Ein Stromnetz für die Energiewende

Die vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland (TenneT, 50Hertz Transmission, Amprion und TransnetBW) sorgen für den sicheren Betrieb der Infrastruktur der Übertragungsnetze und deren Instandhaltung, bauen Stromleitungen aus und gewähren Stromhändlern/-lieferanten diskriminierungsfrei Zugang zu diesen Netzen. Kontrolliert werden sie von der Bundesnetzagentur, einer im Geschäftsbereich des BMWE angesiedelten Bundesbehörde, die zum Beispiel den Netzausbau und die Entgelte für die Nutzung der Netze genehmigt.

Über große Distanzen: Übertragungsnetze

Übertragungsnetze ermöglichen einen deutschlandweiten und grenzüberschreitenden Transport von Strom über große Entfernungen – möglichst verlustarm und direkt dorthin, wo der Strom verbraucht wird. Über sogenannte Kuppelleitungen ist das deutsche Höchstspannungsnetz an das europäische Verbundnetz angeschlossen. Die Stromkreislänge der Übertragungsnetze beträgt rund 37.000 Kilometer. Übertragen wird bei Drehstrom mit Höchstspannung von 220 Kilovolt (kV) oder 380 kV, bei den geplanten neuen Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen mit bis zu 525 kV.

Direkt zum Verbraucher: Verteilernetze

Auf der Ebene der Verteilernetze wird der Strom in Hoch-, Mittel- und Niederspannung übertragen. Die Netze mit niedrigeren Spannungsebenen dienen der Verteilung des Stroms an die Endverbraucher. In diesem Bereich ist eine Vielzahl von regionalen und kommunalen Netzbetreibern tätig.

• Hochspannung: 60 kV bis 220 kV (Stromkreislänge rund 94.000 km)
  Das Hochspannungsnetz ist die Verbindung zum Höchstspannungsnetz (Umspannwerke). Mit Hochspannungsnetzen wird der Strom grob zu Ballungszentren oder  auch direkt an große Industriebetriebe verteilt.

• Mittelspannung: 6 kV bis 60 kV (Stromkreislänge rund 520.000 km)
  Das Mittelspannungsnetz verteilt den Strom an regionale Transformatorenstationen oder direkt an größere Einrichtungen wie beispielsweise Krankenhäuser oder Fabriken.

• Niederspannung: 230 V oder 400 V (Stromkreislänge rund 1.190.000 km)
  Das Niederspannungsnetz dient der Feinverteilung. An das Niederspannungsnetz sind private Haushalte, kleinere Industriebetriebe, Gewerbe und Verwaltung angeschlossen.

Im Mai 2019 ist das Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus in Kraft getreten. Damit wurden die behördlichen Verfahren schlanker gemacht und unnötige Bürokratie abgebaut. Jetzt geht es darum, die Netzausbauprojekte möglichst schnell umzusetzen.

Dazu hat sich das Bundeswirtschaftsministerium gemeinsam mit den Energieministern der Länder sowie den Geschäftsführern der Übertragungsnetzbetreiber bei der Energieministerkonferenz am 24. Mai 2019 auf konkrete Zeitpläne und Meilensteine für alle Netzausbauvorhaben geeinigt. Die Zeitpläne wurden auf www.netzausbau.de veröffentlicht. Sie können auch hier (PDF, 130 KB) abgerufen werden. Die Zeitpläne stellen die Soll-Größe für das Netzausbau-Controlling dar. Sie erlauben den Abgleich mit dem tatsächlichen Fortschritt der Netzausbauprojekte, den die BNetzA jedes Quartal auf ihrer Website veröffentlicht. So wird für die am Netzausbau Beteiligten schnell sichtbar, welche Projekte als gute Beispiele dienen können oder wo zusätzliches Engagement erforderlich ist. Lösungsansätze für eine Optimierung und Beschleunigung des Netzausbaus im bestehenden Rechtsrahmen lassen sich einem im Auftrag des BMWE erstellten Praxisleitfaden entnehmen.

Ein Jahr später hat sich das Bundeswirtschaftsministerium gemeinsam mit der Bundesnetzagentur und dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie und den Energieministern der Küstenländer sowie den Geschäftsführern der beteiligten Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion und TenneT auf eine gemeinsame Offshore-Vereinbarung (PDF, 244 KB) geeinigt. Danach verpflichten sich alle Beteiligten auf die erforderlichen Maßnahmen und eine enge Zusammenarbeit, um den Windenergieausbau in der Nord- und Ostsee voranzubringen. Die Anhebung des Ausbauziels von 15 Gigawatt auf 20 Gigawatt bis zum Jahr 2030 erfordert, dass alle erforderlichen Anbindungsleitungen zeitgerecht in Betrieb gehen. Die konkreten Meilensteine und Zeitpläne (PDF, 92 KB) für alle Beteiligten stellen dabei sicher, dass die erforderlichen Planungs- und Genehmigungsschritte sowie der Bau der Anbindungsleitungen und der Offshore-Windparks Hand in Hand gehen. Die Zeitziele werden im Rahmen des Netzausbau-Controllings des BMWE regelmäßig überprüft, sodass bei Verzögerungen Gegenmaßnahmen schneller eingeleitet werden können.

Bisher kommt beim Stromtransport über große Distanzen auf Höchstspannungsebene Drehstrom (Wechselstrom) zum Einsatz. Die neuen großen Nord-Süd-Leitungen wie SuedLink werden aber als Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ-Leitungen) geplant und gebaut. Sowohl bei den Drehstrom- als auch bei den Gleichstromvorhaben kamen bisher vorrangig Freileitungen zum Einsatz.

Das Gesetz zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des Energieleitungsbaus hat nicht nur die Liste der besonders dringlichen Vorhaben angepasst, sondern auch die Regelungen zur Erdverkabelung von Übertragungsleitungen auf eine neue Grundlage gestellt. Neue Gleichstromvorhaben sind jetzt vorrangig als Erdkabel zu planen. Diese sind zwar teurer, erhöhen aber die Akzeptanz, da der Eingriff in die Landschaft deutlich geringer ist.

Bei Wechselstromleitungen ist die Verkabelung ungleich schwieriger. Im Rahmen von Pilotvorhaben werden auf Teilabschnitten in den kommenden Jahren ebenfalls Erdkabel getestet. Mehr Informationen erhalten Sie in dem Artikel Rahmenbedingungen für den Netzausbau.

Die Energiewende ist ein Gemeinschaftsprojekt – umso wichtiger sind Transparenz und Dialog. Während eine große Mehrheit die Energiewende grundsätzlich befürwortet, haben sich viele Bürgerinnen und Bürger mit dem dafür notwendigen Ausbau von Infrastrukturen wie Stromleitungen noch nicht intensiv auseinandergesetzt beziehungsweise stehen diesem weniger befürwortend gegenüber.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz fördert deshalb die Initiative „Bürgerdialog Stromnetz“. Sie steht Betroffenen und der breiten Öffentlichkeit als neutrale Informations- und Dialogplattform zu allen Fragen rund um die Energiewende und den Netzausbau zur Verfügung und gestaltet einen breiten gesellschaftlichen Dialog. Deutschlandweit zehn regionale Ansprechpartnerinnen und -partner, ein mobiles Bürgerbüro, eine Bürger-Hotline, verschiedene Veranstaltungsformate vor Ort und auf Wunsch auch virtuell, ein umfassendes Online-Informationsangebot mit Online-Bürgerbüro sowie Presse- und Social-Media-Arbeit bieten Bürgerinnen und Bürgern vielfältige Möglichkeiten, sich über den Netzausbau und die Energiewende zu informieren und ihre Anliegen im Dialog zu erörtern.

Alle weiteren Informationen finden Sie auf der Seite Bürgerdialog Stromnetz.

Für das weitere Gelingen der Energiewende auf dem Weg zu einem klimaneutralen Stromsystem ist neben dem zügigen Ausbau erneuerbarer Energien und der Stromnetze ein stabiler Netzbetrieb essenziell. Die Energiewende verändert die Stromversorgung in Deutschland grundlegend. Marktteilnehmer und Netzbetreiber müssen neuen Anforderungen gerecht werden, um einen stabilen Betrieb des Stromversorgungssystems und damit auch die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Damit geht auch ein Weiterentwicklungsbedarf für Netzbetriebskonzepte, technische Spezifikationen und Regelsetzungen der Stromnetze einher.

Bisher wurden die für die Systemstabilität des Stromnetzbetriebes notwendigen Systemdienstleistungen vor allem durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt. Aufgrund des Wandels des Stromversorgungssystems müssen diese Dienstleistungen nun aber verstärkt durch andere Erzeugungs-, Speicher- und Verbrauchsanlagen erbracht und das Aufgabenspektrum der erneuerbaren Erzeugungsanlagen und weiterer Anlagen weiterentwickelt werden. Mit dem beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien, insbesondere Wind und PV, als tragende Säule der Energieversorgung und einem möglichen vorgezogenen Kohleausstieg 2030, kommt dem Anpassungsprozess eine besondere Bedeutung zu. Die erneuerbaren Energien sind im Vergleich zu konventionellen Großkraftwerken i.d.R. im Verteilnetz und über leistungselektronische Stromrichter an das Stromnetz angeschlossen. Daraus ergeben sich neue und andere Anforderungen an die erneuerbaren Erzeugungsanlagen aber auch neue Möglichkeiten, um einen sicheren und robusten Netzbetrieb zu gewährleisten. Außerdem bedarf es deutlich engerer Kooperationen zwischen Netzbetreibern (VNB/ÜNB und VNB/VNB). Insgesamt macht dieser „elektrotechnische Wandel“ (vom Synchrongenerator zur Leistungselektronik) neue Lösungen für den Netzbetrieb und zur Sicherstellung der Systemstabilität möglich und gleichzeitig erforderlich.

Aufgrund der hohen Anzahl der am Netz angeschlossenen Anlagen und der zunehmend erforderlichen Digitalisierung steigen Komplexität und Risiken des Stromversorgungssystems, auch hinsichtlich der Systemstabilität. Es bedarf deshalb der Entwicklung eines robusten und fehlertoleranten Systems auch unter den sich verändernden Rahmenbedingungen. Das Ziel ist ein sicherer und robuster Betrieb der Stromnetze mit 100% erneuerbaren Energien.

Roadmap Systemstabilität

Das BMWE hat deshalb mit breiter Branchenbeteiligung und enger Einbindung der Bundesnetzagentur die „Roadmap Systemstabilität“ entwickelt. Sie beinhaltet einen Fahrplan zur Erreichung eines sicheren und robusten Systembetriebs mit 100 Prozent erneuerbaren Energien und die Prozesse und Funktionalitäten, die hierfür benötigt werden. Dafür ist es notwendig, vom Ziel her zu denken und einen robusten Transformationspfad für den Weg dorthin aufzuzeigen.

Der Prozess der Erstellung der Roadmap Systemstabilität war im Oktober 2022 gestartet und ging bis Ende 2023. Unter Leitung des BMWE sowie der Begleitung eines Beirates erfolgte die Erarbeitung durch themenspezifische Arbeitsgruppen mit aktiver Beteiligung aller relevanten Akteure (Netzbetreiber, Hersteller, Wissenschaft, Verbände). Dabei wurden für die einzelnen Themenfelder die konkreten Handlungsbedarfe („Was“), Verantwortlichkeiten/ Umsetzungsprozesse („Wer“) und die Zeitschiene („Wann“) erarbeitet und festgelegt. Die konkreten Maßnahmen und Umsetzungsschritte wurden durch die Roadmap eindeutigen Prozessen (zum Beispiel im Rahmen der Weiterentwicklung der technischen Anschlussregeln oder der Einführung marktgestützter Beschaffungen von Systemdienstleistungen) und Akteuren (zum Beispiel Netzbetreiber, Normungsgremien, Bundesnetzagentur) zugeordnet.

Die Bundesregierung hat die Roadmap Systemstabilität am 6. Dezember 2023 beschlossen. Diese steht auf der Publikationsseite des BMWE zum Download bereit. Nach der Veröffentlichung erfolgen derzeit die Umsetzung und das Monitoring der Maßnahmen der Roadmap.

Nähere Informationen zur Roadmap Systemstabilität finden Sie in diesem Dossier zur Roadmap.

Systemstabilitätsbericht

Ein wichtiges Ergebnis der Roadmap Systemstabilität ist die Etablierung des zweijährlich erscheinenden Systemstabilitätsbericht der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) im Rahmen des § 12i Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG).

Die ÜNB müssen in diesem Systemstabilitätsbericht unter anderem den Bedarf an Systemdienstleistungen für die nächsten zehn Jahre quantifizieren sowie konkrete Maßnahmen zur Systemstabilität benennen. Der Bericht wird der Bundesnetzagentur (BNetzA) bis zum 01. Januar eines jeden ungeraden Jahres vorgelegt. Diese ist verpflichtet, den Bericht zu prüfen, Handlungsempfehlungen zu erarbeiten und ein Monitoring über die Maßnahmen zur Systemstabilität durchzuführen. Die Veröffentlichung des Berichtes und den Handlungsempfehlungen der BNetzA erfolgt zusammen bis zum 30. Juni des jeweiligen Jahres durch die BNetzA.

Der Bericht und die Handlungsempfehlungen ergänzen die Roadmap Systemstabilität um einen weiteren Schritt zur Strukturierung und Vertiefung des Themenkomplexes Systemstabilität und angrenzender Systembetriebsfragen.

Der Systemstabilitätsbericht 2025 ist der erste Bericht nach Einführung der Gesetzesgrundlage. In diesem Bericht wird der große Handlungsdruck im Bereich Systembetrieb dargelegt und weiter konkretisiert. Gleichzeitig sind der Bericht und die Handlungsempfehlungen ein weiterer Meilenstein zur besseren Strukturierung von Handlungsbedarfen und der Lösungsfindung.

Den Systemstabilitätsbericht 2025 der Übertragungsnetzbetreiber sowie die dazugehörigen Handlungsempfehlungen der Bundesnetzagentur finden Sie auf der Seite der BNetzA.

Systemdienstleistungen

Systemdienstleistungen (SDL) dienen dazu, dass das Stromnetz immer stabil und sicher betrieben werden kann. Hierzu zählen

• Frequenzhaltung, um Ungleichgewichte zwischen Ein- und Ausspeisungen auszugleichen und die Netzfrequenz auf ihrem Sollwert von 50 Hertz zu halten,
• Spannungshaltung, um die Spannung immer innerhalb eines vorgegebenen Bereichs zu halten,
• Betriebsführung, bei der die Netzbetreiber den korrekten Netzbetrieb überwachen und ggf. steuernd eingreifen, z.B. bei Leitungsüberlastungen, und
• Versorgungswiederaufbau, um nach dem unwahrscheinlichen Fall eines großflächigen Stromausfalls die Stromversorgung schnellstmöglich wieder hochzufahren, insbesondere mithilfe sogenannter schwarzstartfähiger Kraftwerke.

Die Netzbetreiber greifen dabei auf Produkte für Systemdienstleistungen (SDL-Produkte) zurück, die entweder durch Netzbetriebsmittel der Netzbetreiber oder Netznutzer (Erzeuger, Verbraucher, Speicher) bereitgestellt werden können.

Zur Beschaffung von Systemdienstleistungen gibt es drei verschiedene Möglichkeiten (drei „Säulen“):

1. Verpflichtende technische Anforderungen an die Anlagen,
2. Freiwillige marktgestützte Erbringung durch Anlagen und
3. Netzbetriebsmittel der Netzbetreiber.

Marktgestützte Beschaffung von Systemdienstleistungen

Das Ziel der zweiten Säule, der marktlichen Beschaffung, ist es, innovativ und effizient Beiträge zur Bedarfsdeckung zu leisten und so einen dauerhaft funktionierenden Markt zu schaffen. Hierbei sollen Systemdienstleistungen grundsätzlich transparent, diskriminierungsfrei und marktgestützt beschafft werden, sofern sie nicht durch die Netzbetreiber selbst aus Netzbetriebsmitteln erbracht werden.

Die konkreten Beschaffungssysteme werden von der Bundesnetzagentur festgelegt. Hierfür trat am 27. November 2020 das Gesetz zur marktgestützten Beschaffung von Systemdienstleistungen in Kraft. Ausnahmen kann die Bundesnetzagentur demnach nur vorsehen, wenn eine marktgestützte Beschaffung wirtschaftlich nicht effizient wäre. Dies ist derzeit bei den folgenden drei Systemdienstleistungen der Fall:

• Inselbetriebsfähigkeit
• Kurzschlussstrom und
• dynamische Blindstromstützung.

Ziel der Regelung ist es, das Erbringen der Systemdienstleistungen durch die Einführung von transparenten und diskriminierungsfreien und marktgestützten Verfahren für alle Marktteilnehmenden zu öffnen, egal ob Erzeuger, Speicher oder Verbraucherinnen und Verbraucher. Mit den Änderungen wird Wettbewerb angereizt. Dadurch können technische Potenziale zur Erbringung von Systemdienstleistungen gehoben werden und die Effizienz des Netzbetriebs wird verbessert.

Zur Systemdienstleistung Schwarzstartfähigkeit hat die Bundesnetzagentur bereits ein marktgestütztes Beschaffungssystem per Festlegung erlassen. Beim Schwarzstart geht es um das Anfahren eines Kraftwerkes aus eigener Kraft und unabhängig vom Stromnetz, also auch bei einem Stromausfall. Die ÜNB haben auf dieser Basis Beschaffungsverfahren umgesetzt. Nähere Informationen finden sich auf netztransparenz.de, einem gemeinsamen Internetportal der vier ÜNB.

Für die Systemdienstleistungen Blindleistung zur Spannungsregelung wurde das Beschaffungskonzept im Sommer 2024 hier veröffentlicht. Blindleistung sorgt im Stromnetz unter anderem dafür, dass die Spannung im vorgesehenen Bereich bleibt. Nähere Informationen zu den Beschaffungsverfahren der ÜNB finden sich auf der Seite netztransparenz.de.

Bei der marktgestützten Beschaffung von Momentanreserve (einer kurzfristig verfügbaren Leistungsreserve von Energieanlagen), die zur Frequenzstabilität benötigt wird, erfolgte die Festlegung und damit auch für diese Systemdienstleistung der Rahmen für eine marktliche Erbringung im Frühjahr 2025. Nähere Informationen zu den Beschaffungsverfahren der ÜNB finden sich auf der Seite netztransparenz.de.

Aktuelle Informationen zu den Festlegungen der Bundesnetzagentur finden Sie auf der Seite Festlegungen der Bundesnetzagentur.

Mit den marktgestützten Beschaffungen von Systemdienstleistungen entsteht ein Anreiz für Innovationen bei Erzeugungs-, Speicher- oder Verbrauchsanlagen, verstärkt zur Systemstabilität beizutragen.

Zur Unterstützung der Einführung marktgestützter Beschaffungssysteme und zur Entwicklung von konkreten möglichen Lösungsbeiträgen für den zukünftigen Netzbetrieb hatte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie das Projekt SDL-Zukunft durchgeführt („Zukünftiger Bedarf und Beschaffung von Systemdienstleistungen“). Das Ministerium arbeitete im Rahmen dieses Projektes eng mit der Bundesnetzagentur zusammen und hat relevante Beteiligte wie Netzbetreiber, Branchenverbände und Wissenschaft einbezogen. Im Projekt wurde auch ein Ergebnispapier zur Mittel- und langfristigen Entwicklung des Netz- und Versorgungswiederaufbaus erstellt.

Den Endbericht des Projektes SDL-Zukunft finden Sie auf unserer Publikationsseite.

Der Begriff „intelligentes Stromnetz“ (englisch „smart grid“) beschreibt die kommunikative Anbindung der Akteure des Energiesystems von der Erzeugung über den Transport, die Speicherung und die Verteilung bis hin zum Verbrauch. So entsteht ein integriertes Daten- und Energienetz mit völlig neuen Strukturen und Funktionalitäten. Intelligente Netze sollen die Energieversorgung von morgen auf Basis eines effizienten und zuverlässigen Systembetriebs sicherstellen. Präzise Informationen über das Verhalten Millionen dezentraler Erzeugungsanlagen sind für einen energiewendetauglichen Netzbetrieb unerlässlich. Ähnliches gilt auf Verbraucherseite zum Beispiel für die Integration der Elektromobilität.

Eine wichtige Rolle spielen hierbei intelligente Messsysteme, sogenannte „Smart Meter“. Als fernkommunizierende digitale Stromzähler ermöglichen sie direkte Übertragungen von Messwerten an Verbraucher, Netzbetreiber, Energielieferanten und Energiedienstleister. Der Verbraucher erhält eine präzise Visualisierung seines Verbrauchsverhaltens und sieht so jede „vergeudete“ Kilowattstunde. Dies kann ihn zu energiesparendem Verhalten motivieren. Zum anderen ermöglichen intelligente Messsysteme die Umsetzung variabler Tarife, in denen der Verbraucher wirtschaftliche Anreize erhält, Strom dann zu nutzen, wenn er am günstigsten ist. Intelligente Messsysteme ermöglichen den Netzbetreibern zudem einen präzisen Blick in ihr Stromnetz, - so können über sie Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen angesteuert werden.

Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende

Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende schafft die rechtlichen Voraussetzungen für „Smart Grid“, „Smart Meter“ und „Smart Home“ in Deutschland und ermöglicht so die digitale Infrastruktur für eine erfolgreiche Verbindung von über 1,5 Millionen Stromerzeugern und großen Verbrauchern. Im Zentrum steht die Einführung intelligenter Messsysteme. Sie dienen als sichere Kommunikationsplattform, um das Stromversorgungssystem energiewendetauglich zu machen. Datenschutz und Datensicherheit werden dabei besonders groß geschrieben - das Gesetz enthält höchste technische Mindestanforderungen. Das beschlossene und verkündete Gesetz finden Sie hier (PDF: 264 KB).

Mehr dazu erfahren Sie im Artikel Smart Meter: Intelligente Messsysteme für die Energiewende.

SINTEG: Sichere Netze auch bei hohen Anteilen fluktuierender Stromerzeugung

Mit dem Förderprogramm „Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende“ (SINTEG) werden in fünf Modellregionen neue Ansätze für einen sicheren Netzbetrieb bei hohen Anteilen fluktuierender Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie entwickelt und demonstriert. Das Förderprogramm thematisiert damit zentrale Herausforderungen der Energiewende wie Systemintegration, Flexibilität, Digitalisierung, Systemsicherheit und Energieeffizienz sowie den Aufbau intelligenter Energienetze und Marktstrukturen.

Dazu wurden fünf großflächige „Schaufenster“ aufgebaut, um Wissen, Erfahrungen und Aktivitäten systemübergreifend zu bündeln. Die Schaufenster gehen die technischen, wirtschaftlichen und regulatorischen Herausforderungen der Energiewende der nächsten Jahrzehnte an und sollen in der Praxis getestete Musterlösungen liefern. Diese können als „Blaupause“ für die Weiterentwicklung der Energiewende dienen. Zum Förderprogramm SINTEG.

Ziel des Branchendialoges ist es, praktische Herausforderungen beim Netzanschluss zu identifizieren, praxistaugliche Lösungsansätze zu entwickeln und umzusetzen. Die Arbeiten im Branchendialog folgen einer gemeinsamen Fokus-Agenda. Sie dient als Zielstellung und Orientierung.
Zum Branchendialog Netzanschlüsse.

In den vergangenen Jahren ist insbesondere der Ausbau von PV-Anlagen, die an das Mittelspannungsnetz angeschlossen werden sollen, stark angestiegen. Für den Anschluss dieser Anlagen ist ein Anlagenzertifikat erforderlich. Mit ihm wird die Einhaltung der allgemeinen technischen Mindestanforderungen von Erzeugungsanlagen nachgewiesen. Das Anlagenzertifikat wird auf Antrag des Anlagenbetreibers von zugelassenen Zertifizierungsstellen ausgestellt. Wegen des wachsenden Antragsvolumens gab es in der Vergangenheit Verzögerungen bei der Erstellung der Zertifikate. Das hatte Auswirkungen auf den Netzanschluss insgesamt.

Vor diesem Hintergrund wurde das Zertifizierungsverfahren von Stromerzeugungs- und Speicheranlagen insgesamt modernisiert und weiterentwickelt (Link: www.bmwk.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/zweite-verordnung-zur-aenderung-der-elektrotechnische-eigenschaften-nachweis-verordnung.html).

Neben der Ausweitung einer Ausnahme von der Zertifizierungspflicht besteht die wesentliche Neuerung des Zertifizierungspakets in der Einführung des Zentralen Registers für Einheiten- und Komponentenzertifikate („ZEREZ“), www.zerez.net. Zertifikate wurden bislang per Post oder E-Mail versandt. Im Anschlussprozess für Anlagen- und Netzbetreiber entstand dadurch erhebliche Verwaltungsaufwand. ZEREZ dient unter anderem dazu, Prozesse zu digitalisieren, zu entbürokratisieren und das Anschlussverfahren für EE-Anlagen dadurch zu beschleunigen. Im ZEREZ werden alle Daten der Einheiten- und Komponentenzertifikate erfasst, die für den Netzanschluss von Erzeugungsanlagen erforderlich sind. Jedem Einheiten- oder Komponentenzertifikat wird eine Registrierungsnummer zugeordnet, sodass es zweifelsfrei identifiziert werden kann. Nutzer des Registers können sich auf dessen Richtigkeit verlassen (§ 4 Abs. 8 NELEV). Das BMWE hat die FGW e.V. – Fördergesellschaft Windenergie und andere Dezentrale Energien mit dem Betrieb des Registers beliehen.

In wenigen Wochen steht nun ein bedeutender Meilenstein an. Hersteller von Einheiten und Komponenten, Anlagenbetreiber und Netzbetreiber sind ab 1. Februar 2025 zur Nutzung von ZEREZ verpflichtet:

• Hersteller müssen die für ihre Einheiten und Komponenten ausgestellten Zertifikate zur Registrierung an die FGW übermitteln.
• Anlagenbetreiber haben im Betriebszulassungsverfahren für ihre Anlagen die Registrierungsnummer an den Netzbetreiber zu übermitteln. Der Netzbetreiber holt sich alle notwendigen Daten dann aus ZEREZ.
• Der Netzbetreiber ist wiederum verpflichtet, nur noch diese Registrierungsnummer zu verwenden. Er darf die in den Einheiten- oder Komponentenzertifikaten enthaltenen Informationen nicht auf anderem Wege verlangen.

Es ist von außerordentlicher Bedeutung, dass alle drei Gruppen die verbleibenden Wochen bis dahin nutzen und zeitnah aktiv werden. Die Nutzung des Registers auf freiwilliger Basis ist schon seit April 2024 möglich.

Nützliche Hinweise zu dem Thema sind in dem Anwendungshinweis des VDE-FNN und der Anwendungshinweise des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) zu finden.

https://www.vde.com/de/fnn/aktuelles/vereinfachter-anschluss-und-nachweis-von-erzeugungsanlagen-in-mittel--und-hochspannung-in-kraft

https://www.bdew.de/media/documents/%C3%B6ffentlich_-_21052024-_BDEW-Anwendungshilfe_Zertifizierungspaket_final.pdf

Um Wettbewerb im Monopolbereich der Strom-und Gasversorgung, den Netzen und Leitungen, zu schaffen, gibt es die Anreizregulierungsverordnung (ARegV). Sie sorgt für einen gleichberechtigten Zugang und wettbewerbliche Nutzungsentgelte. Darüber hinaus setzt sie Anreize für Netzbetreiber, effizient zu wirtschaften und ihre Kosten zu senken.

Mit der Novellierung der Anreizregulierungsverordnung 2016 hat die Bundesregierung den Regulierungsrahmen an die Herausforderungen der Energiewende angepasst. Ziel ist weiterhin, die Verteilernetze zügig und kostengünstig auszubauen. Kernstück der Verordnung: Der Investitionsrahmen für Verteilnetzbetreiber wurde modernisiert. Individuelle Investitionskosten werden nun besser berücksichtigt und besonders effiziente Netzbetreiber mit einem zusätzlichen Bonus belohnt.

Zurzeit prüft das Bundeswirtschaftsministerium, ob die sonstigen Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus durch sinnvolle ökonomische Anreize flankiert werden können. Dazu fand zwischen Mai 2019 und März 2020 im Bundeswirtschaftsministerium ein Branchendialog statt. Informationen zum Branchendialog Anreizregulierung.

Der Ausbau der Stromnetze hat für die Bundesregierung höchste Priorität. Der Stromleitungsbau ist eine der zentralen Voraussetzungen für den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und entscheidender Wegbereiter des europäischen Wettbewerbs im Strommarkt.

Ein wesentliches Ziel der Plattform Energienetze ist es daher, die Modernisierung und den Ausbau des Stromnetzes voranzubringen. Mehr zur Arbeitsweise, Themen und Ergebnissen der Energiewende-Plattform Energienetze.