BASF will großen Solarpark bauen, doch die Netze fehlen

 

Der Chemiekonzern BASF plant einen bis zu 120 Hektar großen Solarpark an seinem Hauptsitz im rheinland-pfälzischen Ludwigshafen. Damit will das Unternehmen grünen Strom aus der Region für die Region bereitstellen und zugleich die CO₂-Bilanz seiner Werke verbessern.

Der Solarpark soll eine installierte Leistung von bis zu 130 Megawatt (MW) erreichen. Damit könnte die Anlage laut Werksangaben rund 140.000 Megawattstunden (MWh) Strom pro Jahr erzeugen.

Um die Klimaziele zu erfüllen, arbeitet der Konzern an der Reduktion seiner Treibhausgasemissionen. Ein zentraler Schritt dabei ist die Umstellung von fossilen auf erneuerbare Energiequellen. Um den dadurch entstehenden Bedarf an grünem Strom zu decken, investiert die BASF in eigene Anlagen für erneuerbare Energien und schließt zudem Verträge mit externen Partnern ab, etwa für Beteiligungen an Offshore-Windparks.

Das Solarprojekt passt grundsätzlich zur Energiewende, in deren Rahmen der Ausbau erneuerbarer Energien in den vergangenen Jahren deutlich vorangeschritten ist. Allein im Jahr 2025 gingen bundesweit neue Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 17.100 MW in Betrieb.

Doch für die BASF gab es einen Rückschlag: Der Netzbetreiber, die Pfalzwerke Netze AG, erteilte dem Vorhaben eine Absage. Laut dem Energieunternehmen sei ein Anschluss dieser Größenordnung in den bestehenden Netzstrukturen „nicht realisierbar“. Dazu wäre zuvor ein „massiver Netzausbau“ nötig. Oder anders gesagt: Bei sonnigem Wetter würde der Solarpark so viel Strom in die umliegende Netzinfrastruktur abgeben, dass diese zusammenbrechen könnte.

Die Pfalzwerke könnten die Anlage lediglich an einen einzigen Netzanschlusspunkt anbinden – technisch jedoch nicht in dieser Größenordnung. Nach Angaben des Unternehmens müsste die erforderliche Netzanschlussleistung sogar rund 50 Prozent höher sein als die der nahe gelegenen Großstadt Kaiserslautern, die wiederum über mehrere Umspannwerke versorgt wird.

Auch würde die Stromproduktion der Anlage bei intensiver Sonneneinstrahlung den Bedarf der Region deutlich übersteigen. Der überschüssige Strom müsste laut Pfalzwerken über das Hoch- oder Höchstspannungsnetz abtransportiert werden. Dadurch erhöhe sich das Risiko für Netzstörungen und Versorgungsunterbrechungen, zumal bei hoher Sonneneinstrahlung auch in anderen Regionen Deutschlands zunehmend Stromüberschüsse ausgeglichen werden müssen.

Trotz dieser technischen Hürden will die BASF das Solarprojekt dennoch realisieren. In welcher Größe und mit welcher Verzögerung dies möglich sein wird, ist derzeit noch unklar.

Auch das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) sprach bereits im vergangenen Herbst von fehlenden Netzkapazitäten. Den Netzausbau im Transport- und Verteilnetz bezeichnete die Behörde daher als eine „zwingend erforderliche“ Maßnahme der Energiewende. Erst dadurch werde die Netzintegration erneuerbarer Energiequellen möglich.

In den vergangenen Jahren kam es immer wieder zu Verzögerungen. Der Netzausbau verläuft nicht durchgängig planmäßig. Dennoch gehen die Institute, die den Monitoringbericht für das BMWE erstellt haben, von deutlichen Fortschritten bis zum Jahr 2030 aus.

Die Kosten des Netzentwicklungsplans der Übertragungsnetzbetreiber sind inzwischen auf rund 440 Milliarden Euro gestiegen – allein im Übertragungsnetz. Hinzu kommen weitere Kosten für die Verteilnetze. Hier belaufen sich die Kosten auf deutlich über 235 Milliarden Euro bis 2045.

Da bis zu 25 Prozent der Niederspannungs- und Mittelspannungsebene in den bisherigen Ausbauplänen nicht berücksichtigt sind, gelten weitere Kostensteigerungen als wahrscheinlich.

Insgesamt könnten die Kosten für den Netzausbau sogar deutlich über 1 Billion Euro steigen. So ermittelte im vergangenen Jahr eine Studie im Auftrag der Deutschen Industrie- und Handelskammer (DIHK) für diese Sparte 1,2 Billionen Euro bis 2049. Die gesamte Energiewende komme demnach auf bis zu 5,4 Billionen Euro.

Wie bereits erwähnt, erzeugen die zahlreichen Photovoltaikanlagen in Deutschland tagsüber schon deutlich mehr Strom, als direkt verbraucht werden kann. Diesen Überschuss müssen die Netzbetreiber entweder abführen oder abregeln. Dieses Überangebot führt zunehmend zu Minuspreisen an der Strombörse, was als Alarmsignal gilt.

Eine oft genannte Lösung und Forderung ist daher der schnellere Ausbau von Batterieparks, um die temporären Stromüberschüsse aufzunehmen. In den Abendstunden, in denen von deutschen Kraftwerken häufig zu wenig Strom kommt, könnten die Speichersysteme den überschüssigen Strom wieder ins Netz einspeisen. So könnten sie die Stromnetze harmonisieren und stabilisieren.

Allerdings unterliegen Batterieparks demselben Problem wie die von der BASF geplante Großsolaranlage. Aufgrund der fehlenden Netzkapazitäten können Energieunternehmen neue Speicherprojekte vielerorts nicht realisieren. Das führt zu einem erheblichen Anschlussstau mit langen Wartezeiten für die Antragsteller. Das Energieversorgungsunternehmen Westenergie spricht in diesem Zusammenhang teilweise von bis zu zehn Jahren.

Befürworter des schnelleren Batterieausbaus finden sich auch in der Branche der erneuerbaren Energien. So fordert der Bundesverband Solarwirtschaft ein verbindliches Ausbauziel von 100 Gigawattstunden (GWh) bis 2030. Aktuell beträgt die gesamte Speicherkapazität Deutschlands 28,1 GWh und die Speicherleistung liegt bei 18,4 Gigawatt (GW).

Die Bundesregierung bremst den Ausbau der Stromspeicher zwar nicht, verfügt jedoch derzeit über keine klare Speicherstrategie. Im Gegensatz zu Photovoltaik und Windkraft erfährt die Speicherbranche keine staatliche Förderung. Batterieprojekte entwickeln sich daher eigenständig und marktwirtschaftlich. Ein Batteriepark kann sich je nach Rahmenbedingungen in wenigen Jahren finanziell amortisieren.