Netzüberlastung: Warum Windräder stillstehen

Was bedeutet Netzüberlastung im Stromnetz?

Stillstehende Windräder sorgen regelmäßig für Diskussionen. Denn im ersten Moment wirkt es widersprüchlich: Wenn die Energiewende beschleunigt werden soll, warum drehen sich die Anlagen an windreichen Tagen nicht? Schnell entsteht der Eindruck, es gebe zu viel Grünstrom oder es bestünde keine Nachfrage nach erneuerbarer Energie. Tatsächlich liegt das Problem an anderer Stelle: Wenn Windräder stillstehen, kann das zwar unterschiedliche Gründe haben, häufig liegt es aber an Netzüberlastung. In dem Fall könnte zwar Strom erzeugt werden, das Netz kann ihn zu diesem Zeitpunkt aber nicht vollständig abtransportieren.

Mit dem verstärkten Ausbau von Wind- und Solarenergie gerät die begrenzte Kapazität des deutschen Stromnetzes immer mehr in den Fokus von Politik und Gesellschaft. Die Debatte hat zuletzt zusätzlich an Dynamik gewonnen, da die Politik einen Redispatch-Vorbehalt einführen möchte, ein geplantes Instrument, um den Zubau von erneuerbaren Energien in kapazitätslimitierten Netzgebieten zu steuern. Er soll Netzengpässe abmildern, indem in betroffenen Regionen die Anschlussvorfahrt für neue Anlagen eingeschränkt wird. Auch im Rahmen des AgNes-Verfahrens der Bundesnetzagentur soll netzdienliches Verhalten besser gesteuert werden, indem die Netzentgeltsystematik grundlegend reformiert werden soll.

Wie Strom physikalisch fließt

Um zu verstehen, was bei einer Überlastung des Stromnetzes passiert, hilft ein Blick auf die physikalischen Grundlagen. Im Verbundnetz folgt elektrischer Strom physikalischen Gesetzen und sucht sich den Weg des geringsten Widerstands. So entstehen Lastflüsse, die sich permanent verändern und davon abhängen, wo Strom erzeugt und verbraucht wird. Das bedeutet auch: Strom fließt nicht automatisch dorthin, wo er wirtschaftlich benötigt wird, sondern verteilt sich über das gesamte Netz.

Jede Leitung besitzt zudem technische Belastungsgrenzen. Wird dauerhaft mehr Strom transportiert, als die Leitung aufnehmen kann, steigt das Risiko für Instabilitäten im Netz. Im Extremfall kann eine Überlastung des Stromnetzes zu großflächigen Störungen führen.

Was Netzengpässe im Stromnetz sind

Ein Netzengpass entsteht, wenn die vorhandene Transportkapazität einer Leitung oder eines Netzabschnittes nicht mehr ausreicht, um den anfallenden Strom vollständig weiterzuleiten. Die Engpässe entstehen aber nicht primär durch zu viel Erzeugung, sondern durch begrenzte Transportkapazitäten. Der Engpass betrifft damit nicht die Stromerzeugung selbst, sondern seine Verteilung im Netz. Aus diesem Grund kann es dazu kommen, dass regional Netzengpässe auftreten, obwohl im gesamten System eigentlich Bedarf besteht.

Was passiert bei Netzüberlastung?

Erreicht das Stromnetz kritische Belastungsgrenzen, greifen die Übertragungsnetzbetreiber ein. Ihre Aufgabe ist es, die Netzstabilität aufrechtzuerhalten und damit die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Das sogenannte Netzengpassmanagement gehört inzwischen zum Alltag des Stromsystems. Mit dem steigenden Anteil wetterabhängiger Energieerzeugung nimmt seine Bedeutung weiter zu.

Abregelung von Windenergie und Redispatch

Das zentrale Element für die Netzstabilität ist der Redispatch. Dabei werden Kraftwerke oder erneuerbare Anlagen angewiesen, ihre Leistung kurzfristig anzupassen. In Regionen mit Netzengpässen wird die Einspeisung reduziert. Gleichzeitig wird an anderen Standorten zusätzliche Erzeugung aktiviert. Vereinfacht gesagt bleibt die Gesamtstrommenge dabei weitgehend konstant, wird aber räumlich verlagert. Stillstehende Windräder an windreichen Tagen sind somit eine technische Maßnahme, um einer Überlastung des Stromnetzes vorzubeugen. Die Abregelung der Windenergie erfolgt nicht aufgrund fehlender Nachfrage.

Netzengpassmanagement als Instrument der Netzstabilität

Redispatch ist dabei nur ein Teil eines umfassenderen Netzengpassmanagements. Dieses umfasst alle Maßnahmen zur Steuerung von Lastflüssen. Dazu gehören koordinierte Eingriffe in Erzeugung und Verbrauch, um Stromflüsse innerhalb des Netzes auszugleichen. Denn die begrenzte Transportkapazität des Stromnetzes ist ein wesentlicher Grund für die Abregelung von Windenergieanlagen, jedoch nicht die einzige Ursache: Neben klassischen Netzengpässen können auch andere technische Anforderungen des Netzbetriebs zu einer Reduzierung der Einspeiseleistung führen: Dazu zählt insbesondere die Sicherstellung der Netzstabilität, etwa durch die Einhaltung zulässiger Spannungsbereiche.

Auf diese Weise lässt sich sicherstellen, dass das Stromsystem innerhalb seiner technischen Grenzen betrieben wird. Das Netzengpassmanagement dient damit als Sicherheitsmechanismus, solange die vorhandenen Transportkapazitäten nicht ausreichen. Dafür analysieren die Übertragungsnetzbetreiber fortlaufend die Belastung einzelner Netzabschnitte.

Warum Netzengpässe zunehmen

Netzengpässe gab es schon immer. Heute treten sie häufiger und sichtbarer auf, weil sich das Energiesystem grundlegend verändert. Der Anteil erneuerbarer Energien steigt kontinuierlich, während der Stromnetzausbau vielerorts nicht im gleichen Tempo vorankommt. Dadurch nimmt die Belastung einzelner Netzabschnitte zu.

Ausbau erneuerbarer Energien und Stromnetzausbau in Deutschland

Deutschland hat den Ausbau erneuerbarer Energien in den vergangenen Jahren deutlich vorangetrieben. Der Stromnetzausbau bleibt dagegen ein langwieriger Prozess. Neue Leitungen benötigen umfangreiche Planungs- und Genehmigungsverfahren. Viele Projekte stoßen zudem auf politische oder gesellschaftliche Widerstände. So entsteht ein strukturelles Ungleichgewicht. Während neue Wind- und Solarparks vergleichsweise schnell errichtet werden können, wächst die Transportkapazität des Netzes langsamer. Die Folge sind steigende Redispatch-Mengen, höhere Kosten im Netzengpassmanagement und häufigere Eingriffe in die Einspeisung erneuerbarer Anlagen.

Kapazität des deutschen Stromnetzes und strukturelle Engpässe

Der Ausbau und die Kapazität des deutschen Stromnetzes werden damit zu einer zentralen Infrastrukturfrage der Energiewende. Besonders belastet sind Netzabschnitte, die große Strommengen über weite Entfernungen transportieren müssen. Das betrifft vor allem die Nord-Süd-Verbindungen. In Norddeutschland wird durch Windenergie viel Strom erzeugt und ins Netz eingespeist. Große Industrie- und Verbrauchszentren liegen hingegen stärker im Süden und Westen des Landes.

Gleichzeitig wandelt sich das Stromsystem insgesamt. Neben klassischen Großkraftwerken speisen heute Millionen dezentrale Anlagen Strom ein. Dadurch steigen die Anforderungen an Steuerung, Flexibilität und Netzbetrieb. Netzüberlastungen sind deshalb kein kurzfristiges Problem einzelner Regionen. Sie machen sichtbar, wie stark sich das Energiesystem bereits verändert hat und an welchen Stellen Infrastruktur, Marktregeln und Flexibilitätsoptionen weiterentwickelt werden müssen.

Speicher, Netzentgelte und das AgNes-Verfahren der Bundesnetzagentur

Genau hier setzt die aktuelle energiewirtschaftliche Debatte an: Wie lassen sich Netzengpässe künftig besser vermeiden? Vor allem wächst vor diesem Hintergrund die Bedeutung von Speichern und flexiblen Verbrauchern. Weil sie Stromerzeugung und -verbrauch zeitlich entkoppeln können, tragen sie dazu bei, Netzengpässe zu reduzieren und die Netzstabilität zu verbessern. Wie stark solche Flexibilitätsoptionen künftig genutzt werden, hängt allerdings von regulatorischen Rahmenbedingungen und der Ausgestaltung des Strommarkts ab.

Im Mittelpunkt steht dabei aktuell das AgNes-Verfahren der Bundesnetzagentur. Ziel des Verfahrens ist es, die Netzentgeltsystematik an die Anforderungen eines zunehmend erneuerbaren und dezentralen Energiesystems anzupassen. Netzentgelte sind Gebühren für die Nutzung des Stromnetzes. Sie finanzieren Betrieb, Ausbau und Instandhaltung der Infrastruktur. Die heutige Systematik stammt allerdings weitgehend aus einem Energiesystem, das stärker auf zentrale Großkraftwerke ausgerichtet war. Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien, dezentraler Einspeisung und neuer Speichertechnologien verändern sich die Anforderungen an das Stromnetz grundlegend.

Das Verfahren soll deshalb klären, wie Netzkosten künftig verteilt werden und wie sich vorhandene Netzkapazitäten effizienter nutzen lassen. Ziel ist unter anderem, Netzengpässe zu reduzieren und Anreize für netzdienliches Verhalten zu schaffen. Wie genau das umgesetzt werden soll, wird derzeit in der Energiebranche intensiv diskutiert.

Dynamische Netzentgelte als umstrittener Ansatz

Ein zentraler Bestandteil der Debatte sind sogenannte dynamische Netzentgelte. Dahinter steht die Idee, Netzentgelte stärker an der aktuellen Netzsituation auszurichten. Je nach Region, Tageszeit oder Netzbelastung könnten sich die Entgelte künftig verändern. Die Bundesnetzagentur verfolgt damit das Ziel, Stromverbrauch und Einspeisung stärker an verfügbaren Netzkapazitäten auszurichten und Netzengpässe zu reduzieren.

Genau dieser Ansatz wird in Teilen der Energiebranche kritisch gesehen. Denn Stromflüsse und Netzbelastungen lassen sich nur begrenzt über regionale und zeitabhängige Entgelte steuern. Anders als beim Redispatch würden Netzbetreiber nicht gezielt in einzelne Netzsituationen eingreifen. Stattdessen müssten Stromerzeuger, Verbraucher und Speicherbetreiber eigenständig auf veränderte Preis- und Entgeltsignale reagieren.

Wie sich diese Reaktionen insgesamt auf Stromhandel, Kraftwerkseinsatz und Netzengpässe auswirken würden, gilt jedoch als schwer vorhersehbar. Darin besteht das Risiko, dass dynamische Netzentgelte breitere Marktverschiebungen auslösen könnten als ursprünglich beabsichtigt.

Eine aktuelle Aurora-Studie, die im Auftrag mehrerer Energieunternehmen erstellt wurde, verweist auf mögliche Folgen solcher Marktreaktionen. Laut Analyse könnte der Redispatch-Bedarf durch regionale dynamische Netzentgelte zwar teilweise sinken. Gleichzeitig würden sich jedoch Handelsströme und Kraftwerkseinsatz verändern. In den untersuchten Szenarien sank teilweise die Einspeisung erneuerbarer Energien, während konventionelle Kraftwerke und Stromimporte zunahmen. Dadurch stiegen zum Teil auch Strompreise und CO₂-Emissionen.

Vor diesem Hintergrund richtet sich der Blick in der Branche außerdem zunehmend auf die Frage, welche Folgen die geplanten Änderungen konkret für Speichertechnologien haben könnten. Gerade sie gelten als wichtiger Baustein, um Netzengpässe zu reduzieren und Strom flexibler im System zu nutzen.

Netzentgelte für Speicher und Investitionsunsicherheit

Für Speicher gelten im deutschen Stromsystem bislang besondere Regelungen. Batteriespeicher und Pumpspeicherkraftwerke, die vor dem 4. August 2029 in Betrieb gehen, sind nach § 118 EnWG für 20 Jahre weitgehend von Netzentgelten befreit. Die Regelung soll Investitionen in neue Speicherkapazitäten erleichtern und deren Ausbau gezielt unterstützen.

Im AgNes-Verfahren diskutiert die Bundesnetzagentur nun, ob diese bisherigen Befreiungsregelungen verändert werden sollen. Hintergrund ist die Frage, wie Speicher künftig stärker an den Kosten des Stromnetzes beteiligt werden könnten. Geprüft werden dabei unterschiedliche Modelle zusätzlicher Entgeltbestandteile für Speicher.

Genau dieser Punkt sorgt in der Energiebranche für Kritik. Unternehmen und Verbände warnen davor, dass Speicher künftig sowohl für die Stromentnahme aus dem Netz als auch für die spätere Einspeisung des gespeicherten Stroms mit Netzentgelten belastet werden könnten. Die Bundesnetzagentur betont zwar, dass keine doppelte Belastung beabsichtigt sei. Kritiker sehen dennoch das Risiko, dass neue Regelungen in der Praxis genau dazu führen könnten.

Für Statkraft geht es dabei vor allem um Planungs- und Investitionssicherheit. Viele Projekte wurden unter der Annahme entwickelt oder bereits finanziert, dass die bestehenden Befreiungsregelungen langfristig gelten. Wenn sich diese wirtschaftlichen Rahmenbedingungen nachträglich verändern, müssen Projekte neu kalkuliert werden. Dadurch entsteht eine erhebliche Unsicherheit für den weiteren Ausbau von Speichern. Unternehmen könnten Investitionsentscheidungen verschieben, solange unklar bleibt, welche Netzentgelte künftig gelten und wie hoch diese ausfallen würden.

Besonders relevant ist diese Debatte, weil Speicher als wichtiger Bestandteil eines flexibleren Stromsystems gelten. Sie können Strom über längere Zeiträume speichern und zusätzlich Systemdienstleistungen bereitstellen, etwa Regelenergie zur Stabilisierung der Netzfrequenz oder Schwarzstartfähigkeit nach großflächigen Stromausfällen. Statkraft argumentiert deshalb, dass neue Belastungen ausgerechnet Technologien treffen könnten, die für die Integration erneuerbarer Energien und die Stabilisierung des Stromsystems zunehmend wichtiger werden.

Netzüberlastung als zentrale Infrastrukturfrage der Energiewende

Die Debatte um Netzengpässe und die Zukunft des deutschen Stromnetzes verdeutlicht, dass die Energiewende längst nicht mehr nur eine Frage zusätzlicher Stromerzeugung ist. Entscheidend wird zunehmend, wie Strom transportiert, gespeichert und flexibel genutzt werden kann. Netzstabilität entsteht künftig aus dem Zusammenspiel von erneuerbarer Erzeugung, leistungsfähigen Netzen, Speichern und steuerbaren Verbrauchern.

Sichtbar wird dabei vor allem der wachsende Druck auf die bestehende Infrastruktur. Der weitere Ausbau erneuerbarer Energien erfordert deshalb nicht nur neue Erzeugungsanlagen, sondern auch einen schnelleren Stromnetzausbau in Deutschland sowie verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen für Speicher und Flexibilitätstechnologien.

Welche Entscheidungen die Bundesnetzagentur im AgNes-Verfahren trifft, reicht damit weit über technische Detailfragen hinaus. Sie beeinflussen, wie planbar Investitionen in Speicher und erneuerbare Energien künftig bleiben und wie effizient Netzengpässe langfristig reduziert werden können.