Mindestens 6 Millionen Wärmepumpen, 15 Millionen Elektrofahrzeuge und eine Vielzahl dezentraler Erneuerbaren-Erzeugungsanlagen sollen bis 2030 am Netz sein. Doch die Verteilnetze sind auf diesen Zuwachs immer noch nicht vorbereitet. In den kommenden Jahren sind daher enorme Investitionen erforderlich, um die Stromnetze auszubauen und zu digitalisieren. Allerdings ist die Netzregulierung noch immer strukturkonservativ und innovationsfeindlich. Der bne setzt sich für eine umfangreiche Reformoffensive ein, um die Netze fit zu machen für die Energiewende.

Die fehlende Standardisierung und Digitalisierung bei den Genehmigungs- und Planungsprozessen verhindern schon heute viel zu oft einen zügigen Netzanschluss. In manchen Regionen sind große Mengen der neu angeschlossenen Anlagen unmittelbar von Abregelungen betroffen.

Die Vielzahl an knapp 900 Netzbetreibern macht Prozesse in Deutschland besonders ineffizient. Drei von vier der Verteilnetzbetreiber versorgen in Deutschland weniger als 30.000 Stromabnehmer. Die Koordinierung dieser vielen Parteien ist bisher nicht zufriedenstellend. Die vielen Netzbetreiber haben unterschiedlichste Technische Anschlussbedingungen (TAB), Zählerkonzepte und Formulare. Sie behindern damit innovative Energiewende-Lösungen. Der bne setzt sich daher für einen Zusammenschluss bei der Netzplanung und der Betriebsführung von Verteilnetzen ein – hin zu ca. 25 regionalen leistungsfähigen Netzclustern. Ansonsten droht eine Fortschreibung der vorhandenen Ineffizienz.

Zusätzlich sollte der gesamte Netzanschlussprozess vereinheitlicht und digitalisiert werden — von einer automatisierten und qualifizierten Netzanschlussauskunft über Onlineportale zur Netzanschlussberechnung mit digitalisierten Netzanschlussbegehren bis hin zur Inbetriebsetzung einschließlich der Zählersetzung. Dazu gehört auch eine Vereinheitlichung der Technischen Anschlussbedingungen.

Vor allem in der Niederspannung wissen die Netzbetreiber oft nicht, wie die tatsächliche Auslastung in ihrem Netz ist. Priorität hat daher die Digitalisierung der Netze hin zur einer Echtzeit-Erfassung. Die Netzbetreiber müssen schnell die nötige Sensorik in ihren Netzen verbauen.

Mit ihrer Festlegung zu Paragraf 14a EnWG hat die Bundesnetzagentur die Vorgaben zur Digitalisierung der Netze verschärft. Nur wenn nachweislich eine akute Überlastung droht, kann der Netzbetreiber den Strombezug von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen temporär reduzieren. Das trägt langfristig zu einer hohen Netzauslastung bei und beugt generellen Abschaltungen in einzelnen Netzsträngen vor. Allerdings haben die Netzbetreiber viel zu großzügige Übergangsphasen.

Netzentgeltsystematik auf Flexibilität ausrichten

Hinzu kommt: Die bisherigen Netzentgelte auf Basis von Arbeitspreisen spiegelt nicht die Kostenstruktur der Netze wider. Die überkommene Netzentgeltsystematik hemmt die Nutzung von Flexibilität im Strommarkt. So wie ein Computer nicht billiger wird, wenn man ihn nicht so oft anmacht, wird das Netz nicht billiger, wenn weniger Kilowattstunden geliefert werden.

Mit den ab 2025 geltenden zeitvariablen Netzentgelten werden erstmals Anreize eingeführt, um Netzengpässe in der Niederspannung präventiv zu verhindern. Dieses zunächst sehr einfache Modell ist wichtig, um den Einstieg in die Nutzung der vorhandenen Flexibilität zu finden und Erfahrungen zu sammeln. Aber es müssen zukünftig noch weitere Hindernisse für die Nutzung von Flexibilität abgebaut werden. Denn Erzeuger und Speicher werden bisher nicht adressiert. Dazu braucht es eine grundsätzliche Reform der Netzentgeltstruktur. Der Ersatz der Leistungs- und vor allem Arbeitspreislogik durch ein Infrastrukturanschlussentgelt, ergänzt um ein offenes Flexibilitätsentgelt des Netzbetreibers, wäre hier der richtige Weg.

Anders als im Stromsektor, wo wir einen Ausbau benötigen, ist im Gassektor die Stilllegung von weiten Teilen des Netzes unausweichlich. Die Umstellung der Gasverteilnetze auf Wasserstoff ist bis 2035 nicht realistisch. Hier müssen jetzt die Vorbereitungen für eine geordnete Abwicklung geschaffen werden.

Gleichzeitig müssen realistische Planungen eines Wasserstoffkernnetzes vorangetrieben werden. Dazu ist eine enge Verzahnung mit der Wärmeplanung der Kommunen und den Netzausbauplanungen der Stromnetzbetreiber notwendig. Diese Abstimmungsprozesse müssen weiter verbessert werden, insbesondere sollte darauf geachtet werden, dass keine unrealistischen Erwartungen zur Nutzung von Wasserstoff in die Planungen einfließen.