Zum 1. April 2026 haben die vier Übertragungsnetzbetreiber das Reifegradverfahren für Netzanschlüsse von Großbatteriespeichern und Großverbrauchern eingeführt. Damit wird die Flächensicherung zum Wettbewerbskriterium. Die Zahl der Netzanschlussbegehren übersteigt die verfügbaren Kapazitäten bundesweit um ein Vielfaches. Die Zahl der Netzanschlussbegehren übersteigt die verfügbaren Kapazitäten bundesweit um ein Vielfaches. Netzexperte Dr. Michael Schöpf, Business Development Manager bei der VENIOS GmbH, erklärt im DEKOM-Interview, warum Kommunen, die bei der Flächenausweisung zögern, Netzbetreiber und Investoren in kostspielige Ausweichlösungen zwingen — und sich dabei selbst schaden.
Herr Schöpf, mit dem Wechsel auf das Reifegradmodell steigt der Druck auf die Flächensicherung massiv. Aus Sicht der Netzanalytik: Warum ist es für eine Kommune technisch so riskant, bei der Ausweisung von Flächen in unmittelbarer Nähe zu 380-kV-Umspannwerken zu zögern, wenn zeitgleich die Zahl der Anschlussbegehren die Kapazitäten um ein Vielfaches übersteigt?
Michael Schöpf: Aus netzanalytischer Sicht ist es natürlich nur verständlich, dass die Flächen in der Nähe der Umspannwerke begehrt sind. Die 380-kV- bzw. 380/110-kV-Umspannwerke kann man sich in etwa so vorstellen wie große Verkehrsknotenpunkte, etwa Autobahnkreuze. Für die Logistik ist ein autobahnnaher Standort ein zeitlicher Vorteil. Im Netz ist der Standort noch viel entscheidender. Je weiter der geplante Anschlusspunkt von einem Umspannwerk entfernt ist, desto problematischer wird der Netzanschluss, da Netzengpässe viel wahrscheinlicher und die auftretenden Spannungsabweichungen größer werden. Das führt dann zu hohen Baukostenzuschüssen für das Verlegen neuer bzw. das Erweitern bestehender Leitungen oder zu einer direkten Ablehnung des Netzanschlusses. Daher hat sich in den letzten Jahren ein regelrechter Run auf die umspannwerksnahen Flächen entwickelt. Wenn Kommunen hier also zögern, werden Projekte entweder woanders vergeben, oder die Kosten der Projekte steigen aufgrund der Nutzung von netztechnisch weniger attraktiven Flächen. Dabei muss dann aber gleichzeitig das Netz verstärkt und umfangreiche Baumaßnahmen eingeplant werden — eine Lose-Lose-Situation.
Flächen im 200-Meter-Radius um ÜNB-Umspannwerke gelten als baurechtlich privilegiert. Wie stark korreliert diese geografische Nähe mit der tatsächlichen Netzverträglichkeit, und warum ist die schnelle Bereitstellung solcher Areale durch die Kommunen ein entscheidender Beitrag, um „vor die Welle“ möglicher Netzengpässe zu kommen?
Michael Schöpf: Wir sind in unserem Geschäft zwar hauptsächlich in der Welt der Verteilnetzbetreiber unterwegs — das Grundprinzip ist aber auf allen Netzebenen das Gleiche. Und in direkter Nähe zum Umspannwerk gibt es eben rein physikalisch keine Engpässe durch überlastete Leitungen oder zu große Spannungsabweichungen. Einzig das Umspannwerk selbst könnte dann noch den Engpass darstellen — aber dies ließe sich durch entsprechende Netzanschlussvereinbarungen meist in den Griff bekommen. Daher sollten die Kommunen, wenn irgendmöglich, die umspannwerksnahen Flächen nutzen und für Projekte mit entsprechendem Anschlussbedarf vorhalten. So lassen sich die Anfragen auch für den Netzbetreiber gezielt kanalisieren und ein Wildwuchs verhindern.
Während die Höchstspannung oft im Fokus steht, rückt die 110-kV-Ebene für regionale Speicherprojekte nach. Welche Rolle spielt die Sichtbarkeit der Lastflüsse in diesen regionalen Netzknoten, um Batteriespeicher dort als systemdienliche Instrumente statt als zusätzliche Last zu positionieren?
Michael Schöpf: Die Sichtbarkeit der Lastflüsse ist überhaupt schon mal die Voraussetzung, dass system- und wichtiger noch netzdienliches Verhalten überhaupt definiert werden kann. Nur wenn bekannt ist, wann und wo Spitzen im Netz auftreten, können die Fahrweisen der Batterien darauf ausgerichtet werden und die Spitzen dadurch geglättet werden. Das eigentliche Problem ist aber, dass die Batteriebetreiber keine Anreize haben, sich im Betrieb nach den Bedarfen des Netzes auszurichten. Der Spotmarkt liefert die Preissignale, an denen sich alle Batteriebetreiber ausrichten. Netzbetreiber haben allenfalls die Möglichkeit, bei neuen Kunden über flexible Netzanschlussverträge einzugreifen, und sollten diese Möglichkeit — Flexible Connection Agreements, kurz FCAs — auch in Zukunft häufiger nutzen.
Es gibt Kommunen mit Gewerbeflächen, in denen durch Produktionsumstellungen oder Effizienzsteigerungen plötzlich Netzanschlusskapazitäten von 10 MW oder mehr frei werden. Wie kann intelligentes Monitoring helfen, diese „versteckten“ Kapazitäten für den Bau von Batteriespeichern nutzbar zu machen, ohne den laufenden Industriebetrieb zu gefährden?
Michael Schöpf: Bestehende Anschlusskapazitäten sind ein sensibles Thema und werden auch von den Netzbetreibern nur sehr vorsichtig angefasst. Erfahrungsgemäß gibt niemand gerne seine in der Vergangenheit zugesicherten und bezahlten Kapazitäten auf. Dabei muss man den Anschluss aber auch nicht zurückbauen. Netzbetreiber sehen über die registrierende Leistungsmessung ja entsprechende Verbrauchsspitzen; die Netzentgelte haben bei Gewerbekunden meist auch eine Leistungspreiskomponente. Daher will auch kein Gewerbebetrieb unnötige Leistungsspitzen verursachen. Netzbetreiber müssten in solchen Fällen einfach einen neuen Netzanschlussvertrag mit reduzierter Kapazität zu günstigeren Konditionen anbieten. Allerdings fehlt den Netzbetreibern der Einblick, was hinter dem Zähler passiert, und sie wissen daher zum Beispiel auch nicht, ob eine etwaige Leistungsreduzierung von temporärer oder dauerhafter Natur ist. Es müssen daher beide Seiten in den Dialog treten. Ein intelligentes Monitoring hilft, diesen Dialog anzustoßen.
Sie betonen oft, dass Intelligenz vor dem „Vergraben von Kupfer“ kommen sollte. Inwieweit können großskalige Batteriespeicher — finanziert durch private Investoren auf kommunalem Grund — als physisches Pendant zu Ihrer Software fungieren, um den teuren Netzausbau nach § 14a EnWG für die Kommunen und deren Bürger hinauszuzögern oder gar zu vermeiden?
Michael Schöpf: Ich sehe hier kein Entweder-Oder. Letztlich bedarf es sowohl Energiespeicher als auch intelligenter Softwarelösungen und des Netzausbaus. Netzausbau kommt allerdings dem Bedarf aktuell gar nicht hinterher, daher müssen die anderen beiden Bausteine eine noch stärkere Rolle einnehmen. Bei Batteriespeichern muss man auch noch mal unterscheiden: Großskalige Batterieparks von privaten Investoren im MW-Bereich werden auch zukünftig rein spotmarktorientiert betrieben. Der lokale Nutzen beschränkt sich dadurch rein auf die Gewerbesteuereinnahmen. Um auch das lokale Netz zu entlasten, müssen Betreiber mit einem netzdienlichen Interesse für den Betrieb von Batterieparks zum Zuge kommen. Entweder der Netzbetreiber selbst, oder ein privater Investor mit entsprechenden Auflagen. Nur so lässt sich Netzausbau durch Batteriespeicher vermeiden.
Kommunen locken hohe Pachteinnahmen und Gewerbesteuern von bis zu 1,5 Millionen Euro pro Standort. Wenn diese Speicher nun aktiv am Stromhandel und der Regelenergie teilnehmen: Welchen technologischen Nachweis müssen Projektierer heute erbringen, damit die Kommune sicher sein kann, dass der Speicher langfristig zur Netzstabilität beiträgt und somit ein dauerhafter Cashflow-Garant bleibt?
Michael Schöpf: Hier gilt zunächst das zuvor Gesagte: Spotmarktorientierter Batteriebetrieb und Netzdienlichkeit sind zwei komplett unterschiedliche Dinge. Eine langfristige Sicherheit, dass der Spotmarkt genügend Erträge für den Batteriebetrieb abgibt, kann übrigens niemand geben. Durch mehr und mehr Speicher am Spotmarkt nivellieren sich die entsprechenden Preisspitzen, was die Erlöspotenziale reduziert. Daher sollten die Business Cases der Projektierer unter die unter die Lupe genommen werden: Welche Marktszenarien werden angenommen? Von wieviel Erneuerbaren-Energien-Ausbau und weiteren Speichermöglichkeiten wird ausgegangen? Keiner kann valide die Marktpreise in zehn Jahren prognostizieren, aber zumindest sollten Projektierer die relevanten Zusammenhänge und Szenarien kennen. Aus der technischen Sicht geht es darum, die Speicher möglichst schnell und reibungslos ans Netz zu bringen. Dafür sind dann die entsprechenden elektrotechnischen Kenntnisse zu den Netzanschlussbedingungen, den möglichen Netzrückwirkungen sowie in der Installation der Anlagen entscheidend. (DEKOM/Venios, 11.05.2026) Mehr Infos hier…
Zur Person:
Dr. Michael Schöpf ist Business Development Manager bei der Venios GmbH. Das Unternehmen entwickelt mit Venios.NET eine Plattform für das echtzeitfähige Management von Verteilnetzen.
