Netze für die Realität planen: Warum wir deutlich mehr Photovoltaik und echte Speicher im Szenariorahmen brauchen
Wer die Energiewende in Deutschland verstehen und gestalten will, kommt an einem zentralen Dokument nicht vorbei: dem Szenariorahmen Strom. Er bildet das fundamentale Fundament für die gesamte deutsche Netzentwicklungsplanung. Doch der aktuelle Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) weist gravierende Lücken auf.
Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) hat eine Stellungnahme verfasst, an der ich maßgeblich beteiligt war. Wir warnen eindringlich: Werden dezentrale Flexibilitäten, moderne Speicher und der reale Solarausbau im Planungsmodell falsch abgebildet, drohen volkswirtschaftliche Fehlentscheidungen in Milliardenhöhe beim Bau der Stromnetze.
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Was ist eigentlich der Szenariorahmen?
Der Szenariorahmen ist der erste und entscheidende Schritt zur Erstellung des Netzentwicklungsplans (NEP). Alle zwei Jahre erarbeiten die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW) gemeinsame Entwicklungspfade für die Zieljahre 2040 und 2045. In den drei Szenarien A, B und C beschreiben sie unterschiedliche Geschwindigkeiten und Schwerpunkte bei Stromverbrauch, Erneuerbaren Energien, Sektorenkopplung und Speichertechnologien.
Nach einer öffentlichen Konsultation prüft und genehmigt die Bundesnetzagentur (BNetzA) diesen Rahmen. Er legt fest, von wie viel Sonnen- und Windstrom die Netzplaner für die nächsten Jahrzehnte ausgehen müssen – und wo physikalisch neue Stromleitungen gebaut werden müssen.
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Der Schlüssel zur Infrastruktur: Warum wir Speicher ZUERST richtig abbilden müssen
Es klingt im ersten Moment überraschend, ist aber energiewirtschaftlich und physikalisch von zentraler Bedeutung: Bevor in der Netzplaning höhere Zielwerte für die Photovoltaik festgelegt werden, müssen zwingend die Defizite bei den Batteriespeichern behoben werden.
Warum ist die korrekte Modellierung der Speicher der allererste Schritt?
1. Vermeidung fiktiver Netzengpässe
Wenn das Simulationsmodell der ÜNB annimmt, dass hunderte Gigawatt Photovoltaik mit zu kleinen und falsch modellierten Speichern direkt in die Netze einspeisen, kalkuliert das Midell gigantische Einspeisespitzen an sonnigen Sommermittagen. Die Folge: Das Modell errechnet Netzüberlastungen, die in der Realität gar nicht entstehen würden.
2. Fehlplanung von Netzinfrastruktur
Werden diese Spitzen nicht lokal durch Batterien abgefangen, MÜSSEN die ÜNB im Netzentwicklungsplan teure neue Hochspannungstrassen, Umspannwerke und Netzverstärkungen ausweisen. Es entstünde eine überdimensionierte Infrastruktur für wenige Volllaststunden im Jahr.
3. Puffer vor Ort schaffen
Werden Speicher jedoch mit ihrer echten Kapazität und direkt an den Erzeugungsanlagen im Modell verankert, glätten sie die Einspeiseprofile. Sie nehmen den PV-Strom in den Spitzenstunden auf und speisen ihn erst in den Abend- und Nachtstunden wieder ein.
Die Behebung der Modellschwächen bei Speichern ist daher noch wichtiger als das reine PV-Ausbauziel selbst.
Erst wenn die Puffer im Netz richtig abgebildet sind, zeigt sich, wie viel Photovoltaik die vorhandene Netzinfrastruktur tatsächlich aufnehmen kann.
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Der „Blinde Fleck“ Co-Location: Solarparks entstehen nicht mehr ohne Speicher
In der realen Energiewirtschaft baut heute kaum noch ein Entwickler einen großen Solarpark ohne angeschlossenen Batteriespeicher. Diese Kombination an einem gemeinsamen Netzanschluss nennt man Co-Location.
Im Entwurf der ÜNB fehlen Co-Location-Batteriespeicher an PV-Freiflächenanlagen jedoch vollständig – ein eklatanter „blinder Fleck“. Der bne fordert die BNetzA auf, diese Marktintegrationsform verbindlich vorzuschreiben:
Szenariopfad B: 50 % aller neu hinzukommenden PV-Freiflächenanlagen müssen im Modell mit einem Co-Location-Batteriespeicher ausgerüstet werden. Die Speicherleistung sollte dabei der halben Solarparkleistung entsprechen, bei einer Speicherdauer von mindestens 4 Stunden (C/P ≥ 4).
Szenariopfad C: Im ambitionierten Pfad müssen sogar 75 % aller neuen Solarparks mit Co-Location-Speichern modelliert werden.
Automatische Regionalisierung: Ein riesiger Vorteil dieser Koppelung: Die geografische Verteilung der Großbatteriespeicher im Netzmodell erfolgt automatisch synchron zu den Freiflächenanlagen. Zudem sollten die Speicher eine Netzbezugsleistung von mindestens 25 % erhalten, um in windreichen Nächten auch flexibel Strom aus dem Netz aufzunehmen.
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Speicherkapazität verdoppeln: Weg von veralteten 2-Stunden-Modellen
Auch bei den eigenständigen Großbatteriespeichern hinkt der Szenariorahmen der Praxis hinterher. Zwar ist die angesetzte Leistung von 84 bis 103 GW eine plausible Größenordnung, doch die ÜNB unterstellen starr ein Energie-zu-Leistungs-Verhältnis von lediglich 2 Stunden (E/P = 2).
Das bedeutet: Ein 100-MW-Speicher könnte im Modell nur 200 MWh Energie aufnehmen. In der Realität bauen Betreiber heute längst Speicher mit 4 bis 8 Stunden Dauer.
Wenn die BNetzA hier korrigierend eingreift und ein E/P-Verhältnis von mindestens 4 (perspektivisch 4 bis 6 Stunden) vorschreibt, verdoppelt sich die nutzbare Speicherkapazität im Modell von ca. 200 GWh auf über 400 GWh – und zwar ohne, dass dafür ein einziger zusätzlicher Netzanschlusspunkt oder neue Trassen benötigt werden!
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Substantiell mehr Photovoltaik: AC statt DC und 500 GW bis 2045
Auf dem Fundament einer realistischen Speicher- und Flexibilitätsmodellierung muss auch der Ausbaupfad für die Photovoltaik deutlich ambitionierter gefasst werden. Der bne adressiert hier zwei wesentliche Korrekturen:
1. Wechsel von DC-Modulleistung auf netzwirksame AC-Wechselstromleistung
Die ÜNB leiten die PV-Ziele bislang eins-zu-eins aus den EEG-Zahlen ab [18, 19]. Das EEG addiert jedoch die reine Gleichstrom-Modulleistung (DC). Für die tatsächliche Belastung des Stromnetzes ist aber ausschließlich die netzwirksame Wechselstromleistung (AC) am Wechselrichter maßgeblich.
Da bei PV-Freiflächenanlagen künftig von einer flächendeckenden Wirkleistungsbegrenzung (Spitzenkappung) auf ca. 70 % der DC-Leistung auszugehen ist, werden mindestens 30 % der DC-Leistung physikalisch niemals netzwirksam. Wer rein mit DC-Werten plant, rechnet am physikalischen Netzbedarf vorbei und blockiert künstlich Raum für mehr Photovoltaik.
2. Ausbaudynamik fortschreiben: 500 GW (AC) im Szenario C2045
Die ÜNB frieren den PV-Ausbau in den Szenarien B und C ab dem Jahr 2040 bei 400 GW ein. Dieser plötzliche Ausbaustopp widerspricht der ökonomischen Realität. Schon in den späten 2030er Jahren wird ein jährlicher Zubau von rund 20 GW/Jahr erreicht.
Wird diese Dynamik bis 2045 linear fortgeschrieben, ergeben sich im Szenario C folgerichtig mindestens 500 GW (AC) installierte Photovoltaik-Leistung im Zieljahr 2045. Der ambitionierte Pfad C wurde in der Vergangenheit beim Solarausbau regelmäßig übererfüllt – es gibt keinen Grund, die späten 2040er Jahre künstlich zu deckeln.
3. Realistischeres Mix-Verhältnis (60 % Freifläche / 40 % Gebäude)
Der ÜNB-Entwurf rechnet weiterhin mit einer veralteten 50/50-Aufteilung zwischen Gebäude- und Freiflächen-PV [27, 28]. Aufgrund von Skaleneffekten, Direktlieferverträgen (PPAs) und Wirtschaftlichkeit geht der Trend eindeutig zur Freifläche [185–187]. Für die Szenarien B und C muss das Verhältnis auf 60 % Freiflächen-PV und 40 % Gebäude-PV angepasst werden.
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Fazit
Netzplanung ist die Weichenstellung für die deutsche Industrielandschaft der nächsten Jahrzehnte. Wenn die Netzbetreiber veraltete Kennzahlen nutzen, moderne Speicher am Solarpark ignorieren und die echte Wechselstromleistung ausklammern, bauen wir die falschen Netze.
Nur wenn Speicher von Anfang an richtig verankert werden, schaffen wir das stabile Fundament für den massiven Ausbau der Photovoltaik, den eine klimaneutrale und wettbewerbsfähige Wirtschaft braucht. Die Bundesnetzagentur hat es nun in der Hand, diese Korrekturen im Genehmigungsverfahren einzufordern.
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