Netzplanung an der Marktrealität ausrichten: Stellungnahme des bne zum Szenariorahmen Strom 2040/2045 (Version 2027)

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) haben ihren Entwurf für den Szenariorahmen Strom 2040/2045 (Version 2027) vorgelegt. Dieser bildet das fundamentale Gerüst für die künftige Netzentwicklungsplanung in Deutschland. Der Bundesverband Neue Energiewirtschaft (bne) nimmt im Rahmen der Konsultation der Bundesnetzagentur (BNetzA) Stellung: Zwar zeigt der Entwurf methodische Fortschritte, doch in zentralen Zukunftsfragen droht die Infrastrukturplanung an der tatsächlichen Marktentwicklung vorbeizulaufen.

Der Entwurf des Szenariorahmens Strom 2040/2045 (Version 2027) ist eine positive Weiterentwicklung und zeigt, dass die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) verglichen zum letzten Szenariorahmen methodisch erneut Verbesserungen umsetzen. Inhaltlich ist die Basis solide, bleibt aber in wichtigen Punkten deutlich hinter den Anforderungen an eine zukunftsfähige und marktnahe Infrastrukturplanung zurück (Speicherkapazitäten, Fehlen von Co-Location-Speichern, Abbildung der Photovoltaik (AC/DC), Annahmen zur Flexibilität des Marktes in den Zieljahren). Bei so deutlichen Differenzen besteht Annahme zur Sorge, dass die falsche Infrastruktur mit Blick auf die Netzentwicklung entsteht. Weil die Regionalszenarien der Verteilnetzbetreiber (VNB) mit dem Szenariorahmen der ÜNB wechselwirken, besteht diese Sorge auch für die aus den Regionalszenaren abgeleiteten Netzausbaupläne der VNB.

Die ÜNB legen einen zu engen Szenarientrichter vor, in dem sich die Entwicklungspfade B und C kaum voneinander unterscheiden. Dadurch wird der gesetzliche Zweck verfehlt, dem Markt und der Politik echten Erkenntnisgewinn über unterschiedliche Transformationspfade zu liefern. Zudem verfehlen sämtliche Szenarien im Zieljahr 2045 eine vollständige Versorgung aus Erneuerbaren Energien. Mindestens das Szenario C muss eine 100%-Versorgung mit Strom aus Erneuerbaren Energien abbilden. Diese ist in den 2040er Jahren eine wahrscheinliche Entwicklung – und demnach in den Szenarien abzubilden. Um systematische Fehlplanung zu vermeiden, braucht es seitens der Bundesnetzagentur (BNetzA) deutliche Hinweise an die ÜNB im Bereich Erzeugung, Speicherung und Verbrauchsflexibilität:

• Falsche Bezugsgröße bei Photovoltaik: Statt der aus den EEG-Zielen abgeleiteten Addition der PV-Modulleistungen (DC) muss – unter vollständiger Berücksichtigung von absehbaren kommenden Wirkleistungsbegrenzungen – zwingend die netzwirksame Wechselstromleistung (AC) als Maßeinheit der Netzplanung verankert werden.[1] Die netzwirksame Wechselstromleistung (AC) der Photovoltaik muss in allen Szenarien explizit ausgewiesen werden. Diese Bewertung versachlicht die Diskussion und schafft Raum für deutlich mehr Photovoltaik, die in den Zieljahren auch erwartbar ist. Mindestens das Szenario C2045 sollte nicht unter 500 GW (AC) Photovoltaik im Jahr 2045 liegen. Selbst der ambitionierteste Pfad – der Szenariopfad C – wurde in der Vergangenheit immer übererfüllt, was den Ausbau von PV anging.[2] Es ist eine wahrscheinliche Entwicklung, dass sich dies wiederholt. Demnach muss das Szenario C (und eigentlich auch schon B) bei der Photovoltaik in den 2040ern deutlich ambitionierter ausgestaltet sein.
• “Blinder Fleck” Co-Location-Batteriespeicher an Solarparks: Das vollständige Ignorieren von Co-Location-Batteriespeichern an PV-Freiflächenanlagen gefährdet eine bedarfsgerechte Planung der Netzinfrastruktur. Bereits heute werden neue PV-Freiflächenanlagen von vielen Marktakteuren nur noch mit Speicher geplant und errichtet. Fehlt die Co-Location von Speichern, führt das Ausklammern dieser Flexibilität im Netzmodell zur Planung fehlerhafter Infrastruktur. Wir empfehlen folgende Änderungen:
  
  
  • Szenariopfad A: Mindestens 10 % der neu hinzukommenden PV-Freiflächenanlagen sollten mit Co-Location-Speichern modelliert werden (Minimalvorgabe).
  • Szenariopfad B: Co-Location-Batteriespeicher vorsehen bei 50 % aller neu hinzukommenden PV-Freiflächenanlagen. Die Leistung der Speicher sollte die halbe Leistung des Solarparks betragen, bei 4 Stunden durchschnittlicher Kapazität.
  • Szenariopfad C: Co-Location-Batteriespeicher vorsehen bei 75 % aller neu hinzukommenden PV-Freiflächenanlagen. Die Leistung der Speicher sollte die halbe Leistung des Solarparks betragen, bei 4 Stunden durchschnittlicher Kapazität.

Co-Location-Batteriespeicher sollten mit derselben Logikregionalisiert werden, wie PV-Freiflächenanlagen (modellbasierte Regionalisierung der Co-Location-Batteriespeicher). Für die Anlagenkombinationen Solarpark + Batteriespeicher ist allein die tatsächlich netzwirksame Wechselstromleistung (AC) anzusetzen, also nicht die DC-Leistung der PV und der Speicher schlicht aufzuaddieren.[3] In den Zieljahren 2040/2045 ist zudem davon auszugehen, dass regulär auch Netzbezug in den Speichern der Solarparks realisiert wird. Der regulatorische Rahmen dafür existiert bereits (Abgrenzungsoption im EEG, MiSpeL). Die angemessene Bezugsleistung sollte von den ÜNB diskutiert werden und nicht unter 25% der Speicherleistung liegen. Die ÜNB sollten auch die Art der Modellierung von Co-Location-Batteriespeicher explizit beschreiben müssen. Für die Zieljahre 2040 und 2045 sollte ebenfalls die Nachrüstung bei Windenergie an Land mit Batteriespeichern diskutiert werden (z.B. bis zum Zieljahr 2040 15 % aller Windparks/Einspeiseumspannwerke mit Co-Location-Batteriespeichern ausrüsten).

Unterschätzte Flexibilität (von Lasten und Prosumern): Die Annahmen zur marktorientierten und netzdienlichen Steuerung von dezentralen Anlagen und Prosumer-Haushalten liegen weit unter den realistischen Potenzialen der 2040er Jahre. Die ÜNB lassen sich hierbei zu sehr von den Digitalisierungsengpässen der 2020er Jahre leiten, anstatt den flächendeckenden Rollout intelligenter Messsysteme (iMSys), dynamischer Stromtarife und variabler Netzentgelte im Zeithorizont 2040/2045 abzubilden. Teilweise ist heute schon die netzdienliche Steuerung verpflichtend (§14a EnWG bei allen Wallboxen, Wärmepumpen und Heimspeichern ab 4,2 kWh.) Mit Blick auf 2040 ist auch zu erwarten, dass die VNB ihre heute eklatanten Digitalisierungsdefizite im Messwesen, in den Leitwarten und bei den Prozessen überwunden haben. Anlagen können zudem gleichzeitig marktorientiert und netzdienlich betrieben werden. Die ÜNB wenden eine zu starre Trennung an und ordnen Anlagen fest den Kategorien eigenbedarfsorientiert, marktorientiert und netzorientiert zu. Nur die Summe aus eigenbedarfsorientierten Anlagen und marktorientierten Anlagen muss 100% ergeben. Netzorientierung ist ohnehin oft Pflicht (z.B. §14a EnWG ist verpflichtend für Heimspeicher).  

• Netzorientierung: Grundsockel für alle Szenarien (A, B, C):
  In jedem Szenario muss eine Mindest-Netzorientierung von 25 % angesetzt werden. Die im Entwurf enthaltenen Annahmen der ÜNB, z.B. im Szenario C für 2040/2045 von 0% Netzorientierung, ist aufgrund der schon heute gesetzlich verpflichtenden Vorgaben nach § 14a EnWG nicht nachvollziehbar. Anhebung bei der Netzorientierung in Szenario B: Im netzdienlich ausgerichteten Szenario B sollte der Anteil netzorientiert betriebener Haushalte auf 50 % erhöht werden.
• Korrektur der Annahmen zur Marktorientierung: Mit flächendeckenden iMSys, variablen Preissignalen und variablen Netzentgelten (erwartbar in den Zieljahren 2040/2045) wird die Marktorientierung bei Prosumern der Standard sein. Der marktorientierte Anteil sollte in keinem Szenario unter 40 % liegen. Im Szenario B sollte eine Erhöhung des marktorientierten Anteils auf 60 % vorgenommen werden. Der Logik der ÜNB folgenden Storylines kann im Szenario C eine verminderte Erhöhung des marktorientierten Anteils angenommen werden, auf z.B. 50 %.
• Moderne Home Energy Management Systeme (HEMS) verarbeiten Marktpreise, lokale Eigenverbrauchsoptimierung und variable Netzentgelte zeitgleich. In den Zieljahren erfolgt die Optimierung längst mit KI-Agenten. Die BNetzA sollte die ÜNB auffordern, diese kombinierten Anreizstrukturen modelltechnisch abzubilden, anstatt Haushalte in starr getrennte Kategorien zu unterteilen.

Ein Szenariorahmen blickt immer in die Zukunft – Entwicklungen aus Brüssel kommend sollten frühzeitig antizipiert werden: Das European Grids Package und der Network Code on Demand Response werden Szenariorahmen und Netzplanung zeitnah betreffen.

• Das European Grids Package soll die Netzplanung von einer überwiegend nationalen und reaktiven zu einer stärker europäischen und vorausschauenden Infrastrukturplanung weiterentwickeln. Ein besonderer Fokus liegt auf den zunehmenden Warteschlangen bei Netzanschlüssen. Deshalb sollen Netz- und Anschlussplanung enger miteinander verzahnt werden. Netzbetreiber sollen stärker berücksichtigen, wo tatsächlich anschlussreife Projekte entstehen und welche Netzkapazitäten künftig benötigt werden.

• Der Network Code on Demand Response (NCDR) ist ein Regelwerk zur netzübergreifenden Nutzung von Flexibilitäten. Er verlangt eine wesentlich engere Koordinierung zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern. Er erhöht somit den regulatorischen Druck auf Netzbetreiber, Flexibilitäten als Alternative oder Ergänzung zum Netzausbau zu nutzen. Dadurch wird eine rein netzausbaugetriebene Planung zunehmend schwerer zu rechtfertigen.

[1] Die „netzwirksame Wechselstromleistung“ (AC) bezeichnet die tatsächlich in das Wechselspannungsnetz einspeisbare AC-Leistung einer Photovoltaikanlage, bzw. einer Kombination aus PV-Anlage und Speicher, die – im Gegensatz zur Gleichstrom-Modulleistung (DC), die für im EEG und in den PV-Ausbauzielwerten angelegt wird.

[2] Beispiel: Im Jahr 2014 wurde der Szenariorahmen Strom 2025/2035 von der BNetzA genehmigt (LINK). Dieser Szenariorahmen hat im C2025-Szenario einen Photovoltaikausbau von 54,1 GW für das Jahr 2025 vorgesehen. In der Realität wurde Ende 2025 ein Ausbau von ca. 110 GW erreicht – also dem doppelten Wert des „ambitionierten“ Szenarios der Netzentwicklung. Wenn ein Szenariopfad robust ist, dann eher Pfad C als Pfad A.

[3] Würden PV-Freiflächenanlagen mit Batteriespeichern künftig bezüglich ihrer netzwirksamen AC-Anschlussleistung betrachtet (Empfehlung), ist die Leistung der Batteriespeichern in CO-Location bereits damit beschrieben. In den Tabellen/Manteldaten müssten die Leistungsangaben bei Batterien nicht angepasst werden.