Amprion veröffentlicht 12-Punkte-Plan: Wie die Versorgungssicherheit über 2030 hinaus auf dem gewohnten Niveau beibehalten wird

Aktuelle Probleme und Herausforderungen

Verzögerte Kraftwerksausschreibungen führen dazu, dass Investitionen in steuerbare Kapazitäten stocken, weil politische Ankündigungen nicht schnell genug umgesetzt werden. Viele Reservekraftwerke sind über 50 Jahre alt und erreichen das Ende ihrer Lebensdauer. Kleine PV-Anlagen speisen unkontrolliert ein und reagieren nicht auf Marktpreise, während Großbatteriespeicher und Direktvermarkter großteils marktorientiert handeln und ihre Fahrpläne kurzfristig ändern – was zu Netzengpässen führen kann.

Markt und Erzeugung für gesicherte und steuerbare Leistung stärken

Amprion strukturiert seine Forderungen in drei Handlungsfeldern: Markt und Erzeugung, Netz und Infrastruktur sowie Regulierung und Kontrolle. Im Bereich Markt und Erzeugung geht es vor allem um die schnelle Ausschreibung gesicherter Leistung. Bis 2035 fehlen knapp 40 GW an Kraftwerkskapazitäten, um den Versorgungssicherheitsstandard zu halten. Die Kraftwerksstrategie der Bundesregierung sieht vor, 12 GW neue steuerbare Kapazitäten auszuschreiben, wobei der Südbonus beibehalten werden soll, um netzdienliche Standorte zu fördern. Diese Maßnahme wird im Bericht von Amprion begrüßt, ebenso dass die Ausschreibungen im Rahmen eines ersten vorläufigen Kapazitätsmarkt erfolgen sollen.

Parallel müssen bestehende Instrumente weiterentwickelt werden.

Ein weiteres zentrales Thema ist die Marktintegration und Steuerbarkeit von EE-Anlagen. Der Preisverfall bei PV-Anlagen hat zu einem Ausbauboom geführt, doch viele Anlagen – insbesondere im Leistungsbereich von 7 bis 30 kW – sind aufgrund des verzögerten Smart Meter Rollouts nicht steuerbar. Dies stelle laut Amprion eine zunehmende Herausforderung für die Systemsicherheit in Situationen dar, bei denen ein großflächiger Erzeugungsüberschuss vorhanden ist. In den letzten zwei Jahren konnten so bereits Situationen mit deutlichen Erzeugungsüberschüssen auf regionaler Ebene beobachtet werden. Lösungsvorschläge von Amprion umfassen die Ausweitung der Direktvermarktung auf Kleinanlagen, die Anwendung der 1h-Regelung auch auf Bestandsanlagen und ein Verbot der Einspeisung im Falle von Nicht-Steuerbarkeit. Aus diesem Grund solle der Smart-Meter-Rollout beschleunigt werden. Darüber hinaus wird die zügige Umsetzung der Festlegung zur Marktintegration von Speichern und Ladepunkten als wichtige Maßnahmen genannt.

Netz und Infrastruktur effizient und netzdienlich gestalten

Im Bereich Netz und Infrastruktur steht die Reform des Netzanschlussverfahrens im Mittelpunkt des Berichts. Das bisherige „first come, first served“-Prinzip führe zu ineffizienter Vergabe von Netzanschlusskapazitäten. Ein sogenanntes Reifegradverfahren, das neben verschiedenen Kriterien die Netzdienlichkeit berücksichtigt, könne hier Abhilfe schaffen. Zudem solle der Baukostenzuschuss auf Einspeiser ausgeweitet werden, um eine netzdienlichere Standortwahl zu fördern. Dies habe auch positive Auswirkungen auf die resultierenden Netzausbaubedarfe.

Batteriespeicher müssen laut Amprion vollständig in den Redispatch-Prozess integriert werden. Dazu sollen Betreiber verbindlich Planungsdaten wie den geplanten Speicherstand liefern sowie den vollen technischen Zugriff auf die Speicher ermöglichen, um deren Einsatzfähigkeit sicherzustellen. Ergänzend sollte das Marktdesign um netztechnische Restriktionen erweitert werden, wo dies notwendig ist, etwa durch die Einführung von „Feasibility Ranges“ oder einen partiellen Central Dispatch für Wind und PV. Amprion argumentiert, dass die ÜNBs auf diese Weise bei Überschusssituationen Unsicherheiten im Netz reduzieren können. Des Weiteren spricht sich Amprion für eine breitere Nutzung von flexiblen Netzanschlussvereinbarungen aus.

Der EE-Mindestfaktor, der bisher erneuerbare Energien im Redispatch-Prozess als letzte Option berücksichtigt, um eine möglichst hohe EE-Integration zu gewährleisten, führt in einem zunehmend von Erneuerbaren geprägten System zu Ineffizienzen und – aus Sicht von Amprion – zu unnötig hohen Redispatch-Mengen. Da die Redispatch-Potenziale aus konventionellen Kraftwerken zukünftig sinken, könnte dies in kritischen Netzsituationen die Systemsicherheit gefährden. Amprion hält es daher für sinnvoll, den EE-Mindestfaktor abzuschaffen, um Übertragungsnetzbetreibern die Freiheit zu geben, Redispatch-Potenziale gezielt dort einzusetzen, wo Engpässe am effizientesten reduziert werden können.

Regulierung und Kontrolle für stabile Rahmenbedingungen

Im Bereich Regulierung und Kontrolle wird im Bericht darauf hingewiesen, dass systematische Regelleistungsbedarfe begrenzt werden sollten. Laut Amprion führen Prognosefehler bei der Einspeisung erneuerbarer Energien sowie die aktuellen 15-Minuten-Handelsintervalle zu unnötig hohen Regelleistungsbedarfen. Als mögliche Lösungsansätze werden eine Verkürzung der Handelsintervalle auf fünf Minuten sowie die Verankerung von Rampenvorgaben im Bilanzkreisvertrag genannt. Laut Amprion sollten die EU Connection Network Codes zügig in Kraft gesetzt werden, um technische Anforderungen für neue Anlagen verbindlich festzulegen. Zudem wird vorgeschlagen, Übergangsregelungen bei Netzanschlussbedingungen auszuweiten, um Regelungslücken zu schließen.

Fazit

Die abschließende Botschaft von Amprion ist klar: Nur wenn alle Akteure ambitioniert und zielstrebig handeln, kann Deutschland die Versorgungssicherheit auch mit steigendem Anteil erneuerbarer Energien gewährleisten, ohne in kritischen Situationen vermehrt auf systemische Eingriffe zurückgreifen zu müssen, die dann wiederum zu höheren Kosten führen. Die 12 vorgestellten Maßnahmen zeigen die Handlungsmöglichkeiten detailliert auf. Politik, Netzbetreiber und Marktteilnehmer sind nun gleichermaßen gefordert die Transformation des Energiesystems mit den jeweils geeigneten Maßnahmen zu gestalten.

• Amprion: Maßnahmenplan zum Erhalt der Versorgungssicherheit (Januar 2026)
• TransnetBW: Adequacy 2050 Studie
• TransnetBW: Hybrider Redispatch 3.0