bei kurzfristigem Rückgang der
Windstromerzeugung schnell ausreichende Strommengen
zur Deckung des regionalen Bedarfs importieren können.
NETZENGPÄSSE DURCH REGIONALE UNGLEICHGEWICHTE
Ein Risiko für Netzengpässe ergibt sich darum auch aus der
regional ungleichmäßigen Verteilung der erneuerbaren
Stromerzeugungskapazitäten. In Nord- und Ostdeutschland

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sind bisher überproportional viele Windenergieanlagen installiert. In diesen ländlichen und dünn besiedelten Regionen
ist der Stromverbrauch niedriger als in den west- und süddeutschen Industrieregionen. Geographisch wird sich der
Transportbedarf von Norden nach Süden zunächst verschärfen: Weiterhin werden überwiegend im Norden neue Erzeugungskapazitäten wie Windparks an Land und auf See angeschlossen, während im Süden durch den Atomausstieg bestehende Erzeugungskapazitäten wegfallen, ohne dass dort bisher ausreichende erneuerbare Ersatzkapazitäten installiert
werden.1

Niederspannungsnetze bis zur Steckdose des Endverbrauchers zu verteilen.
Die Übertragungsnetzbetreiber sind weiterhin für die Stabilität des gesamten Netzbetriebs verantwortlich, d.h. sie garantieren die Versorgungssicherheit mit Strom. Kommt es trotz
ausgeglichenen Bilanzkreisen zu einer Differenz zwischen Erzeugung und Bedarf, organisieren sie mit so genannten Systemdienstleistungen (SDL) einen Ausgleich.
Systemdienstleistungen zur Sicherung der Netzstabilität:
-

Bereitstellung von Regelenergie, um die Frequenz im
Stromnetz zu halten und Produktionsabweichungen
auszugleichen

-

Bereitstellung von Blindleistung, um die Spannung im
Stromnetz zu halten

Während SDL überwiegend auf der übergeordneten Übertragungsnetzebene organisiert werden, stellen sich die größeren
Herausforderungen jedoch auf der Ebene der Mittel- und Niederspannungsnetze. Denn dort wird dezentral und wetterabhängig immer mehr erneuerbarer Strom eingespeist. Rund 90
Prozent der installierten Leistung von Erneuerbare-EnergienAnlagen in Deutschland sind dort angeschlossen.3
Aus den Verteilnetzbetreibern sind in vielen Regionen de facto
„Einsammelnetzbetreiber“ geworden. Sie nehmen immer seltener aus den übergeordneten Höchstspannungsnetzen
Strom ab. Es kommt zu einer Umkehr des Lastflusses: Wenn
die zeitweise überproportional große Einspeisung aus Sonne
und Wind auf der Ebene des Verteilnetzes keine Verbraucher
findet, leiten die Verteilnetzbetreiber den erneuerbaren Strom
in die Höchstspannungsnetze weiter.
Beispiel „Einsammelnetz“ in Mecklenburg-Vorpommern
Grundsätzlich besteht die Herausforderung darin, die Energiemärkte so zu organisieren, dass zunächst fossile und
Atomkraftwerke der erneuerbaren Stromerzeugung im Netz
Platz macht. Gleichzeitig muss eine Brücke zwischen erneuerbarer Erzeugung und Verbrauchern gebaut werden. Wie
aber diese Brücke in Zukunft aussehen soll, darüber gehen die
Meinungen in Politik, Forschung und Energiewirtschaft weit
auseinander.2
VOM VERTEILNETZ ZUM „EINSAMMELNETZ“
Sicher ist in dieser Diskussion, dass die historisch streng hierarchische Netzarchitektur (vgl. die traditionellen Lastflüsse
in der Infografik „So funktioniert unser Stromnetz“) häufiger
auf den Kopf gestellt wird. Bisher transportierten die Übertragungsnetzbetreiber überregional große Strommengen mit
Höchstspannungsleitungen. Die nachgelagerten Verteilnetzbetreiber hatten diesen dann über ihre Mittel- und

Im Netzgebiet des Verteilnetzbetreibers WEMAG Netz
GmbH in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg
kommt es regelmäßig zur Umkehr der Lastflüsse. Der
erneuerbaren Einspeisung von 1.500 Megawatt Leistung
(1,5 Gigawatt, GW) stehen nur maximal 400 Megawatt
(MW) Stromnachfrage entgegen.

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2 SIND DIE NETZE TATSÄCHLICH
ÜBERLASTET?
Die Netzkapazitäten, die Stromhändler für den Transport ihrer
Strommengen zu ihren Käufern benötigen, stehen zeitweise
und örtlich begrenzt nicht zur Verfügung. Dann greifen die
Übertragungsnetzbetreiber nach Handelsschluss ein und veranlassen einen Redispatch. Statt eines geplanten Kraftwerks
vor dem Engpass muss dann ein anderes hinter dem Engpass
die Strommenge liefern, auf die der Käufer wartet. Der steigende Redispatch-Bedarf (18,5 Milliarden Kilowattstunden im
Jahr 2017, d.h. 3 Prozent des deutschen Stromverbrauchs)
belegt das Fehlen ausreichender Netzkapazitäten.4

Die Bundesnetzagentur und das Bundeskartellamt teilen in ihrem jährlichen Monitoringbericht mit, dass von den 2009 im
Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) vorgesehen zusätzlichen Übertragungsnetzen rund 70 Prozent bis zum Jahr 2020
realisiert sein werden. Zusammen mit den Vorhaben des Bundesbedarfsplangesetzes (BBPlG) sollen insgesamt 7.700 Kilometer Höchstspannungsnetz neu gebaut oder verstärkt werden. Im Sommer 2018 waren davon insgesamt erst 950 Kilometer realisiert und 1.800 Kilometer genehmigt. Nichtsdestotrotz sieht die Bundesnetzagentur die Verfahren für den Bau
von Gleichstrom-Trassen bis 2025 im Zeitplan.5 Zudem ist mit
der Fertigstellung der „Thüringer Strombrücke“ 2017 ein Nadelöhr im Nord-Süd-Stromtransport aufgelöst worden.
UNFLEXIBLE KOHLE- UND ATOMKRAFTWERKE BELASTEN
DIE NETZE

Auch die stark gestiegene Menge des abgeregelten erneuerbaren Stroms unterstreicht das Problem. Im Jahr 2017 konnte
mit 5,5 Milliarden Kilowattstunden knapp ein Prozent des
deutschen Stromverbrauchs – überwiegend Windstrom –
nicht ins Netz eingespeist werden. (Zum Vergleich: Im Jahr
2017 wurden insgesamt 88 Milliarden Kilowattstunden Windstrom erzeugt.) Die Übertragungsnetzbetreiber dürfen nur bei
einer Gefährdung der Netzstabilität Erneuerbare-EnergienAnlagen im Rahmen des Einspeisemanagements vom Netz
nehmen, womit der Einspeisevorrang für erneuerbaren Strom
immer öfter ausgehebelt wird. Mit der abgeregelten Strommenge hätte der jährliche Stromverbrauch von 1,6 Millionen
Durchschnittshaushalten abgedeckt werden können.
NETZPLANUNG UND -AUSBAU HINKEN NOCH HINTERHER
Um bis zur Mitte des 21. Jahrhunderts die Treibhausgasemissionen Deutschlands auf ein Niveau zu senken, das ein Einhalten des Pariser Klimaschutzabkommens erlaubt, ist eine Vervielfachung der installierten Leistung von Erneuerbare-Energien-Anlagen notwendig. Das neue und höhere Ausbauziel von
65 Prozent Anteil Erneuerbarer Energien am deutschen
Stromverbrauch bis 2030 wird erstmals mit dem Entwurf des
neuen Netzentwicklungsplans 2030 vom Januar 2019 in der
Bedarfsplanung berücksichtigt. Angesichts des grundlegenden Systemumbaus sorgt der schleppende Zubau von neuen
Stromleitungen für große Beunruhigung.

Erneuerbare-Energien-Anlagen sind nicht die einzigen Erzeugungsanlagen, die den Netzbetrieb beeinflussen. Vielmehr
müssen sie sich sich regional begrenzte Netzkapazitäten mit
Braunkohle- und Atomkraftwerken teilen. Diese produzieren
auch bei negativen Strombörsenpreisen oft weiter und sorgen
damit für eine starke Netzbelastung. Während das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) mittlerweile den Zubau von
Windenergieanlagen wegen der häufigen Netzengpässe im so
genannten Netzausbaugebiet Norddeutschlands deckelt,
wurde den Betreibern des Atomkraftwerks Brokdorf (Schleswig-Holstein) eine Übertragung von zusätzlichen Stromerzeugungsrechten zugestanden. So werden möglicherweise zusätzliche Netzengpässe hervorgerufen.6
VERSORGUNGSSICHERHEIT IST NICHT GEFÄHRDET
Trotz der geringen Anpassung von Braunkohle- und Atomkraftwerken an den steigenden Anteil Erneuerbarer Energien
genießt Deutschland weiterhin eine sehr hohe Versorgungssicherheit. Die durchschnittliche Unterbrechungsdauer ist bei
steigendem Anteil wetterabhängiger Erneuerbarer Energien
in Deutschland rückläufig. Die Stromausfallzeiten gehören europaweit zu den niedrigsten.7
Zwar nimmt die Volatilität mit wetterabhängigen Photovoltaik-(PV-) und Windenergieanlagen zu. Dank immer besserer
meteorologischer Einspeiseprognosen und der gut funktionierenden Direktvermarktung von erneuerbarem Strom ist die
Netzintegration mehrerer Hunderttausend dezentraler Erneuerbare-Energien-Anlagen für die deutschen Verteil- und
Übertragungsnetzbetreiber aber Routine. Hochaufgelöste
Wetterprognosen erlauben es den Netzbetreibern, sehr präzise vorherzusagen, wann und wo wie viel erneuerbare Leistung in ihr Netz will oder Netzengpässe drohen. Durch einen
kurzfristigeren Intraday-Handel könnte dann der Feinschliff
für den Abgleich von Angebot und Nachfrage erfolgen.

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NETZENGPÄSSE SIND REGIONAL BEGRENZT UND
AUFZULÖSEN
Bisher betrifft das Einspeisemanagement fast ausschließlich
Windenergieanlagen in Schleswig-Holstein und in geringerem
Umfang in Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg.
Wenn vom „Stromstau“ die Rede ist, sollte darum nicht verallgemeinert werden. In den betroffenen Regionen wird der Ausbau der Verteil- sowie der Übertragungsnetze im Rahmen der
regelmäßig angepassten Bedarfsplanung vorangetrieben.
Zahlreiche energiewirtschaftliche Akteure haben sich auf die
örtlich und zeitlich überschaubaren Engpässe vorbereitet,
beispielsweise durch die Nutzung von Strom für die Wärmeerzeugung (Power-to-Heat). Im Netzausbaugebiet in Norddeutschland, in dem der größte Teil des Einspeisemanagements erfolgt, war 2018 bereits eine Nachfrageleistung von
Power-to-Heat-Anlagen in Höhe von rund 2.000 Megawatt zu
erwarten.8 Statt abzuregeln, wird dort auch der Einstieg in die
Erzeugung von Wasserstoff und synthetischem Methan
(Power-to-Gas) erwartet. Diese und weitere Investitionen in
Speichertechnologien können dafür sorgen, dass erneuerbarer Strom nicht abgeregelt werden muss, sondern zeitlich
versetzt verbraucht werden kann.
WEICHEN FÜR SCHNELLEN NETZAUSBAU SIND GESTELLT
Sowohl Verteilnetz- als auch Übertragungsnetzbetreiber sind
durch die Netzentgelte finanziell ausreichend ausgestattet,
um die anstehende Modernisierung und den Ausbau der
Stromnetze angemessen und zügig umsetzen zu können. Die
Investitionen in Betrieb und Erweiterung der deutschen
Stromnetze steigen unterdessen wieder. Seit Beginn der
2010er Jahre ist das Niveau der frühen 1990er Jahre wieder
erreicht worden, als das Zusammenwachsen der ost- und
westdeutschen Stromnetze zu einer letzten großen Investitionswelle geführt hatte. Mit der Liberalisierung der Strommärkte (vgl. Kap. 1) vernachlässigten die großen vier Stromversorger die Investitionen in ihre Netze.

Erst mit der von der Europäischen Kommission vorangetriebenen Trennung von Stromerzeugung und Netzbetrieb (Unbundling) entstanden vollständig unabhängige Übertragungsnetzbetreiber wie Tennet und 50Hertz. Diese bemühen sich
seit den 2010er Jahren darum, den Rückstand in Sachen Modernisierung und Ausbau aufzuholen.
Als Gründe für die Verzögerungen werden auch langwierige
Planungs- und Genehmigungsverfahren angegeben, aber nur
bedingt Klagen von Anwohnern.9 Vor diesem Hintergrund hat
das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) mit
den Landesministerien bei einem Netzgipfel im September
2018 eine Vereinfachung der Genehmigungsverfahren für
neue Stromleitungen vereinbart. Nach einer Novellierung des
Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABeG) im Jahr 2019
sollen einzelne Planungsschritte nicht mehr von Bundes- und
Landesebene aufwändig genehmigt werden müssen. Der Bau
von neuen Stromnetzen soll bereits beginnen können, bevor
die gesamte Trasse vollständig genehmigt worden ist.10

3 MUSS DER NETZANSCHLUSS VON
ERNEUERBARE-ENERGIEN-ANLAGEN
BEGRENZT WERDEN?
Aus mehreren Gründen ist nicht davon auszugehen, dass sich
die regional begrenzten Netzengpässe in den kommenden
Jahren zu einem Normalzustand in ganz Deutschland entwickeln werden. Auch wenn der Zubau von Windenergieleistung
in Norddeutschland und auf See fortgeführt wird, sind ausreichende Netzkapazitäten zu erwarten – vorausgesetzt, die
Zeitpläne für das EnLAG und das BBPlG werden eingehalten
und die angekündigte Überarbeitung des NABeG führt tatsächlich zu einer schnelleren Umsetzung des Netzzubaus.
Auch die zunehmende Verknüpfung der deutschen Stromnetze mit den Nachbarstaaten im Rahmen des europäischen
Stromhandels muss dabei berücksichtigt werden.
DIE SCHEINLÖSUNG EINES „NETZSYNCHRONEN“ AUSBAUS
Der Begriff des „netzsynchronen“ Ausbaus der Erneuerbaren
Energien suggeriert unterdessen, dass durch den parallelen
Zubau von Kabeln und erneuerbaren Erzeugungskapazitäten
die bisherigen Knappheiten der Netzinfrastruktur überwunden werden können. Erneuerbare Energien und Netzausbau
sollen implizit nur noch im Gleichschritt erfolgen. Verzögerungen beim Netzausbau würden im Umkehrschluss auch den
Bau zusätzlicher Erneuerbare-Energien-Anlagen stoppen.
Diese Konditionalität von Netzzubau und Zubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen löst die grundsätzliche Frage der Netzintegration jedoch nicht. Der Fokus auf erneuerbare Kapazitäten als alleinige Verursacher von Problemen im Netz ist eindimensional, blendet sie doch das Verhalten anderer Netznutzer beim Entstehen von Netzengpässen aus. Die Forderung
nach einem „netzsynchronen“ Ausbau ignoriert vor allem,
dass es neben dem bloßen Verlegen von neuen Kabeln eine

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Vielzahl von technischen und organisatorischen Möglichkeiten gibt, die schon heute maßgeblich dazu beitragen, die Stabilität der Energieversorgung als Ganzes zu garantieren. Wie
diese Lösungen noch effektiver genutzt werden können, wird
in den folgenden Kapiteln 4 und 5 erklärt.
Eine neue Abhängigkeit oder gar zwangsweise Parallelität von
Netzzubau und Ausbau der Erneuerbaren Energien ist nicht
plausibel:
-

Ob zusätzliche Erneuerbare-Energien-Anlagen Netzengpässe verschärfen oder die Netze im Gegenteil sogar entlasten, hängt stark von Technologie und Standort ab. Statt
mit einem „netzsynchronen“ Zubau schlicht den Netzzugang zu deckeln, könnten Anlagen mit netzdienlichem Einspeiseverhalten gefördert werden.

-

Die Entscheidung, wie viele Kilometer Netzzubau den Zubau einer bestimmter Anzahl von Erneuerbare-EnergienAnlagen erlauben würde, ist kaum objektivierbar. Angesichts der komplexen Einflüsse anderer Netznutzer auf die
zukünftige Netzstabilität wäre die Kopplung bestimmter
Ausbaukapazitäten an eine fixe Zahl von Kilometern für
die Netzstabilität nicht nur ineffektiv, sondern auch höchst
willkürlich.

-

Rechtlich würde eine „Netzsynchronisation“ des Ausbaus
Erneuerbarer Energien bestimmte Energieträger, Technologien und Projektentwickler beim Netzzugang diskriminieren. Der gesetzlich verankerte Vorrang beim Netzanschluss würde in sein Gegenteil verkehrt. Der Zugang zum
Strommarkt würde ausgerechnet denjenigen Stromerzeugern verweigert, die für das Erreichen der Klimaschutzziele eigentlich gefördert werden sollen.

DAS NETZ IST FÜR SEINE NUTZER DA, NICHT UMGEKEHRT
Ein „netzsynchroner“ Ausbau der Erneuerbaren Energien
würde nicht zuletzt die Rollen von Netznutzern und Netzbetreibern grundsätzlich verändern. In liberalisierten Strommärkten dient die Netzinfrastruktur dazu, die Abwicklung des
Stromhandels zu ermöglichen. Das Netz als natürliches Monopol sollte seinen Nutzern dienen – und nicht umgekehrt.
Bisher kann das Marktgeschehen mit der Netzinfrastruktur in
Einklang gebracht werden, ohne dass solch schwere Eingriffe
in den Markt notwendig waren.

4 EFFIZIENTERE NUTZUNG VORHANDENER
UND ZUKÜNFTIGER NETZE
Der quantitative Ausbau von Leitungskilometern dominiert die
öffentliche Diskussion. Obwohl er oft als alleinige Lösung für
den sicheren Netzbetrieb wahrgenommen wird, gilt in
Deutschland längst das NOVA-Prinzip, wonach Netz-Optimierung vor Verstärkung und vor Ausbau der Netze durchzuführen sind. Durch die folgenden Maßnahmen lässt sich mehr
Strom besser über vorhandene Trassen transportieren.

FREILEITUNGSMONITORING
Oberirdische Stromleiterseile dürfen sich nur bis zu einer bestimmten Temperatur erwärmen, um ihre Betriebssicherheit
zu gewährleisten. Die Berechnung der maximalen Durchleitung von Strom geht dabei allerdings davon aus, dass eine
Umgebungstemperatur von 35 Grad Celsius herrscht bei
Windstille und strahlendem Sonnenschein. Nur an wenigen
Stunden im Jahr sind Stromleitungen allerdings einer solchen
Hitze ausgesetzt. Meistens kühlen die Wetterbedingungen die
Leitungen ab. Darum könnte auch mehr Strom durch die Leitungen transportiert werden, ohne diese dabei kritisch zu erhitzen. Beim Freileitungsmonitoring wird die Außentemperatur um eine Freileitung gemessen und in deren Abhängigkeit
der Stromtransport bei Bedarf erhöht.
HOCHTEMPERATURLEITERSEILE
Die Leiterseile werden aus neuen Materialien hergestellt, die
Leitertemperaturen von bis zu 180 Grad Celsius erreichen
können, ohne sich dabei stark auszudehnen. Im Vergleich zu
den bisher genutzten Leiterseilen sind diese teurer, können
aber 50 bis 100 Prozent mehr Stromübertragungskapazität
bereitstellen. Statt völlig neue Leitungen zu errichten, können
die neuen Hochtemperaturleiterseile einfach in bestehenden
Strommasten die alten Leiterseile ersetzen.11
UNGENUTZTE ÜBERTRAGUNGSKAPAZITÄTEN
Um eine hohe Netzstabilität zu gewährleisten, gilt im Netzbetrieb die n-1-Ausfallsicherheit. Die Übertragungsnetzbetreiber arbeiten dabei praktisch „mit doppeltem Boden“: Je nachdem, wie die Netzauslastung berechnet wird, muss bei Ausfall
eines Teils der Netzinfrastruktur (n-1) die Netzstabilität ohne
weitere Gegenmaßnahmen erhalten bleiben. Dadurch stehen
Netzkapazitäten physikalisch bereit, die bisher von vorneherein nicht genutzt werden, unabhängig davon, ob tatsächlich
ein Netzengpass auftritt.
Übertragungsnetzbetreiber differenzieren die n-1-Ausfallsicherheit zunehmend aus, um redundante, nicht genutzte
Stromleitungen und Transformatoren bei hohen Netzbelastungen teilweise mitzubenutzen. Bei Ausfall von Teilen der Infrastruktur muss es dann trotzdem nicht zur Gefährdung der
Netzstabilität kommen, weil die redundante Infrastruktur nur
bis zu einem bestimmten Umfang in Anspruch genommen
wird. Bei Netzfehlern könnten mit automatisierter Steuerung
zudem in Echtzeit zusätzliche Stromverbraucher oder -erzeuger wie Speicher hinzugeschaltet werden. Solche „Netzbooster“ hätten für den Abbau von Belastungen den gleichen Effekt
wie der Zubau von neuen Stromleitungen. Ob Netzbetreiber
selbst „Netzbooster“ betreiben dürfen, ist allerdings aus Sicht
des Unbundling noch umstritten.

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OPTIMIERTE LASTFLUSSSTEUERUNG

ERNEUERBARE KAPAZITÄTEN REGIONAL DIVERSIFIZIEREN

Netzbetreiber können im Fall von starken Netzbelastungen
Stromleitungen ab- oder hinzuschalten, um Stromflüsse
gleichmäßiger zu verteilen. Phasenschieber sind Transformatoren oder Generatoren, die diese „Strom-Umleitungen“ erleichtern. Wie eine Weiche beeinflussen sie den Weg des
Stroms, indem sie beispielsweise von einem überlasteten
Netzknoten unerwünschte Lastflüsse fernhalten.

Das regionale Ungleichgewicht erneuerbarer Stromerzeugung macht den Stromtransport von Norden nach Süden zu
einer Herausforderung für die einheitliche deutschlandweite
Strompreiszone (vgl. Kap. 1). Das Potenzial insbesondere der
Windenergie in Süddeutschland ist bisher durch raumplanerische Vorgaben kaum erschlossen worden. Die Abschaffung
restriktiver Abstandsregelungen in Bayern und eine Reform
der Ausschreibungen für Windenergie könnten den dringend
notwendigen Zubau von Windenergieanlagen in Süddeutschland anreizen. Aus deutschlandweiter Perspektive würde die
Windstromerzeugung gleichmäßiger auftreten und näher an
ihre Verbraucher rücken. Mit einem geographisch breit gestreuten Portfolio von Windenergie-Leistung wird die Hoffnung verbunden, bedrohliche Spitzen zu vermeiden und möglicherweise auch die Nord-Süd-Leitungen zu entlasten.

Für eine effizientere Nutzung der Netze werden die Informationen über den Zustand der Netzinfrastruktur und ihrer Nutzer
immer wichtiger. Noch ist die Digitalisierung des Netzbetriebs
wenig vorangeschritten. Werden die Zustände der einzelnen
Netzinfrastrukturelemente in Zukunft in Echtzeit ermittelt und
in die Netzleitwarten übertragen, ist auch eine automatisierte
Steuerung der Lastflüsse möglich.

5 QUALITATIVE LÖSUNGEN FÜR EIN
FLEXIBLES ZUSAMMENSPIEL IM NETZ
Das flexible Zusammenspiel von Erzeugern und Verbrauchern
in den Netzen sowie über die Strom-, Wärme- und Verkehrssektoren hinweg ist ein wichtiges Funktionsprinzip des erneuerbaren Energiesystems der Zukunft. Das klassische Modell
zentraler Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerke ist bereits
durch den Einfluss der Solar- und Windstromerzeugung überholt. Wird deren installierte Leistung in den kommenden Jahrzehnten vervielfacht, werden die Stromnetze zeitweise mit einem sich sehr schnell und stark ändernden Angebot erneuerbarer Einspeisung konfrontiert. Ebenso müssen jedoch auch
längere Perioden ohne starke Solar- und Windstromerzeugung überbrückt werden. Der Stromnetzausbau alleine kann
dieses Problem nicht lösen. Um Stromerzeuger und -verbraucher in Einklang zu bringen, wird deren flexibles Verhalten darum umso wichtiger.
Im Folgenden werden die wichtigsten Lösungen für ein flexibles Zusammenspiel vorgestellt, die neben dem quantitativen
Ausbau des Stromnetzes und dessen effizienterer Nutzung
eine stabile erneuerbare Versorgung ermöglichen.

Aus regionaler Perspektive erscheint ein gleichmäßiger Ausbau aller erneuerbaren Anlagentechnologien sinnvoll. Konzentriert sich die Stromerzeugung in einer Region auf nur eine
bestimmte erneuerbare Energiequelle, wird auch der Stromtransport für diese Region anspruchsvoller. Weniger Herausforderungen schafft dagegen ein Mix von wetterabhängigen
und flexibel einsetzbaren erneuerbaren Kapazitäten innerhalb einer Region. Ein breit aufgestelltes regionales Portfolio
kann den Ausgleich unter den unterschiedlichen erneuerbaren Erzeugern und ihren Verbrauchern erleichtern. Ob dieser
Ansatz auch volkswirtschaftlich sinnvoll ist, bleibt umstritten.
FOSSILE KAPAZITÄTEN REDUZIEREN
Stein- und Braunkohlekraftwerke könnten durch technische
Anpassungen in beschränktem Umfang durchaus flexibel auf
hohe erneuerbare Einspeisung reagieren und ihre Leistung
drosseln. Ökonomisch ist ein solches netzdienliches Verhalten bisher jedoch nicht für alle Betreiber attraktiv.12 Mit ihrer
relativ trägen Betriebsweise setzen Braunkohlekraftwerke
auch bei großem Stromüberangebot ihre Einspeisung oft noch
fort, wie die zunehmende Zahl von Stunden mit negativen
Strompreisen zeigt. Eine schnelle Stilllegung dieser fossilen
Überkapazitäten könnte die Netze in Zukunft entlasten. Flexiblere Erdgaskraftwerke und Erdgas-BHKW können die Netzintegration Erneuerbarer Energien besser ergänzen. Ihre installierte Leistung ließe sich auch dann weiter nutzen, wenn
das fossile Erdgas durch synthetisches Methan oder Biomethan ersetzt wird.
ERNEUERBARE ERZEUGUNG FLEXIBILISIEREN
Für den schnellen Ausgleich der wetterabhängigen Solar- und
Windstromerzeugung bieten sich flexible Biogas-Blockheizkraftwerke (BHKW) als „Bio-Batterie“ an. Deren Kapazitäten
sind regional breit gestreut in ganz Deutschland installiert. Ein
großer Teil der Biogasanlagen ist bereits dabei, sich vom bisherigen Grundlastbetrieb zu verabschieden und mit Hilfe ihrer

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Direktvermarkter die Stromerzeugung nach dem Börsenstrompreis auszurichten. Neben der bedarfsgerechten Stromerzeugung haben sich Biogas-BHKW auch als Anbieter von
Regelenergie etabliert. Sie tragen durch Spannungshaltung
zur Stabilisierung der Verteilnetze bei Biogas-BHKW können
auch ihre Leistung schnell herunterfahren in Abhängigkeit
von der Einspeisung von PV- und Windenergieanlagen in ihrem Netzbereich. Voraussetzung sind Signale des Netzbetreibers an die erneuerbaren Erzeuger.13

Schließen sich mehrere Erneuerbare-Energien-Anlagen wie
Biogas-BHKW, PV-, Windenergie- und Wasserkraftanlagen
mit Speichern in einem virtuellen Kombikraftwerk zusammen,
können sie ihre wetterbedingten Schwankungen besser glätten. Auch SDL können solche Kombikraftwerke zuverlässig
anbieten.14
STROM-, WÄRME- UND VERKEHRSSEKTOREN KOPPELN
Schlüsseltechnologien der Sektorenkopplung wie Power-toGas, Power-to-Heat und die erneuerbare Elektromobilität erlauben das „Verschieben“ größerer erneuerbarer Stromüberschüsse in den Wärme- und Verkehrssektor. Als Ausgleich
kommt Bioenergieträgern eine wichtige Rolle zu, weil sie sich
ebenfalls gut sektorübergreifend einsetzen lassen.15 Biogasanlagen können in ihren Wärmenetzen beispielsweise mit geringem Aufwand per Power-to-Heat-Verfahren ein Überangebot von Strom aufnehmen.
Erneuerbarer Wasserstoff und synthetisches Methan bieten
als Langzeitspeicher den notwendigen Ausgleich jahreszeitlicher auftretender Defizite der erneuerbaren Strom- und Wärmeerzeugung.16 Der geltende rechtliche Rahmen reizt allerdings weder das Powert-to-Gas-Verfahren an, noch fördert er
den netzdienlichen Einsatz einzelner Speichertechnologien.
Vielmehr werden diese als Verbraucher und Erzeuger unter
Umständen mit Steuern und Abgaben doppelt belastet.

NETZE UND MÄRKTE DIGITALISIEREN
Angesichts kurzfristig auftretender großer Überschüsse oder
Defizite wird der Informationsaustausch über das Verhalten
der unterschiedlichen Netznutzer immer wichtiger für die
Netzstabilität. Ihr Verhalten als Erzeuger oder Verbraucher
am Markt könnte in Zukunft verstärkt durch Aggregatoren gebündelt werden. Das sind Energiedienstleister, die Angebot
und Nachfrage in Einklang bringen. Die Zahl der Haushalte, die
durch erneuerbaren Eigenverbrauch, Speicher, Elektrofahrzeuge und gezielte Nachfrageveränderungen aktiv an den
Energiemärkten teilnehmen, könnte bis 2030 in Deutschland
auf rund 14 Millionen ansteigen. 17 Umso wichtiger wird das
Potenzial für die Lastverschiebung: Wenn Industrie (und bedingt auch Haushalte) ihren Verbrauch bzw. ihre Produktion
und ihr Speicherverhalten schnell anpassen, vermeiden sie
einerseits Netzengpässe. Andererseits könnten sie von attraktiveren Strompreisen profitieren.
Tauschen sich Erzeuger, Verbraucher und Netzbetreiber in
der Zukunft nicht besser über ihr Verhalten aus, steigt auch
der Aufwand für gleichzeitig reibungslosen Stromhandel und
stabilen Netzbetrieb. 18 Umso stärker gilt dies für große
Stromerzeuger sowie industrielle Großverbraucher, wie zum
Beispiel Aluminiumproduzenten oder Stahlgießereien, deren
Verhalten starke Auswirkungen auf die Netze hat. Eine hohe
zeitliche und räumliche Auflösung der Verbrauchs- und Netzdaten würde es digitalen Handelsplattformen erlauben, netzdienliches Verhalten anzureizen.
Der Weg zum „Internet der Energie“ ist allerdings weit. Für digitale Stromzähler und automatisierte Verbrauchssteuerungen sind noch Standardisierungs- und Datenschutzfragen offen. Für neue Geschäftsmodelle fehlt oft ein angemessener
Rechtsrahmen. Am schwersten wiegt jedoch, dass an den
Energiemärkten die flexiblen Verhaltensänderungen von
Haushalten und von den meisten gewerblichen Verbrauchern
gar nicht belohnt werden. Zeitvariable Stromtarife sind in
Deutschland bisher kaum etabliert. Die Preisschwankungen
an der Strombörse fallen noch so gering aus, dass sich der
Aufwand für flexibles Verhalten nicht lohnt.
ENERGIEVERSORGUNG ZELLULÄR ORGANISIEREN
Ob mit der anstehenden Netzintegration einer um ein Vielfaches höheren erneuerbaren Stromerzeugung das gegenwärtige Strommarktmodell mit einer einheitlichen Strompreiszone für ganz Deutschland noch sinnvoll ist, wird zunehmend
kontrovers diskutiert.19 Erste Pilotprojekte für regionale Handelsplattformen erproben auf der Verteilnetzebene Preise für
Systemdienstleistungen. Die Bundesregierung fördert mit
langjährigen Forschungsvorhaben die praktische Erprobung
von dezentralen Flexibilitätsoptionen. Statt einer einheitlichen
zentralisierten Preisbildung wird bei diesen Ansätzen den
Netznutzern in einer geographisch abgegrenzten Region ein
Preissignal gegeben, um sie zu einem netzdienlichen Verhalten zu motivieren.

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Ausgehend von der Erfahrung, dass die bisherigen Verteilnetze zu erneuerbaren „Einsammelnetzen“ werden, sollen die
Übertragungsnetze nicht mehr mit plötzlich auftretenden
Schwankungen belastet werden, sondern ein lokaler Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch organisiert werden. Damit soll der positive Effekt auf die Netzstabilität erschlossen
werden, der sich ergibt aus der Diversifizierung erneuerbarer
Kapazitäten innerhalb einer Region in Kombination mit Speichern und flexiblen Verbrauchern. Diese Einheiten, die sich
autonom um ihre Netzstabilität kümmern, werden oft als Zellen oder Energiewaben beschrieben. Sie können Wohnquartiere und Industriegebiete umfassen oder ganze Städte und
Landkreise. Sie stehen weiterhin im Austausch mit der übergeordneten Ebene der Übertragungsnetze, beziehen jedoch
weniger Strom aus diesen und absorbieren zeitliche Überschüsse möglichst innerhalb ihrer eigenen Einheit.

wäre, da zu diesem Zeitpunkt das Überangebot direkt vor Ort
verbraucht würde. Befürworter einer solchen zellularen Optimierung erwarten Einsparungen beim Netzausbau von bis zu
1,7 Milliarden Euro jährlich.20

IMPRESSUM
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In Erweiterung des Modells virtueller Kombikraftwerke soll
die Verteilnetzebene dabei zur zusätzlichen Marktplattform
werden. So können sich die Erzeuger und Verbraucher einer
Zelle für einen Ausgleich innerhalb ihrer Zelle abstimmen.
Würden sie sich weiterhin ausschließlich am zentralen Preissignal der europäischen Strombörse orientieren, könnte diese
beispielsweise eine Stromerzeugung anreizen, obwohl in der
Zelle zu diesem Zeitpunkt Übertragungskapazitäten noch
fehlten. Zelluläre Ansätze können so nicht nur auf Netzengpässe Rücksicht nehmen, sondern versprechen auch eine
hohe Resilienz gegenüber Netzstörungen. So wurde erstmals
2017 das Netz der Gemeinde Wildpoldsried im Allgäu von den
übergeordneten Netzebenen zeitweise getrennt. Das Inselnetz mit hohem Anteil von PV- und Windenergieanlagen
konnte seine Netzstabilität selbst gewährleisten.

Redaktion
Jörg Mühlenhoff
V.i.S.d.P
Dr. Robert Brandt, Geschäftsführer
Stand
6. Februar 2019
Weitere Informationen
www.energie-update.de

Sind in einer Zelle ausreichend flexible Verbraucher und Speicher einsatzbereit, kann auch eine Spitzenkappung erneuerbarer Einspeisung eingeführt werden. Die Netze werden dann
kleiner ausgelegt als für die vollständige Aufnahme z.B. der
maximalen Einspeiseleistung eines Windparks notwendig
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1

Agora Energiewende: Stromnetze für 65 Prozent Erneuerbare bis 2030. Juli
2018.

10

BMWi: Ergebnisse des Netzgipfels am 20.09.2018 von Bundesminister
Altmaier mit den Länderminister/innen. September 2018.

2

Öko-Institut: Dezentralität, Regionalisierung und Stromnetze. Meta-Studie
über Annahmen, Erkenntnisse und Narrative. März 2018.

11

Agora Energiewende: Toolbox für die Stromnetze. Januar 2018.

12

Agora Energiewende: Flexibility in thermal power plants. Juli 2017.

13

IZES/Fraunhofer IWES: SymBioSE. Beiträge zur Systemtransformation
durch Erbringung von Systemdienstleistungen von biogen betriebenen
Stromerzeugungsanlagen. Februar 2017.

14

www.kombikraftwerk.de

15

AEE: Verknüpfung von Strom, Wärme und Verkehr im Energiesystem der
Zukunft. Die Rolle der Bioenergie in den Sektoren. Renews Spezial 86.
Januar 2019.

3

E-Bridge/IAEW/OFFIS: Moderne Verteilnetze für Deutschland. September
2014.

4

Agentur für Erneuerbare Energien (AEE): Netzausbau, Redispatch und
Abregelungen Erneuerbarer Energien in Deutschland. Renews Kompakt, 4.
Oktober 2017.

5

BNetzA/BKartA: Monitoringbericht 2018. November 2018.

6

Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage „Beschleunigung und
Optimierung des Ausbaus der Stromnetze“, Bundestagsdrucksache
19/1461. 16. April 2018.

16

www.forum-synergiewende.de

17

CEER: Benchmarking Report 6.1 on the Continuity of Electricity and Gas
Supply. Juli 2018.

CE Delft: The potential of energy citizens in the EU. September 2016.

18

BEE: Leistungsfähigkeit des Stromnetzes für die Energiewende verbessern.
Mai 2018.

Agentur für Erneuerbare Energien: Die Digitalisierung der Energiewende.
Metaanalyse. August 2018.

19

Consentec/Neon: Nodale und zonale Strompreissysteme im Vergleich. Juli
2018.

20

FAU/Prognos: Dezentralität und zellulare Optimierung – Auswirkungen auf
den Netzausbaubedarf. Oktober 2016.

7

8

9

Bundestagsdrucksache 19/1461. 16. April 2018.
                            
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