- Die klassische, zentral organisierte Stromversorgung ist Vergangenheit: In Deutschland stammt heute ein großer Teil des Stroms aus dezentralen, wetterabhängigen erneuerbaren Quellen, was die bisherige Netzstruktur überfordert.
- Wind- und Solarenergie führen zu starken Schwankungen und erfordern ein deutlich flexibleres Netz sowie neue Steuerungsmechanismen und Reserven.
- Experten fordern tiefgreifendere Reformen: etwa schnelleren Netzausbau, stärkere Rolle der Verteilnetze sowie neue Marktregeln, um die Effizienz zu steigern und Engpässe besser zu steuern.
Noch vor wenigen Jahren war die Netzwelt überschaubar. Meist thermische Kraftwerke standen dort, wo sich Brennstoffe und Kühlwasser gut heranschaffen ließen. Oder die Anlagen wurden dort gebaut, wo ein hoher Strombedarf durch Industrie und Städte bestand. Auch die Verläufe im Netz waren klar geregelt: Grundlastkraftwerke liefen durch. Dazu kamen die Mittel- und die Spitzenlastkraftwerke, um Schwankungen auszugleichen. Der Strom kam aus der Steckdose, und was dahinter ablief, interessierte die wenigsten Leute.
Diese Netzwelt ist Vergangenheit. In Deutschland stammen derzeit knapp 60 Prozent des Stroms aus nahezu 30.000 Windkraftanlagen, mehr als vier Millionen Photovoltaikanlagen sowie mehreren Tausend Biomassekraftwerken.
Die Netzarchitektur passt nicht mehr
Wind- und Solarstrom erzeugen wetterabhängig, also volatil. Zwar ergänzen sich beide Erzeugungsarten im tages- und jahreszeitlichen Verlauf, richtig ist aber auch: Sobald derzeit die Sonne scheint, kommt es im Stromsystem zu Mittagsspitzen und oft auch negativen Börsenstrompreisen. Zudem sammeln Windkraft- und Solaranlagen sowie Biomassekraftwerke Energie in der Fläche ein, oftmals fernab der Verbrauchszentren – ein weiterer Grund, warum die Netzarchitektur nicht mehr passt.
Erneuerbare Energien können das Netz gleichwohl auch entlasten. Voriges Jahr erzeugten Solaranlagen etwa 87 Terawattstunden (TWh) Strom. Davon wurden rund 70 TWh ins öffentliche Netz eingespeist und 17 TWh selbst verbraucht. Ein Fünftel des erzeugten Solarstroms läuft also de facto schon am Netz vorbei. Das ist besonders in den Zeiten wichtig, wenn es ausgelastet ist. Der Anteil des Eigenverbrauchs wird aufgrund des Booms solarer Prosumerhaushalte und durch gemeinschaftliche Versorgungsformen wie Energy SharingDie gemeinschaftliche Erzeugung und Nutzung erneuerbarer Energien durch einen lokalen oder regionalen Zusammenschluss, der dafür das öffentliche Netz verwenden kann.Die gemeinschaftliche Erzeugung und Nutzung erneuerbarer Energien durch einen lokalen oder regionalen Zusammenschluss, der dafür das öffentliche Netz verwenden kann., Gebäude- und Quartiersstrom weiter steigen. Der zuvor so wichtige Energieversorger darf den Reststrom liefern.
Das Stromnetz als riesige virtuelle Maschine
Im Netz tummeln sich um die 1200 Stromhändler. 2024 hatten sie an der Strombörse EEX am kurzfristigen SpotmarktBörsenhandel, bei dem das eingekaufte Produkt (z.B. Strom) kurzfristig geliefert wird. Gegenstück ist der Terminmarkt für Lieferungen in der Zukunft.Börsenhandel, bei dem das eingekaufte Produkt (z.B. Strom) kurzfristig geliefert wird. Gegenstück ist der Terminmarkt für Lieferungen in der Zukunft. ein Handelsvolumen von 880 TWh und am längerfristigen Terminmarkt rund 8400 TWh – ein Mehrfaches der real erzeugten Strommenge. Dabei ist Strom ein empfindliches Produkt: Im Netz müssen sich Erzeugung und Verbrauch stets die Waage halten, was mit der Standardnetzfrequenz von 50 Hertz einhergeht.
Um das zu garantieren, hat die Bundesnetzagentur inzwischen etliche Reserven geschaffen: von der Momentanreserve über diverse Regelenergien bis zu schnell aktivierbaren Backup-Kraftwerken. Das Stromnetz ist somit eine riesige virtuelle Maschine. Und mit ihrer Hilfe soll eine der wichtigsten Aufgaben der Zukunft bewältigt werden: die Dekarbonisierung von Wirtschaft und Gesellschaft.
Nur noch mit halber Kraft läuft das Braunkohlekraftwerk Jänschwalde in der Lausitz. Anfang 2026 ging der dritte von sechs 500-Megawatt-Blöcken vom Netz. Statt 3000 Megawatt (MW) Leistung liefert das Kraftwerk nur noch 1500 MW. Damit geht nicht nur Erzeugung verloren. Ein Turbinensatz der 500-MW-Klasse kann mehrere Hundert Tonnen wiegen. Die in der rotierenden Masse gespeicherte mechanische Energie kann plötzliche Lastschwankungen im Netz ausgleichen und als Momentanreserve die Frequenz auf der wichtigen 50-Hertz-Linie halten.
Auch in einem weitgehend erneuerbaren Stromsystem wird eine Momentanreserve bereitgestellt, durch sogenannte netzbildende Anlagen. Das können Batteriespeicher sein oder weiterentwickelte Stromrichter von Erneuerbare-Energie-Anlagen. Mit deren Hilfe werde das Netz künftig eine „virtuelle Trägheit“ ausbilden, erläutert Jutta Hanson, Professorin für Elektrische Energieversorgung an der Technischen Universität Darmstadt.
Beschaffung der Momentanreserve läuft seit Januar
Die Bereitstellung dieser Form der Momentanreserve solle transparent, diskriminierungsfrei und marktgestützt geschehen, formulierte die Bundesnetzagentur 2023 in ihren Anforderungen und veröffentlichte im April 2025 das entsprechende Beschaffungskonzept. Parallel überarbeitete das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik (VDE) die Technischen Anforderungen an netzbildende Eigenschaften inklusive der Bereitstellung von Momentanreserve.
Schließlich starteten die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) im Januar dieses Jahres die konkrete Beschaffung. Sie erfolgt über ein Festpreissystem, das das Vorhalten dieser in Sekundenbruchteilen zu aktivierenden Ausgleichsenergie vergütet. Die Höhe der Vergütung soll alle zwei Jahre angepasst werden und hängt von der Verfügbarkeit ab, der Beschaffungsregion sowie dem angebotenen Produkt – aus Sicht der Netzbetreiber gibt es die Reserve als Premium- und als Basisvariante. Konkrete Preise sind auf der von den ÜNB betriebenen Website netztransparenz.de zu finden.
Unabhängigkeit von Fossilen durch Elektrifizierung
Deswegen werde 50Hertz mit einer zusätzlichen Finanzierung in die Lage versetzt, zentrale Infrastrukturprojekte umzusetzen und ein sicheres System zu gewährleisten, so der Aufsichtsratschef. Wie gewohnt verzeichnete 50Hertz in seinem ostdeutschen Netzgebiet 2025 mit 74 Prozent einen besonders hohen Anteil von Strom aus erneuerbaren Quellen. Vorstandschef Stefan Kapferer betonte anlässlich der Bilanz, dass ein stabiles Netz mit volatiler Erzeugung am Ende auch abhängig von der wirtschaftlichen Rentabilität sei.
Nachfrage nach Netzanschlüssen reißt nicht ab
Alles, was ein Netzbetreiber tue – Netzausbau, Zubau erneuerbarer Energien, gesicherte Leistung und Flexibilität –, stehe in Verbindung zum Stromverbrauch, sofern man keine Fehlinvestitionen schaffen wolle. Wie anderswo auch sieht sich 50Hertz einer kaum zu bewältigenden Zahl von Netzanschlussbegehren gegenüber. Voriges Jahr erteilte der Netzbetreiber nach eigenen Angaben mehr als 90 Anschlusszusagen, darunter 26 Batteriespeicher, 42 Photovoltaik-Freiflächenanlagen sowie elf Onshore-Windparks.
Und die Nachfrage reißt nicht ab: Aktuell lagen Anträge für 140 Batteriespeicher, 17 Rechenzentren sowie zwei Elektrolyseure vor. Beim Abarbeiten der Anschlussbegehren galt lange Zeit das sogenannte Windhundprinzip, das heißt die Vergabe nach Eingangsdatum. Das war allerdings für eine Zeit ausgelegt, als es im gesamten Jahr nur wenige Anträge gab.
Reifegradverfahren statt Windhundprinzip bei Netzanschlussbegehren
Seit 1. April sortieren 50Hertz und die anderen drei Übertragungsnetzbetreiber nun die Projekte nach dem sogenannten Reifegradverfahren, bei dem sie nach ihrem Realisierungsfortschritt bewertet werden. Diese Anpassung war dringend erforderlich, sagt Kapferer. Mit dem alten Verfahren waren innerhalb kürzester Zeit, auch über 2030 hinaus, alle verfügbaren Netzanschlüsse blockiert worden.
Auch mit dem neuen Verfahren seien aber nicht alle Fragen gelöst. Zwar könne damit bei Anschlussbegehren die Spreu vom Weizen getrennt werden, es ermögliche aber nicht zu entscheiden, ob für eine Region Batteriespeicher besser sind als neue Rechenzentren oder ein weiterer Windpark. Kapferer kündigte an, mit der Politik auszuloten, inwieweit diese den Mut habe, Kontingente für bestimmte Anschlussbegehren festzulegen, die dann im Netzentwicklungsplan als Bedarfe ausgewiesen werden.
Größere Reformen als im Netzpaket erforderlich
Bei dem bisherigen Problemfokus auf Überlandnetze gerät leicht aus dem Blick, dass mehr als 90 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien heutzutage über die Verteilnetze fliest, Tendenz steigend. Damit erhalten auch die rund 860 Verteilnetzbetreiber eine neue, zentrale Rolle. Vor allem sie haben die Aufgabe, Erzeugung, Verbrauch, Speicher und Flexibilität zu einem Gesamtsystem zu vernetzen.
Anke Weidlich, Professorin für Technologien der Energieverteilung an der Universität Freiburg, sieht Deutschland mittlerweile in einer Phase der Energiewende, in der die fluktuierende Einspeisung erneuerbarer Energien den Ton angibt. Allerdings könne unser Stromsystem noch nicht gut genug damit umgehen. Zwar gehe der geleakte Entwurf des Netzpakets aus dem Wirtschaftsministerium drängende Probleme an, um aber wirklich voranzukommen, seien größere Reformen nötig, so Weidlich.
Lokal differenzierte Baukostenzuschüsse als gut planbares Instrument
Positiv bewertet die Netzexpertin hingegen die Vorschläge des Pakets zu den Anschlusskosten. Lokal differenzierte Baukostenzuschüsse für neue Anlagen hält sie für ein transparentes und gut planbares Instrument, um den Ausbau sinnvoll zu lenken. Diese einmaligen Kosten zu Beginn eines Bauvorhabens schaffen nach ihrer Einschätzung keine neuen Unsicherheiten, womit auch die Finanzierungskosten nicht steigen wurden.
Weidlich begrüßt zudem das Aufräumen bei der Vergabe neuer Netzanschlüsse. Ein klares Verfahren zur Priorisierung der Anschlussbegehren und die Digitalisierung der Prozesse seien längst überfällig. Skeptisch sieht sie derzeit hingegen die Bewältigung der Netzengpässe im Übertragungsnetz. Solange der Strommarkt in Deutschland als einheitliche Kupferplatte betrachtet werde, seien Redispatch-Kosten für Eingriffe in die Erzeugung unvermeidbar. Zwar lindere der Netzausbau das Problem, komplett verschwinden würden die Engpässe aber nicht. In einem gewissen Umfang sei das auch günstiger, als in noch mehr neue Netze zu investieren.
Gebotszonen in Deutschland: Expertin wirbt für Knotenpreise
Um die Kosten zu optimieren, rät Weidlich dazu, Engpässe direkt im Strommarkt zu berücksichtigen. Dazu könne die einheitliche Gebotszone in Deutschland aufgeteilt und an jedem Netzknoten ein eigener Preis bestimmt werden. „An diesen Preisen würden dann alle Marktteilnehmer ihren Betrieb ausrichten, nicht nur Neuanlagen“, erläutert die Forscherin.
Wenn Netzbetreiber beispielsweise künftig – wie im Entwurf des Netzpakets vorgeschlagen – den Handel einschränken könnten, beschneide das die Marktfreiheit, warnt Weidlich. All das zeigt: Die Netzwelt der erneuerbaren Energien ist gerade im Entstehen. Altes und Neues vermischen sich – wie lang die Übergangsphase dauern wird, ist derzeit offen.
