Solaranlagen: Jetzt wird's teuer! Prof. Rieck und Prof. Leukefeld
Die Stromnetze brechen unter der Last des Solarstroms zusammen. Um den Netzkollaps zu verhindern, sollen Solarbetreiber für die Einspeisung zahlen. Die Hintergründe erklärt Prof. Leukefeld ist Professor für hochgradig energieautarke Gebäude und erklärt im Interview die Hintergründe.Die beschriebene Webseite Oma Merenke (Lösungen für den Normalverbraucher):
https://www.oma-merenke.de/
Das Diskussionspapier der Bundesnetzagentur zur Netzentgeltsystematik:
https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Beschlusskammern/1_GZ/GBK-GZ/2025/GBK-25-01-1%233_AgNes/Downloads/Diskussionspapier.pdf?__blob=publicationFile&v=6
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►WEITERE INFORMATIONEN VON TEAM RIECK:
1. Hintergrund: Netzüberlastung als Systemproblem
Die Integration fluktuierender erneuerbarer Energien (EE) führt zu physikalischen und ökonomischen Verwerfungen. Solar- und Windenergie unterliegen wetterbedingten Schwankungen, die eine stabile Netzführung erschweren. Bei hoher Einspeisung (z. B. mittags bei Sonnenschein) entstehen lokale Überlastungen, da Netze historisch für zentrale, steuerbare Kraftwerke ausgelegt wurden. Technische Grenzen zeigen sich in:
Leitungsbelastungen: Überhitzung von Kabeln bei hohen Stromflüssen.
Spannungsprobleme: Dezentrale Einspeisung verändert die Spannungshaltung im Niederspannungsnetz.
Transformator-Kapazitäten: Ortsnetztransformatoren sind oft nicht für bidirektionale Ströme dimensioniert.
Negative Strompreise sind ein Marktversagen-Symptom: Bei Überangebot (z. B. starker Wind + Sonne) fehlen Flexibilitätsoptionen (Speicher, Lastmanagement). Erzeuger zahlen dann, um ihre Anlagen nicht abregeln zu müssen – ein Paradoxon, das Subventionsmechanismen (EEG) und fehlende Speicher offenbart.
2. Rechtliche Rahmenbedingungen: Zwischen Förderung und Umverteilung
Das EEG garantierte lange fixe Einspeisevergütungen, um Investitionen in EE zu stimulieren. Doch die Kostenexternalisierung – Netzentgelte wurden nicht an reale Belastungen gekoppelt – führt nun zu Reformdruck. §14a EnWG diskutiert leistungsbezogene Netzentgelte, um Anreize für netzdienliches Verhalten zu setzen. Die Bundesnetzagentur prüft zudem zeitvariable Tarife, die Spitzenlasten verteuern und Grundlast entlasten.
Kritisch ist die Rechtssicherheit: Altanlagen-Betreiber fürchten rückwirkende Belastungen, obwohl Investitionen unter alten Regeln getätigt wurden. Hier kollidieren Markteffizienz und Vertrauensschutz.
3. Lösungsansätze: Wirtschaftlichkeit und Steuerung
Batteriespeicher könnten Netzengpässe abfedern, doch ihre Wirtschaftlichkeit sinkt durch:
Kosten: Aktuell ~800–1.200 €/kWh (HTW Berlin).
Technische Limits: Wechselrichter begrenzen die Entladeleistung (typisch 5–10 kW), was Lastspitzen nicht vollständig abdeckt.
Netzdienliches Verhalten erfordert Smart-Meter-gestütztes Lastmanagement:
Flexible Tarife: Dynamische Preise steuern Nachfrage (z. B. E-Autos nachts laden).
Mieter-Eigentümer-Konflikt: Mieter haben kaum Einfluss auf Gebäudeinfrastruktur – hier sind Quartierslösungen (z. B. gemeinsame Speicher) oder Flatrate-Modelle (wie bei Prof. Leukefeld) notwendig.
4. Zukunftsprognosen: Blackout-Risiko und politische Fehler
Ein flächenhafter Blackout bleibt unwahrscheinlich, aber lokale Brownouts (gezielte Abschaltungen) sind realistisch, besonders in ländlichen Regionen mit schwachem Netz und hoher EE-Dichte.
Politische Fehler lagen im fehlenden Dreiklang:
Netzausbau (Proteste, Planungsdauer).
Speicherförderung (unterlassen).
Marktmechanismen (Preissignale kamen zu spät).
Alternativen wie Energiegemeinschaften oder Quartierspeicher könnten dezentral gegensteuern – doch hier bremst die Regulierung (z. B. Doppelbelastung mit Steuern/Abgaben).
5. Praxistipps: Anpassungsstrategien
Für Solaranlagen-Betreiber:
Eigenverbrauch maximieren (z. B. Wärmepumpen/Klimaanlagen solarsteuern).
Speicher nachrüsten – trotz Kosten, um zukünftige Abgaben zu mindern.
Für Mieter:
Förderungen nutzen (KfW 270 für Mieterstrom).
Druck auf Vermieter ausüben (Modernisierungsvereinbarungen).
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