Energie-Realität 2025: Warum ein fossiler Peak jetzt Flexibilität erzwingt
Als Ingenieurin für Erneuerbare Energien sehe ich Statistiken nicht als bloße Zahlenreihen, sondern als Indikatoren für tiefgreifende Systemveränderungen. Der Blick auf die Stromerzeugung 2025 ist ein solcher Moment. Entgegen dem langfristigen Trend erlebte die Kohleverstromung einen unerwarteten, massiven Anstieg. Laut Daten des Statistischen Bundesamtes für das erste Quartal 2025 stieg die Verstromung aus Braunkohle um 7,2 % und aus Steinkohle sogar um 36,2 % im Vergleich zum Vorjahresquartal. Gleichzeitig ging die Einspeisung aus Erneuerbaren Energien, vor allem aufgrund einer schwächeren Windstromerzeugung (-31,2 % an Land), im selben Zeitraum zurück.
Dieser Wandel ist kein Zufall, sondern das Ergebnis einer komplexen Gemengelage: Wetterabhängigkeit der Erneuerbaren, Preisentwicklungen am Markt und die nach wie vor notwendige Rolle konventioneller Kraftwerke zur Sicherung der Restlast. Was bedeutet dieser massive Shift – der die Volatilität des Systems schonungslos aufzeigt – konkret für die Stadtwerke in ihrer Rolle als Verteilnetzbetreiber (VNB)?
Die Antwort ist klar: Die Energiewende ist spätestens jetzt von einem reinen Erzeugungs- zu einem hochdynamischen Netzmanagement-Thema geworden. Wir müssen verstehen, wie diese unvorhersehbaren Verschiebungen unsere lokale Infrastruktur belasten und welche strategischen Werkzeuge wir benötigen, um das System stabil zu halten.
1. Die neue Dynamik: Volatilität als Normalzustand, PV als lokaler Treiber
Der kurzfristige Wiederanstieg der Kohle im ersten Quartal 2025 war eine direkte Reaktion auf die geringere Verfügbarkeit von Wind- und Wasserstrom. Dies zeigt, dass fossile Kraftwerke als Lückenfüller agieren, solange nicht ausreichend Speicher und flexible Lasten zur Verfügung stehen. Diese Entwicklung wirft drängende Fragen auf: Die Dekarbonisierung erfordert, dass Kohle und später auch Gas substituiert werden – sei es durch grünen Wasserstoff (Power-to-X), Großspeicher oder eine konsequente Flexibilisierung der Nachfrage.
Auf der Erzeugungsseite sehen wir gleichzeitig eine gegenläufige Entwicklung im dezentralen Bereich:
- Photovoltaik (PV) boomt: Während die Windenergie Schwankungen unterlag, zeigten die PV-Erzeugung und der Zubau auf Dächern und Freiflächen weiterhin signifikante Zuwächse. Dieser Zubau ist der direkteste Treiber der Herausforderungen im Niederspannungsnetz.
- Systemische Volatilität steigt: Obwohl die Gesamtlast stabil blieb, führte der Rückgang der Erneuerbaren bei gleichzeitigem Anstieg von Kohle und Gas zu extremen Schwankungen im Erzeugungsmix. Der Anteil der Kohle an der Netzeinspeisung lag im ersten Quartal 2025 bei ca. 27,5%.
Die Konsequenz: Wir haben es immer häufiger mit Situationen zu tun, in denen eine hohe dezentrale PV-Einspeisung im Sommer auf eine geringe Industrielast trifft. Das führt lokal zu kritischen Spannungsbandverletzungen und Überlastungen, die wir als VNB managen müssen, während gleichzeitig im Großsystem konventionelle Kraftwerke einspringen müssen, um eine 'Dunkelflaute' zu überbrücken.
2. Die Netz-Perspektive: Vom passiven Verwalter zum aktiven Flexibilitätsmanager
Die volatile Erzeugungsstruktur ist für Stadtwerke nicht nur ein politisches Thema, sondern eine physikalische Realität, die unmittelbar in der Netzleitwarte ankommt. Das Netz wurde ursprünglich für den Transport von A (zentrale Erzeugung) nach B (Verbraucher) konzipiert. Heute ist es ein komplexes, bidirektionales System, das ständig versucht, Erzeugung und Verbrauch auszugleichen.
Der VNB-Schmerzpunkt:
- Spannungshaltung: Die dezentrale Einspeisung, insbesondere durch PV, führt zu Rückspeisungen ins Mittel- und Niederspannungsnetz, was die Spannung im Netz anhebt. Die Einhaltung des zulässigen Spannungsbandes wird zur Mammutaufgabe.
- Engpassmanagement: Die gleichzeitige Einspeisung vieler Anlagen, oft regional konzentriert, führt zu Engpässen in Leitungen und Transformatoren. Bisherige Lösungsansätze wie teurer Netzausbau oder, im Extremfall, die Abregelung (Redispatch) stoßen an ihre Grenzen.
- Sektorkopplung als Verstärker: Die Integration von E-Mobilität und Wärmepumpen (WP) verstärkt diese Herausforderungen. Diese steuerbaren Verbrauchseinrichtungen sind zwar Teil der Lösung, erhöhen aber die lokalen Lastspitzen massiv, wenn sie ungesteuert betrieben werden.
Warum sich Stadtwerke jetzt strategisch positionieren müssen:
Die Lösung für die Netzstabilität liegt nicht allein im Verlegen neuer Kupferkabel. Wir müssen die Flexibilität nutzen, die den steuerbaren Lasten und Speichersystemen der Sektorkopplung innewohnt. Die neuen gesetzlichen Regelungen, insbesondere der §14a EnWG, liefern dafür das zentrale Werkzeug.
3. 3 strategische Schritte für Ihr Verteilnetz
Die Realität der fluktuierenden EE-Erzeugung zwingt uns, die Rolle des Verteilnetzbetreibers neu zu definieren. Wir müssen vom passiven Verwalter zum aktiven Dirigenten des lokalen Energieflusses werden.
1. Flexibilität als primäres Gut betrachten
Begreifen Sie die Flexibilität von E-Autos, Wärmepumpen und Batteriespeichern nicht als Nebenprodukt. Ihre Flexibilität kann netzdienlich eingesetzt werden und ist ein zentraler Baustein für das Engpassmanagement in den Verteilnetzen. Wir müssen die technischen Voraussetzungen schaffen, um diese Flexibilität digital zu erfassen und bei Bedarf netzdienlich zu steuern. Dies erfordert Investitionen in Smart Meter Gateways (SMGWs) und eine robuste Kommunikationsinfrastruktur.
2. §14a EnWG als Chance nutzen
Die Möglichkeit, steuerbare Verbrauchseinrichtungen (SVE) zur Vermeidung lokaler Engpässe temporär zu dimmen, ist der Schlüssel zur Stabilisierung. Stadtwerke sollten jetzt Pilotprojekte starten, um die technische Machbarkeit und die Akzeptanz bei Prosumern zu testen. Das Ziel ist es, die Netzstabilität zu gewährleisten und gleichzeitig teuren Netzausbau zu verzögern. Wichtig: Eine erfolgreiche Umsetzung erfordert eine enge Abstimmung zwischen VNB, Messstellenbetreiber (MSB) und den Endkunden. Die Prozesse müssen automatisiert und transparent sein.
3. Systemische Planung und Monitoring
Die Netzplanung muss zukunftsorientiert sein. Wir können nicht nur auf die historischen Lastflüsse schauen. Die hohe Dynamik der PV-Einspeisung erfordert ein intelligentes Monitoring der Netzzustände in Echtzeit, um Überlastungen vorausschauend zu managen. Systemische Planung bedeutet, die lokale Erzeugung, die Speicher und die steuerbaren Lasten (E-Mobilität, WP) als ein zusammenhängendes System zu betrachten. Nur so können wir die Zielwerte für 2030 – und die damit verbundenen, noch viel höheren EE-Anteile – sicher erreichen.
Fazit: Der Blick nach 2030
2025 war das Jahr, in dem die Unberechenbarkeit der Energiewende endgültig im Verteilnetz ankam. Der unerwartete Anstieg der Kohleverstromung ist kein Rückschritt, sondern ein Stresstest, der die Systemschwächen offenlegt und den Handlungsdruck auf die Netzbetreiber exponentiell erhöht.
Wir stehen vor der größten Transformation der Energiewirtschaft seit der Elektrifizierung. Stadtwerke, die jetzt in digitale Flexibilitätslösungen, intelligente Netzinfrastruktur und die systemische Integration von Sektorkopplung investieren, werden nicht nur die Stabilität ihrer Netze sichern. Sie positionieren sich als zentrale Akteure in einem Energiesystem, das 2030 vollständig auf fluktuierenden, dezentralen Quellen basiert. Die Volatilität ist eine Herausforderung – aber sie ist vor allem der größte Treiber für die Innovation, die unsere Netze zukunftsfest macht.