VERTEILNETZE · 19. SEPTEMBER 2026

Batteriespeicher neben einem Umspannwerk, im Hintergrund Solarpark und Windräder (KI-generiert)

Batteriespeicher an Umspannwerken: 150 Gigawatt Solar passen ins Bestandsnetz

Transformatoren in deutschen Umspannwerken sind nur wenige Stunden im Jahr voll ausgelastet. Mit Batteriespeichern an Umspannwerken passen dort 150 Gigawatt (GW) Solar zusätzlich ins Netz. Wer diese Überbauung nutzt, braucht neue Transformatoren erst deutlich später.

VON MARTIN JENDRISCHIK · 6 Min. Lesezeit LESEN

Diese Reserve liegt an 1.313 ländlichen Umspannwerken, verteilt über ganz Deutschland. Heben ließe sie sich, ohne dass dafür erst ein Transformator getauscht werden muss. Der gesamte deutsche Solarbestand liegt heute bei rund 130 GW. Das Fraunhofer IEE hat die Rechnung Mitte September vorgelegt, im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft.

Bislang entscheidet über den Netzanschluss eine statische Rechnung. Netzbetreiber addieren die Nennleistungen aller angeschlossenen Wind- und Solarparks und vergleichen die Summe mit der Nennleistung des Transformators. Ist sie erreicht, bekommt die nächste Anlage keinen Anschluss mehr. Dass diese Summe im Jahresverlauf so gut wie nie gleichzeitig am Transformator anliegt, spielt in dieser Rechnung keine Rolle.

Der technische Fachbegriff „Überbauung" beschreibt den Gegenentwurf: Ein Transformator mit 100 Megawatt (MW) Nennleistung bekommt Erzeugungsanlagen mit 200 MW. Das trägt, weil Last, Wind und Sonne ihre Spitzen zu verschiedenen Zeiten erreichen. Ein Batteriespeicher am Umspannwerk nimmt die Mittagsspitze auf und gibt sie in den Abendstunden wieder ab. Von der zusätzlichen Photovoltaik geht so im Mittel rund ein Prozent der Jahresenergie verloren, ohne Speicher sind es fünf Prozent.

Pfalzwerke und Westnetz liefern die Daten für Batteriespeicher an Umspannwerken

Die Messwerte stammen von 20 Transformatoren aus 13 Umspannwerken der Pfalzwerke Netz AG und der Westnetz GmbH, mit Nennleistungen zwischen 15 und 80 Megavoltampere (MVA). David Geiger, Maximilian Pfennig und Jan Dobschinski legten die Lastgänge des Jahres 2025 in stündlicher Auflösung zugrunde und werteten 3.040 Jahressimulationen aus. Weil sich die Standorte in Last und Bestandsanlagen stark unterscheiden, ist das eine Prozent ein Mittelwert und keine Anschlusszusage für ein einzelnes Umspannwerk.

Der Speicher in dieser Rechnung fällt kleiner aus als der Transformator. Bei einem Trafo mit 100 MW reichen 40 MW Speicherleistung und 160 Megawattstunden (MWh) Kapazität, also vier Stunden Betrieb unter Volllast. Er lädt, wenn Strom an der Börse billig ist, und speist wieder ein, wenn er teuer wird. Die Grenze des Transformators überschreitet er dabei nie. Dabei zählt mehr, wie lange der Speicher durchhält, als wie viel er auf einen Schlag aufnimmt.

Wer den Speicher nach den Börsenpreisen fährt, verdient damit im Schnitt 2,8 Millionen Euro im Jahr, gerechnet je Transformator. Richtet er ihn stattdessen allein auf die Entlastung des Transformators aus, bleibt davon je nach Überbauung ein Siebtel bis knapp die Hälfte. Die Abregelung sinkt dafür nur von 1,1 auf 0,7 Prozent. Investitionen, Betrieb und Netzentgelte sind in keiner der beiden Zahlen enthalten.

Dass Speicher direkt am Umspannwerk entstehen, lässt sich inzwischen besichtigen. In Klostermansfeld in Sachsen-Anhalt baut BW ESS am 50Hertz-Umspannwerk Zirkelschacht einen Speicher mit 1.000 MW Leistung und 5.700 MWh Kapazität. Ein zweites Projekt mit 348 Containern hat im August die Baugenehmigung erhalten (mehr dazu: Europas größter Batteriespeicher-Park). Diese Anlagen hängen an der Höchstspannung und vermarkten ihren Strom, die Fraunhofer-Rechnung setzt eine Ebene tiefer an, am Übergang von Hoch- zu Mittelspannung. Dort arbeitet das Bayernwerk seit 2024 mit netzdienlichen Speichern, die Netzausbau ersetzen.

1.313 Umspannwerke liegen in ländlichen Regionen mit viel Erzeugung

Für die bundesweite Einordnung griffen die Autoren auf OpenStreetMap zurück, weil es keine vollständige Datenbank der Umspannwerke in Netzebene 4 gibt. So kamen sie auf 3.621 Standorte. 1.313 davon liegen ländlich und sind von erneuerbarer Erzeugung geprägt. Für diese Standorte nehmen die Autoren an, dass auch genügend Fläche für neue Freiflächenanlagen vorhanden ist.

Zu den 150 GW Photovoltaik treten in dieser Rechnung 60 GW Batterieleistung mit 240 Gigawattstunden (GWh) Kapazität. Die Rechnung endet allerdings an der Grenze des Transformators. Engpässe im vorgelagerten Hochspannungsnetz, verfügbare Flächen und Genehmigungen haben die Autoren nicht untersucht.

Der Bundestag berät am Donnerstag EEG-Novelle und Netzpaket

Die Abgeordneten beraten beide Gesetze an diesem Donnerstag in erster Lesung, beschlossen ist damit nichts. Der Entwurf zum Energiewirtschaftsrecht erlaubt Verteilnetzbetreibern, Netzabschnitte für bis zu sechs Jahre als Engpassgebiet auszuweisen. Die Schwelle liegt bei fünf Prozent der Jahreserzeugung, die sich im Gebiet nicht abtransportieren ließ.

In solchen Gebieten sollen Betreiber für einen Teil der abgeregelten Mengen keine Entschädigung mehr bekommen. Betroffen sind 18 Prozent der Mengen in Windvorranggebieten und 20 Prozent anderswo (mehr dazu: Netzpaket und EEG-Novelle). Wie sich eine dynamische Begrenzung der Einspeiseleistung juristisch fassen lässt, verhandelt die Branche derzeit an Paragraf 9 des EEG.

„In den bestehenden Netzen stecken erhebliche Reserven, wenn wir Speicher intelligent einsetzen", sagt Carsten Körnig, Hauptgeschäftsführer des BSW-Solar. Der Verband fordert, die Ergebnisse in der anstehenden Novelle der Netzanschlussregeln zu berücksichtigen. Körnig rechnet mit Einsparungen in Milliardenhöhe beim Netzausbau.

Heben lässt sich die Reserve allerdings nur, wenn Netzbetreiber Umspannwerk, Speicher und Solarpark zusammen betrachten, laufend messen und dynamisch begrenzen. Das schreiben die Autoren ausdrücklich in ihre Kernbotschaft. Ohne Messtechnik am Umspannwerk bleibt die Reserve rechnerisch da, aber unzugänglich.

Genau dafür fehlt bisher der wirtschaftliche Anreiz. Netzbetreiber refinanzieren ihre Investitionen über die Netzentgelte, das eingesetzte Kapital wird ihnen reguliert verzinst. Ein Speicher oder eine Messstelle, die den Ausbau zeitlich verschiebt, verkleinert diese Kapitalbasis. Tim Meyer hat die Kostenfrage der deutschen Verteilnetze deshalb als Management- und Anreizproblem beschrieben. Als größten Hebel nennt er in seiner Studie für die European Climate Foundation die Digitalisierung der Netze.

Was der Ausbau den betroffenen Regionen einbringt, hat das Bundeswirtschaftsministerium unterdessen ohne Pressemitteilung veröffentlicht. Das Berlin-Institut für Bevölkerung und Entwicklung, das Institut für ökologische Wirtschaftsforschung und IW Consult berechneten darin die regionale Wertschöpfung aus Wind und Photovoltaik.

Danach steigt die direkte Wertschöpfung beider Technologien bis 2033 von rund zehn auf rund 21 Milliarden Euro im Jahr. Der Anteil, der in den Standortregionen bleibt, wächst von 5,4 auf 12,3 Milliarden Euro. Aus 51.000 direkten Vollzeitstellen werden über 100.000. In den Landkreisen mit dem stärksten Solarausbau führen die Autoren zehn Prozent des Wirtschaftswachstums der vergangenen zehn Jahre auf diesen Ausbau zurück.

Beide Rechnungen zielen auf dieselben Landkreise: viel Fläche, viel Erzeugung, wenig Last. Am Donnerstag beginnt die parlamentarische Beratung darüber, wie der Anschluss weiterer Anlagen dort künftig geregelt wird.

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