Der Boom bei großen Batteriespeichern und neuen Stromgroßverbrauchern bringt Deutschlands Verteilnetze zunehmend an ihre Grenzen. Die Herausforderungen sind regional unterschiedlich. Im Netzgebiet des größten Verteilnetzbetreibers Baden-Württembergs, Netze BW, summierten sich die Anschlussanfragen im vergangenen Jahr auf 66 Gigawatt – bei einer Jahreshöchstlast von etwas mehr als 7 Gigawatt.
Ein großer Teil der Projekte wird am Ende nicht umgesetzt. Auch bundesweit verzeichnen Netzbetreiber steigende Anfragen, insbesondere für Batteriespeicher und Industrieprojekte, wie die Bundesnetzagentur zuletzt berichtete.
Windhundprinzip wird erweitert
Martin Zimmerlin, Teamleiter Strategie bei Netze BW, sieht darin eine Folge des Windhundprinzips: Viele Projektierer stellen gleichzeitig mehrere Anfragen, um sich Netzkapazitäten zu sichern. "45 Gigawatt der 66 Gigawatt sind heute schon nicht mehr aktuell und storniert", sagt Zimmerlin. Das Windhundprinzip vergibt Kapazitäten nach Eingang der Anfragen, unabhängig von der Realisierungswahrscheinlichkeit.
45 Gigawatt der 66 Gigawatt sind heute schon nicht mehr aktuell und storniert.
Um Planungssicherheit zu erhöhen, nutzt Netze BW das Windhund-Plus-Prinzip: Hier zählt neben dem Eingang auch der Reifegrad des Projekts. Flächensicherungsnachweise müssen vorliegen, bevor die Vorprojektierungen beginnen – erst dann entstehen Kosten.
Trotzdem laufen zahlreiche Projekte weiter: Für 1,3 Gigawatt Batteriespeicher gibt es bereits konkrete Anschlusszusagen, weitere 12 Gigawatt werden geprüft. Rechenzentren spielen bislang eine untergeordnete Rolle. Auch von Industriekunden liegen Netze BW derzeit Anschlussanfragen vor, die jedoch deutlich geringer ausfallen als die der angefragten Batteriespeicher.
Engpässe im Mittelspannungsnetz
Bei der NEW Netz am Niederrhein ist die Situation noch deutlicher. Dort muss der überwiegende Teil der Anfragen abgelehnt werden, weil die Kapazitäten fehlen oder die Leistung nur in höheren Netzebenen verfügbar ist. NEW Netz versorgt die Nieder- und Mittelspannung, das Hochspannungsnetz betreibt die Eon-Tochter Westnetz.
Auf der Mittelspannung treten Engpässe besonders deutlich auf. Geschäftsführer Eduard Sudheimer erklärt: "Binnen ein, zwei Jahren wurde bei uns die 1,5-fache Kapazität unseres bestehenden Netzes angefragt. Wir lehnen etwa 95 Prozent der Anfragen ab – erklären aber auch, warum." Häufig werden Projektierer auf das vorgelagerte Hochspannungsnetz verwiesen, wo die benötigte Leistung bereitgestellt werden kann.
Binnen ein, zwei Jahren wurde bei uns die 1,5-fache Kapazität unseres bestehenden Netzes angefragt.
Planung und lange Vorlaufzeiten
Die Lücke zwischen Anschlussanfragen und Netzkapazität hat strukturelle Gründe. Hochspannungsprojekte dauern lange: Grundstückssuche und Genehmigungen können laut Zimmerlin bis zu fünf Jahre und länger dauern. Gleichzeitig werden Batteriespeicher kurzfristig geplant. Netzbetreiber müssen Prioritäten setzen und prüfen, welche Projekte realisierbar sind.
Sudheimer ergänzt: "Hochspannungstransformatoren haben Lieferzeiten von bis zu drei Jahren. Wir müssen jedes Jahr drei bis fünf Umspannstationen bauen." Genehmigungen, Materialengpässe und Fachkräftemangel verstärken den Druck. Neue Verbraucher wie Wärmepumpen oder Lkw-Ladeinfrastruktur verschärfen die Lage. Auch die Elektrifizierung von Industrieprozessen erhöht den Bedarf. Die Bundesnetzagentur und der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft weisen seit längerem auf diese Engpässe hin und fordern klarere Priorisierungsregeln für Anschlussprojekte.
Digitalisierung und Flexibilität
Netzbetreiber setzen zunehmend auf digitale Steuerung und Flexibilität, um den Anschlussansturm zu bewältigen. Neben dem Einsatz flexibler Netzanschlussvereinbarungen setzt Netze BW auch auf kurative Netzführung: Eingriffe erfolgen nur im Störfall und entlasten gezielt das Netz. Im ersten Schritt können erneuerbare Energien so effizient eingebunden werden. Zimmerlin schätzt, dass auch in der Niederspannung bis zu 20 Prozent Effizienzpotenzial durch die Nutzung von Flexibilität realisiert werden können.
NEW Netz treibt die Digitalisierung ebenfalls voran: "Wir entwickeln uns vom klassischen Netzbetreiber zum aktiven Systemmanager", sagt Sudheimer. Automatisierte Prozesse, KI-gestützte Projektprüfungen und digitale Unterstützung für Partner beschleunigen die Bearbeitung und erhöhen die Flexibilität. Flexible Netzanschlussvereinbarungen, Pilotprojekte mit Speichern und virtuellen Kraftwerken sowie Cable-Pooling, bei dem mehrere Verbraucher einen Anschluss gemeinsam nutzen, optimieren die Nutzung der bestehenden Infrastruktur.
Netzbetreiber wollen nicht als Bremser gelten
Trotz hoher Ablehnungsquoten betonen Netzbetreiber, dass sie die Energiewende nicht blockieren. Sudheimer: "Ich möchte nicht, dass Netzbetreiber als Verhinderer der Energiewende wahrgenommen werden. Wir arbeiten partnerschaftlich, digital und strategisch daran, dass Versorgungssicherheit, Flexibilität und erneuerbare Energien zusammenpassen."
Zimmerlin ergänzt, dass Netze BW über die Weiterentwicklung der Netzanschlussprozesse für Anschlussanfragen nachdenken. Dazu können Reservierungsgebühren aber auch klare Reservierungsprozesse zählen. So könnten realistische Projektchancen bevorzugt werden. Ziel bleibt, die vorhandene Infrastruktur optimal zu nutzen, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden.
