BERLIN / LONDON (IT BOLTWISE) – Laut einer Studie könnten intelligent gesteuerte Batteriespeicher an Umspannwerken in Deutschland deutlich mehr Solarenergie aufnehmen als bisher gedacht. Durch das zeitliche Verschieben von Einspeisespitzen ließen sich demnach rund 150 Gigawatt zusätzliche Photovoltaikleistung an mehr als 1.300 ländlichen Standorten anschließen. Im Jahresdurchschnitt müsste nur etwa ein Prozent des zusätzlichen Solarstroms wegen begrenzter Transformatorleistung abgeregelt werden. Der Solarverband drängt deshalb darauf, die Ergebnisse in die anstehende Novelle der Netzanschlussregeln einzuarbeiten.
Die Engpassfrage im Stromnetz ist selten ein einzelner fehlender Kabelquerschnitt, sondern häufig eine knappe Transformator- und Netzkapazität an den richtigen Stellen zur richtigen Zeit. Genau an dieser Stelle setzt die vorliegende Studie an: Wenn Solarstromspitzen an Umspannwerken nicht sofort in die vorhandene Transformatorleistung gedrückt werden, sondern erst gepuffert und später ausgespeist werden, lässt sich die nutzbare Netzinfrastruktur zeitlich „entkoppeln“. Im Ergebnis rückt damit eine pragmatische Hebelwirkung in den Fokus, die weniger mit neuen Leitungstrassen als mit intelligenter Betriebsführung und Speichertechnik zu tun hat.
Konkret geht es laut Studie um intelligent gesteuerte Batteriespeicher an Umspannwerken, die mehr als 1.300 ländliche Standorte für zusätzliche Einspeisemöglichkeiten öffnen könnten. Die Größenordnung ist dabei ambitioniert: Insgesamt nennt die Auswertung die Möglichkeit, rund 150 Gigawatt zusätzlicher Photovoltaikleistung anzuschließen. Zum Vergleich wird im Bericht auch der aktuelle PV-Ausbau herangezogen: In Deutschland sind demnach bereits etwa 130 Gigawatt installiert. Dass das zusätzliche Potenzial die bestehende Anlagenbasis überragt, erklärt, warum die Debatte um Netzanschlussregeln in den vergangenen Monaten so stark an die Speicherfrage gekoppelt wurde.
Technisch beschreibt der Ansatz vor allem die bessere Nutzung vorhandener Transformatorleistung. Üblicherweise erzeugen Photovoltaikanlagen zur gleichen Tageszeit ähnliche Einspeisespitzen, was am Umspannwerk zu Leistungsspitzen führen kann, die der Transformator gerade nicht in voller Höhe gleichzeitig übertragen kann. Großbatteriespeicher würden diese Spitzen aufnehmen und den Strom später an den Trafo abgeben. Der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) argumentiert entsprechend, dass sich vorhandene Transformatorleistung „zeitlich wesentlich besser nutzen“ lässt und Umspannwerke dadurch entlastet werden. Entscheidend ist dabei nicht nur das Vorhandensein von Speicherkapazität, sondern das Zusammenspiel aus Messung, Steuerung und einem Fahrplan, der Netzrestriktionen berücksichtigt.
Auch die Frage nach dem „Verlust“ durch Abregelung wird in der Studie quantitativ eingeordnet. Im Jahresdurchschnitt müsste demnach nur rund ein Prozent des zusätzlich erzeugten Solarstroms wegen der begrenzten Transformatorleistung abgeregelt werden. Das ist in Relation zur behaupteten Größenordnung bemerkenswert, weil Abregelung in der Energiewirtschaft häufig als Gradmesser für ineffiziente Systemgrenzen gilt. Daneben formuliert die Untersuchung einen zweiten Kern: An einem einzelnen Umspannwerk könne dem Bericht zufolge doppelt so viel Leistung aus erneuerbaren Energien angeschlossen sein, wie der Transformator gleichzeitig übertragen kann. Damit würde ein Teil der bislang brachliegenden Netzkapazität aus Sicht der Planer für neue Anschlüsse verfügbar gemacht.
Die Studie wurde vom Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) erstellt und lag der Deutschen Presse-Agentur dpa vorab vor; Auftraggeber war der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW). Das trägt zur Einordnung bei, warum die Debatte aktuell so stark politisch und regulatorisch aufgeladen ist: Wenn die Reserve in bestehenden Netzen größer ausfällt als in vielen bisherigen Planungen angenommen, rückt die Rolle regulatorischer Annahmen in den Vordergrund. Der Solarverband fordert deshalb, die Ergebnisse bei der anstehenden Novelle der Netzanschlussregeln zu berücksichtigen. Statt Netzkapazität über Jahre hinweg in viele Regionen zu „Engpassgebieten“ zu erklären und damit den Ausbau erneuerbarer Energien weitgehend auszubremsen, solle vorhandene Kapazität besser ausgeschöpft werden.
Für Entscheider in Energieversorgern, Netzbetreibern und Industrieprojekten ist die Aussage vor allem deshalb relevant, weil sie die Systemkosten anders verteilen könnte. Der BSW verweist darauf, dass sich nicht zuletzt Milliardenbeträge beim Netzausbau einsparen ließen, wenn Speicher intelligent eingesetzt werden. Dahinter steht ein klassisches Zielkonflikt-Thema: Netzverstärkung ist planbar, aber teuer und zeitintensiv; Speicher sind ebenfalls kapitalintensiv, lassen sich jedoch grundsätzlich modular skalieren und in ihrer Wirkung zeitlich steuern. Welche Variante im Einzelfall günstiger ist, hängt von Ausbaustand, Lastprofilen, Einspeiseprofilen und den Kosten für Netzeinspeisung ab – dennoch liefert die Studie einen belastbaren Vorschlag, wie sich die vorhandene Infrastruktur effektiver nutzen lässt.
Für die Umsetzung stellt sich als Nächstes die praktische Frage, wie Steuerung und Betrieb so gestaltet werden, dass Netzrestriktionen zuverlässig eingehalten werden. Genau hier liegt der Unterschied zwischen „Speicher als Reserve“ und „Speicher als netzdienliches Betriebsmittel“: Ohne passende Betriebslogik würden Akkus zwar Energie vorhalten, aber nicht automatisch die Engpasszeiten glätten. Unternehmen, die Batteriesysteme liefern oder in Umspannwerks-Cluster integrieren, bekommen damit ein klares Signal: Der Wert entsteht nicht nur aus der Zelle, sondern aus der Systemintegration mit Leittechnik, Prognosen für PV-Einspeisung und Regelalgorithmen, die Trafo- und Netzgrenzen als harte Randbedingungen behandeln. Gleichzeitig wird der regulatorische Prozess entscheidend sein, ob Netzanschlussregeln künftigen Projekten diese „intelligente Pufferung“ als zulässigen Engpasslöser anerkennen.
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