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Verdreifachung der Stromnachfrage: Hamburg begrenzt Netzanschlüsse

In Kürze:

  • Hamburg führt mit „Fair Grid“ ein neues Verfahren zur Vergabe großer Stromanschlüsse ein
  • Betroffen sind Anschlüsse über 1,5 MVA Leistung
  • Privathaushalte und bestehende Kunden bleiben ausgenommen
  • Statt „Wer zuerst kommt, mahlt zuerst“ gilt künftig eine anteilige Kapazitätsvergabe
  • Hintergrund sind steigender Strombedarf und Verzögerungen beim Netzausbau
 
Hamburg führt neue Regeln für große Stromanschlüsse ein. Am Dienstag, 19.5., haben die Hamburger Energienetze mitgeteilt, zeitnah ihr sogenanntes „Fair Grid“-Projekt umzusetzen. Dieses beschreibt ein sogenanntes Repartierungsverfahren zur Vergabe neuer Netzanschlüsse. Galt bisher das sogenannte Windhundprinzip – auch bekannt als „First come, first served“ oder „Wer zuerst kommt, mahlt zuerst“. Bei diesem erfolgte die Vergabe nach der Reihenfolge des Eingangs einer Anfrage.

„Fair Grid“ gilt nur für etwa ein Prozent der Anschlüsse

Die Änderung gilt vorerst ausschließlich für Anschlüsse im Bereich hoher mittlerer Spannungen mit einem Leistungsbedarf von mehr als 1,5 Megavoltampere (MVA). Dies betreffe etwa ein Prozent aller Anschlussverfahren. Für Privathaushalte, Gewerbebetriebe oder Betreiber von Wärmepumpen oder Wallboxen für E-Autos ändert sich bis auf Weiteres nichts. Insbesondere ist das Fair-Grid-Projekt von der sogenannten Spitzenglättung zu unterscheiden.
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Während es sich bei dieser um ein Betriebsinstrument für Engpässe im laufenden Betrieb bestehender Anschlüsse handelt, ist Fair Grid eine vorgelagerte Form der Kapazitätssteuerung. Hier geht es um die Vergabe knapper Anschlusskapazitäten – also darum, wer überhaupt wie viel an Netzleistung zugesagt bekommt. Fair Grid ist eher ein Planungs- und Verteilungsinstrument für neue Anschlüsse.
Die Netzgesellschaft betont, dass die neuen Regeln auch nicht für bestehende Netzkunden gelten – auch nicht solche mit hohem Verbrauch, etwa aus der Industrie. Mit dem neuen Vergabeverfahren wolle man nur auf den „hohen Anstieg von Anschlussanträgen für besonders stromintensive Anlagen“.

Verdreifachung der Stromnachfrage in Hamburg erwartet – auch wegen E-Auto und Wärmepumpe

Dazu gehören etwa Batteriespeicher oder Rechenzentren. Darüber hinaus müsse man auf Verzögerungen beim Aus- und Neubau von Netzverknüpfungspunkten durch den Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz Transmission reagieren. Fair Grid solle die „diskriminierungsfreie und faire Vergabe von neuen Netzanschlüssen und flexiblen Anschlussvereinbarungen“ gewährleisten.
Die Hamburger Energienetze rechnen allein in den kommenden 20 Jahren mit einer Verdreifachung der Nachfrage nach Strom – und damit einer erforderlichen Verdreifachung der Leistungskapazitäten. Treiber der Entwicklung sind die Elektrifizierung des Verkehrs, die wachsende Bedeutung von Wärmepumpe sowie neue KI-Rechenzentren und große Batteriespeicher.
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Zwar vergrößert sich auch in Hamburg die Stromproduktion aus Windparks und Solaranlagen. Der Netzausbau kann damit jedoch nicht immer schritthalten. Es fehlten etwa Transformatoren, die zum Teil bereits 2017 bestellt, aber noch nicht geliefert worden seien. Gegenüber dem NDR erklärte Gabriele Eggers, die Chefin der Hamburger Energienetze:
„Wir haben teilweise schon 2017 Transformatoren bestellt, damit diese größere Last nach Hamburg kommen kann. Diese sind aktuell aber immer noch nicht eingetroffen, weil das ebenfalls ein knappes Gut ist.“
Auch bedürfe es noch weiterer Netzverknüpfungspunkte, Leitungen und Übertragungskapazitäten.

„Zentrale Herausforderung des steigenden Leistungsbedarfs im Stromnetz gezielt adressieren“

Künftig werde es keine automatische Vollzuteilung von Neuanschlüssen geben. Stattdessen werde es im Rahmen des Repartierungsverfahren eine anteilige Kapazitätsvergabe geben. Diese richte sich nach den jeweils festzustellenden Engpässen. Flexiblere Anschlussmodelle sollen zudem auch eine zeitliche Steuerung des Verbrauchs ermöglichen.
Das Fair-Grid-Projekt soll die Versorgungssicherheit erhalten, Netzüberlastungen vermeiden, knappe Kapazitäten fair verteilen und mehr Transparenz schaffen, heißt es auch aus der Politik. Entsprechende Verfahren praktiziere man bereits in anderen Städten und Regionen in Deutschland, erklärte Alexander von Vogel. Der Staatsrat der Umweltbehörde und Aufsichtsratsvorsitzende der Hamburger Energienetze äußert dazu, man begleite den Prozess aufmerksam:
„Wir sind überzeugt, dass dieses Vorgehen eine zentrale Herausforderung des steigenden Leistungsbedarfs im Stromnetz gezielt adressiert und so die Energiewende in Hamburg wirksam unterstützt.“
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Für neue Großverbraucher heißt dies jedoch, sie erhalten nur zugeteilte Anschlussleistungen und eventuell begrenzte Kapazitäten. Dazu kommen möglicherweise zeitlich gesteuerte Lastfenster. Ziel ist es, zu erreichen, dass große Verbraucher ihren Strombedarf stärker verschieben, steuern oder in lastarme Zeiten verlegen. So will man Lastspitzen vermeiden.

Wird „Fair Grid“ zum funktionsfähigen Knappheitsmanagement – oder zum Standortnachteil?

Kapazitätsmanagement, Reservierungsverfahren und priorisierte Anschlussprozesse gebe es auch schon in anderen Städten, so die Hamburger Energienetze. Darunter befinden sich etwa Berlin, Frankfurt am Main, Bremen oder Duisburg. Fair Grid soll nach dem Willen der Netzgesellschaft mehr Planungssicherheit, transparentere Regeln und den Schutz bestehender Kunden gewährleisten. Man verspricht sich auch einen stabileren Netzbetrieb und eine bessere Steuerung von Engpässen. Die Hamburger Energienetze investierten jährlich rund 600 Millionen Euro in den Ausbau des Stromnetzes.
Aus Sicht der Betreiber möglicher Großprojekte schafft das System jedoch Herausforderungen. Investoren haben mögliche Verzögerungen von Projekten, längere Wartezeiten, weniger Flexibilität und bürokratische Hürden zu befürchten. Große Ansiedlungen hängen künftig stärker von verfügbarer Netzkapazität ab. Unklar ist, wie sich dies auf Hamburg als Investitionsstandort auswirken wird.
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BASF will großen Solarpark bauen, doch die Netze fehlen

BASF will in Ludwigshafen einen Solarpark mit 130 Megawatt-Peak errichten. - Foto: helivideo/iStock

In Kürze:

  • BASF plant den Bau eines riesigen Solarparks in Ludwigshafen.
  • Der Netzbetreiber kann das Projekt aber nicht ans Netz anschließen.
  • Der Grund sind zu geringe Netzkapazitäten.
  • Die Bundesregierung kennt das Problem, hat aber noch keine Speicherstrategie entwickelt.
  • Die bisherigen Speicherprojekte sind marktwirtschaftlich entstanden.
 
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.
BASF

Direkt am Standort der firmeneigenen Kläranlage in Ludwigshafen soll der Solarpark (schwarze Linien) entstehen.

Foto: Google Maps, Bearbeitung: mf

Pfalzwerke sagen Nein

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.
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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.

BMWE: Netzausbau „zwingend erforderlich“

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.
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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.
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Stromspeicher unterliegen gleichem Problem

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.
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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).

Der Bundesverband Solarwirtschaft fordert ein verbindliches Ausbauziel bis 2030.

Foto: Bundesverband Solarwirtschaft e.V.

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.