Die Dringlichkeit dieser neuen Perspektive auf Stromnetze betonte gleich zu Tagungsbeginn der Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium, Frank Wetzel. Er komme gerade vom Nordseegipfel, auf dem es Anfang dieser Woche in Hamburg vor allem um Kooperationen beim Ausbau der Offshore Windfarmen ging, berichtete er. Dort sei auch der stellvertretende NATO-Generalsekretär zu Besuch gewesen und der Fokus habe sehr klar auch aufgrund der geopolitischen Lage auf Resilienzfragen gelegen. Das, so Wetzel, “ist auch ein industriepolitischer Aspekt. Bei den Arbeiten an den Netzen geht es auch darum, dass wir unsere Unabhängigkeit wahren, dass wir die Fähigkeiten selber haben.”

Für Barbie Kornelia Haller, Vizepräsidentin der Bundesnetzagentur (BNetzA), steht in dem Zusammenhang auch die sogenannte (n-1)-Sicherheit auf dem Prüfstand. Im Kontext von Stromnetzen versteht man darunter das grundlegende Prinzip, dass ein Netz beim Ausfall einer einzelnen seiner Komponenten, dem (n-1)-Zustand, weiterhin die volle Last bewältigen müsse. Haller sagte: “Wir müssen das (n-1)-Kriterium nochmal in seiner Anwendung untersuchen.” Sie findet es nicht akzeptabel, wenn dieses Sicherheitsprinzip beispielsweise so ausgelegt werde, dass zwei redundante Kabel nebeneinander liegen. Haller: “Wenn dann ein Bagger da drauf fährt, um mal von dem Terrorismus wegzukommen, dann haben wir gleich ein Netzproblem.”

2026 – Jahr der Entscheidungen

Haller betonte, dass die Bundesnetzagentur das laufende Verfahren für eine grundlegende Reform der “Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom” (AgNeS) im Laufe dieses Jahres zum Abschluss bringen wolle. Das Thema brennt ihr offenbar unter den Nägeln und zwar auch mit Blick auf eine wachsende Anzahl von Prosumern, die also nicht nur Strom verbrauchen, sondern auch selbst erzeugen und ins Netz einspeisen.

“Das kann man sehr positiv sehen”, sagt Haller. “Nur wissen wir auch, dass sich dadurch die Zahl derer, die an der Finanzierung der Netze beteiligt sind, verringert. Und wenn wir wissen, dass die Netzkosten steigen und wenn wir wissen, dass Steuerungswirkungen eben nur der spürt, der auch wirklich Netzentgelt bezahlt, dann ist das keine wirklich beruhigende Situation.”

Für Haller ist die Marschrichtung bei der Netzentgeltreform klar: “Wir haben zu achten auf eine Verbreiterung der Finanzierungsbasis: Beteiligung von Einspeisern, Speichern, Prosumern – nicht beliebt, aber aus meiner Sicht durchaus sinnvoll.”

“Orientierungspunkte” der BNetzA für Netzentgelte

Außerdem sei es wichtig, die Kostenwahrheit durch “Einführung neuer Entgeltkomponenten” zu stärken. Zugleich müssten Flexibilitätshemmnisse innerhalb der heutigen Netzentgeltsystematik abgebaut und die Netzentgelte dynamisiert werden, um die Auslastung des Netzes dadurch zu verbessern.

Im Rahmen des Festlegungsverfahren Agnes hat die Bundesnetzagentur am 16. Januar ein 16-seitiges Papier mit Orientierungspunkten zu Netzentgelten für Speicher veröffentlicht. Dieses will die Behörde am Freitag dieser Woche in einem Expertenaustausch online erläutern.

Wann endet die Netzentgelt-Befreiung für Speicher?

Auch in diesem Papier betont die Behörde, dass sie die aktuelle bis August 2029 befristete vollständige Befreiung rein netzgekoppelter Großspeicher bei der Einspeicherung von Strom gemäß § 118 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) nicht für sinnvoll hält. Die BNetzA schreibt: Nur wenn grundsätzlich Netzentgelte erhoben
werden, können überhaupt Verhaltensanreize gesetzt werden, die gerade für Speicher und
Elektrolyseure möglich und sinnvoll sind.” Als Regulierungsbehörde ist sie laut EnWG befugt, die Netzentgeltbefreiung vorzeitig abzuschaffen.

Stattdessen sollen alle Speicher künftig nach den Vorstellungen der BNetzA Arbeitsentgelte mit Anreizfunktion zahlen. “Wir sehen diese Frage als ein erhebliches Steuerungsinstrument, um Redispatchbedarfe innerhalb einer einheitlichen deutschen Preiszone zu senken”, sagte Haller in Berlin.

BNetzA setzt weiterhin auch auf Baukostenzuschüsse

Daneben hält ihre Behörde Baukostenzuschüsse, die sich nach der Anschlussleistung der Speicher richten, weiterhin für sinnvoll. Differenziert nach Anwendungsfall, beispielsweise Stand-alone-Speicher oder Co-Lokation-Speicher, möchte sie ihre Vorschläge zur Netzentgeltsystematik für Speicher nun weiter mit Interessenvertreter:innen erörtern. Dazu zählt auch die Frage eines möglicherweise erhöhten Grundpreises für typische Prosumer. Für “Mitte 2026” kündigte Haller einen Festlegungsentwurf für die gesamte neue Netzentgeltsystematik an – im Laufe des weiteren Jahres sollen dann die wesentlichen Fragen zur neuen Netzentgeltsystematik geklärt sein.

Roadmap Systemstabilität

Wenngleich entsprechende Netzentgelte, wenn sie Engpässe vermeiden helfen, sicherlich auch ihren Beitrag zur Stabilität des Stromnetzes beitragen können, so sind es doch eher technische Aspekte, die als Meilensteine die 118 Seiten starke “Roadmap Systemstabilität” prägen. Die ist unter Federführung des damals noch grün geführten Bundeswirtschaftsministeriums von 150 Expert:innen aus Branche, Wissenschaft, Behörden und Normungsgremien bis November 2023 entstanden. Alexander Folz, Regierungsdirektor im BMWE, kann inzwischen einen Haken an einige der damals beschriebenen 18 Meilensteine machen. So beschaffen die Netzbetreiber inzwischen sowohl Blindleistung als auch die für die Frequenzhaltung wichtige Momentanreserve per Ausschreibung über den Markt. Auch haben die Netzbetreiber im vergangenen Jahr erstmals ihren künftig zweijährlich erscheinenden Systemstabilitätsbericht vorgelegt, der unter anderem den künftigen Bedarf an solchen Systemdienstleistungen transparent macht.

Viele Punkte auf der To-do-Liste sind noch offen

Allerdings verzeichnet die Roadmap bis zum Jahr 2023 noch etliche weitere Meilensteine, die noch nicht in Sicht sind. Gleich mehrere dieser offenen Punkte betreffen netzbildende Wechselrichter, die mit zunehmenden Anteilen erneuerbarer Energien die Rolle der rotierenden Massen klassischer Großkraftwerke übernehmen müssen. Erst zwischen 2027 und 2030, nachdem weitere Felderfahrungen mit netzbildenden Stromrichtern gesammelt wurden, erwartet die Roadmap gestaffelt nach Netzebenen Technische Anschlussregeln (TAR) für diese Schlüsseltechnologie.

Dabei wäre ein breiter Einsatz netzbildender anstelle der heute zumeist nur netzfolgenden Wechselrichter auch wichtig für die zunehmend geforderte Widerstandsfähigkeit des Stromnetzes gegen hybride Bedrohungen. Denn gerade für die Schwarzstart-Fähigkeit nach einem Stromausfall könnten zwar die zunehmend weit verbreiteten Batterien enorm helfen – aber nur wenn es auch Wechselrichter gibt, die in der Lage sind, ein Netz aufzubauen.

Roadmap Systemstabilität wird fortgesetzt

Mit neuen Perspektiven kommen neue Prioritäten. Und so kündigte BMWE-Experte Volz gestern in Berlin an, dass eine Fortschreibung der von der Branche sehr gelobten “Roadmap Systemstabilität” in Vorbereitung sei.

Autor: Guido Bröer | www.solarserver.de © Solarthemen Media GmbH

Für Nordex ermittelte die Fachagentur Wind und Solar nach Auswertung des Marktstammdatenregisters einen Marktanteil von 31,5 Prozent an der neu installierten Leistung. Auf den Plätzen 2 und 3 landeten Vestas mit 30,1 Prozent und Enercon mit knapp 28,8 Prozent Marktanteil. Wie im Vorjahr entfielen auf dieses Trio erneut neun Zehntel (90,4 Prozent) der zugebauten Windenergieleistung im Jahr 2025.

„Für dieses und das kommende Jahr dürfte diese Marktdominanz eher noch steigen denn zurückgehen“, prognostiziert Jürgen Quentin, der Windenergie-Datenanalyst in der Fachagentur. Denn die Präsenz von GE Vernova auf dem deutschen Windmarkt schwinde weiter, und auch die Zahl der Genehmigungen für Maschinen von Siemens Gamesa sei, gegen den Trend, rückläufig.

Oligopol der WKA-Hersteller in Deutschland

In der Tat entwickelt sich der deutsche Onshore-Windmarkt, der mit Abstand wichtigste in Europa, zunehmend zum Oligopol. Nach der Insolvenz der mecklenburgischen eno energy im vergangenen Herbst haben Projektierer und Investoren hierzulande demnächst die Auswahl unter lediglich einem halben Dutzend Anbietern. Dazu zählt auch Vensys Energy aus dem Saarland, deren Mehrheitsgesellschafter seit Jahren der chinesische Hersteller Goldwind ist. Wo bei aber im vergangenen Jahr keine einzige Anlage von Vensys in Deutschland in Betrieb genommen wurde. Das dürfte sich 2026 wohl ändern. So haben beispielsweise die Stadtwerke Lemgo mit mehreren Partnern gleich sechs Maschinen mit jeweils 7,8 MW bei den Saarländern bestellt.

Chinesische Hersteller bleiben ohne Bedeutung

Keinerlei Bedeutung haben im deutschen Markt weiterhin die – weltweit durchaus erfolgreichen – chinesischen Windturbinenhersteller, obwohl einige Marktkenner für das zurückliegende und das laufende Jahr erste Anlagen aus China in deutschen Windparks erwartet hatten. „Chinesische Windturbinen sind bislang keine im Marktstammdatenregister zu finden“, weiß FA-Wind-Fachmann Quentin. Und selbst wenn es grünes Licht von einer Genehmigungsbehörde hierzulande geben sollte, dürfte es mindestens zwei, eher drei Jahre bis zum Start eines Windparks mit Anlagen made in China dauern.

In der Hersteller-Statistik tauchen vereinzelt auch Exoten auf, die für ein paar bunte Tupfer auf dem deutschen Windmarkt sorgen. Im vergangenen Jahr zählte die Wind Technik Nord (WTN) dazu.

Neuer Oldtimer von WTN

Die Nordfriesen gehören zu den Urgesteinen der heimischen Windbranche, ihr Gründungsjahr war 1986. Für das vergangene Jahr weist die Quentinsche Statistik die Inbetriebnahme einer einzigen WTN-Anlage mit 250 Kilowatt Leistung aus. Die Maschine, noch mit Stall-Antrieb, haben die Nordfriesen an ein Bootsbauunternehmen nach Drochtersen (Landkreis Stade) geliefert, das den Strom der kleinen Anlage für die Eigenversorgung nutzt.

„Für Projekte solcher Art oder von Wasser- und Klärwerken bekommen wir immer wieder Anfragen“, sagt WTN-Geschäftsführer Dieter Guschewski. Mit seinem gut zehnköpfigen Team verdient Guschewski sein Geld längst schwerpunktmäßig mit dem Service und der Wartung von Windenergieanlagen sowie mit Windpumpen zur Wasserförderung. Die Fertigstellung einer WTN-Anlage ist eher ein Sahnehäubchen in deren Bilanz.

Netzoptimierte Windenergieanlagen von Windwise

Für 2026 wird Windstatistiker Quentin auf jeden Fall in seiner Übersicht die Rubrik „Sonstige“ erweitern müssen. „Unsere zweite Anlage steht, wir warten nur noch auf den Netzanschluss“, hofft Markus Becker auf ein baldiges Einlenken des zuständigen Netzbetreibers. Mit dem Windwise-Ingenieurbüro im westfälischen Münster hat er die maxcap-Turbine entwickelt, die es lediglich auf 2,3 MW Leistung und 141 Meter Rotordurchmesser bringt. Und dies ganz bewusst. Die Anlage ist so ausgelegt, dass sie die vor Ort vorhandenen Netzkapazitäten besser ausnutzen kann, Abschaltungen durch den Netzbetreiber dürften deswegen eine Seltenheit sein. „Die Anlage passt einfach in die Zeit“, betont Becker. In Lienen zwischen Münster und Osnabrück läuft seit März 2024 der Prototyp. Anlage Nummer zwei in Albersloh vor den Toren Münsters ist sozusagen ready for take off. Was noch fehlt, ist der Netzanschluss.

Bei diesen beiden Anlagen will es Becker aber nicht belassen. Der Hauptgesellschafter von Windwise, die VH Invest AG aus Kassel, hat mittlerweile eine eigene Projektierungsgesellschaft gegründet: „Das Team hat eine ordentliche Pipeline an Pachtverträgen für neue Anlagen abschließen können“, lässt Markus Becker durchblicken. Er geht deshalb davon aus, dass „gut ein Dutzend“ weiterer maxcap-Anlagen in geraumer Zeit in Betrieb gehen wird. „Wir sind und bleiben ein Nischenanbieter“, sagt Becker.

Bauboom folgt Genehmigungsboom

In ganz anderen Dimensionen bewegen sich die deutschen Branchengrößen Enercon und Nordex. Allein im letzten Jahr wurden 647 Anlagen vom Typ E-175, dem neuen Erfolgsmodell von Enercon, genehmigt. Auch die Vertriebsabteilung von Nordex war erfolgreich: Für die N175 und N163 haben die Genehmigungsbehörden im Jahr 2025 zusammen 738 Mal grünes Licht gegeben.

Ob diese Anlagen letztendlich so gebaut werden, steht aber laut Fachmann Quentin in den Sternen: „Wir sehen derzeit einen deutlichen Anstieg von Fällen, in denen sich die Investoren vor Baubeginn für ein anderes Modell als ursprünglich genehmigt entscheiden. Solche Wechsel sind oft wirtschaftlich begründet, da das neue Anlagenmodell noch effizienter ist. Hinzu kommt, dass die Verfahren für eine Änderung der Genehmigung bei den Behörden heute weitaus schneller laufen als noch vor ein paar Jahren. Der finanzielle und zeitliche Mehraufwand eines Anlagenwechsels ist dadurch sehr überschaubar.“

Die Fachagentur Wind und Solar erwartet für dieses Jahr eine neue installierte Leistung zwischen 8.000 und 8.500 MW in Deutschland. Die Frage, die sich schon heute stellt, lautet: Reichen bei den Herstellern und ihren Dienstleistern die Kapazitäten und Ressourcen aus, um diesen Rekordwert zu wuppen?

Quelle: Ralf Köpke | www.solarserver.de © Solarthemen Media GmbH