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TDas weltweite Stromnetz erstreckt sich über eine Länge von rund 80 Millionen Kilometer, grösstenteils als Freileitungen gebaut, unterteilt zu 93% als Verteil- und zu 7% als Ü�����tragungsnetz, und erfährt einen Zuwachs von rund 1 Million Kilometer pro Jahr.¹ Grob lässt sich das Stromnetz in vier Spannungsebenen einteilen. Als Ü�����tragungsnetz wird das
Höchstspannungsnetz mit 380/220 Kilovolt (kV) bezeichnet. Es dient zur Fernübertragung (mit minimalem Spannungsverlust) und der Einspeisung der Erzeuger mit sehr grosser Leistung von mehreren 100 Gigawatt (GW). Alle übrigen Spannungsebenen werden als Verteilnetz bezeichnet. Darunter fällt das Hochspannungsnetz mit 110 kV zur Einspeisung mittelgrosser Erzeuger und Versorgung grosser Abnehmer. Das Mittelspannungsnetz von 1-50 kV dient zur Einspeisung kleinerer lokaler Erzeuger wie Stadtwerke, Windparks oder Solarfelder, versorgt mittelgrosse Abnehmer und dient der kommunalen Grobverteilung. Das Niederspannungsnetz (400/230 V) verteilt den Strom zu den Privathaushalten oder zum Gewerbe und nimmt den überschüssigen Strom von Photovoltaik-Dachanlagen auf oder versorgt Wärmepumpen.² Die jährlichen Investitionen in das weltweite Stromnetz beliefen sich im Jahr 2022 auf rund 300 Milliarden US-Dollar.³

Will man das Ziel der Klimaneutralität erreichen, muss der Netzausbau Hand in Hand mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien erfolgen. Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA) sind bis 2030 Investitionen in Höhe von 450 Milliarden US-Dollar pro Jahr erforderlich, um den Anteil erneuerbarer Energien am Energiemix zu erhöhen, wobei 60% in die Erzeugung und 40% in das Stromnetz investiert werden müssen. Der für den Ausbau des Stromnetzes nötige Anteil wird für die Periode 2041 bis 2050 sogar auf 50% prognostiziert, bei dann jährlichen Investitionsausgaben von gut 800 Milliarden US-Dollar.³

Abbildung 1: Jährliche Investitionen in erneuerbare Energien und Stromnetze

Angekündigte Zusagen in Mrd. USD, 2016–2050E

EMDEs – Entwicklungs- und Schwellenländer
Quelle: IEA (2022), World Energy Outlook 2022, IEA (2023), World Energy Investment 2023.
IEA 2023; Average annual investment in grids and renewables by regional grouping in the Announced Pledges Scenario, 2016-2050, Link, License: CC BY 4.0 Dies ist eine von Credit Suisse SA���ʴ�ı aus IEA-Materialien abgeleitete Arbeit, für die Credit Suisse SA���ʴ�ı allein haftet und verantwortlich ist. Das abgeleitete Werk wird von der IEA in keiner Weise gebilligt.

Laut der EU Kommission wird der Stromverbrauch infolge der zunehmenden Elektrifizierung des Wärme-, Verkehrs- und Industriesektors bis 2030 voraussichtlich um 60% steigen. Dies bedeutet, dass in Europa die Stromnetze beschleunigt ausgebaut werden müssen. Die laufend neu installierten Wärmepumpen und Ladestationen für Elektrofahrzeuge, gekoppelt mit der zunehmenden Dezentralisierung der Stromproduktion beanspruchen das Netz zusätzlich. Zudem stammt immer mehr Energie aus erneuerbaren Quellen, was den Bedarf an erzeugungs- und lastseitiger Flexibilität stark erhöht. Ein digitales Energiemanagement kann dazu beitragen, dezentrale erneuerbare Energien optimal in das System zu integrieren und Versorgungsunterbrechungen zu minimieren. Insgesamt wird der Investitionsbedarf in die Strominfrastruktur zwischen 2020 und 2030 auf 584 Milliarden Euro geschätzt.⁴

Der Zubau an erneuerbaren Energieträgern verändert damit die Prämissen für das Versorgungsnetz. Angebotsseitig wird sich der Primärenergiemix voraussichtlich zugunsten der erneuerbaren Energien verändern. Dabei könnte vor allem der Anteil der wetterabhängigen und standortgebundenen Energieträger Photovoltaik und Windenergie deutlich steigen, während regelbare erneuerbare Energien wie Biomasse und Wasserkraft nur mehr geringfügig zulegen dürften. Die Energieversorgung wird dezentral. An die Stelle weniger Grosskraftwerke dürften viele mittlere und kleinere Erzeuger treten, die sich dort ansiedeln, wo die günstigsten klimatischen und geografischen Bedingungen herrschen.

Unterschiede zwischen Energieerzeugung und -verbrauch müssen ausgeglichen werden können, um die Funktionalität des Netzes trotz zeitlicher Nachfrageschwankungen zu gewährleisten. Ein besonders eindrückliches Beispiel ist Kalifornien, wo die Solarenergie stark an Bedeutung gewonnen hat. Das sogenannte Phänomen der «Duck Curve» entsteht durch die hohe Produktion von Solarenergie bei gleichzeitig geringer Nachfrage zur Mittagszeit.

Abbildung 2: Die kalifornische «Duck Curve»

Quelle: California Independent System Operator (CAISO), U.S. Energy Information Association (IEA),
https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=56880, abgerufen am 09.10.2023

Angesichts der tageszeitbedingt schwankenden Stromnachfrage und des zeitlichen Ungleichgewichts zwischen Produktion und Verbrauch kommt der Energiespeicherung grosse Bedeutung zu, zumal der Netzausbau mit der Produktion nicht Schritt hält. Bereits heute warten laut IEA weltweit erneuerbare Energieprojekte von 3000 Gigawatt (GW), davon 1500 GW in fortgeschrittenen Planungsstufen, auf ihre Genehmigungen für einen späteren Netzanschluss.⁵

Auch in Deutschland führen die vermehrte Einspeisung erneuerbarer Energien und der schrittweise Ausstieg aus fossilen Energieträgern und der Kernenergie zu steigenden Netzengpässen. Der Grund liegt in den noch fehlenden Stromautobahnen, um Windstrom von der Nord- und Ostseeküste in die dichtbesiedelten und industriereichen südlichen Bundesländer zu transportieren. Um eine Ü�����lastung des bestehenden Netzes zu verhindern, weist der Höchstspannungsnetzbetreiber die Energieerzeuger an, die Leistung bestimmter Anlagen zu drosseln und andernorts hochzufahren («redispatch»).⁶ Wie in Abbildung 3 ersichtlich, ist Windenergie überproportional von der Abregelung betroffen, während mit primär Steinkohle und Erdgas betriebene Werke hochgefahren werden. Die im Jahr 2022 abgeregelte Stromproduktion von 8000 GWh entspricht dabei in etwa der Jahresleistung eines mittleren Kernkraftwerks mit einer Leistung von 1 GW.⁷

Abbildung 3: Zunahme der Redispatch Massnahmen in Deutschland

Quelle: Bundesnetzagentur: Jahresberichte zum Netzengpassmanagement, abgerufen am 30.11.2023.

Redispatch-Massnahmen sind aufwendig und teuer. Die Kosten des Einspeisemanagements, die auf die Netznutzungsentgelte umgelegt werden, sind in den letzten Jahren in Deutschland deutlich gestiegen. Während im Jahr 2020 noch 240 Millionen Euro auf die Netzkosten umgelegt wurden, lag dieser Wert im Jahr 2022 bereits bei 2,7 Milliarden Euro. Dieser Wert setzt sich aus 1,8 Milliarden Euro für das Zuschalten fossiler Kraftwerke – getrieben durch die gestiegenen Brennstoffpreise – und aus 0,9 Milliarden Euro für die finanzielle Kompensation hauptsächlich der Windparkbetreiber zusammen.⁸

Schwankende Einspeiseleistungen von erneuerbaren Energieanlagen, die neue dezentrale Verteilung der Stromerzeugung und das Einspeisemanagement machen eine umfangreiche Anpassung und einen beschleunigten Ausbau der Netzinfrastrukturen notwendig. Mit dem jüngst vorgelegten Aktionsplan der EU sollen Vorhaben beschleunigt durchgeführt und die langfristige Netzplanung verbessert werden, um mehr Strom aus erneuerbaren Quellen zu nutzen und die elektrifizierte Nachfrage, einschliesslich Wasserstoff, ins Energiesystem zu integrieren.⁹

Deutschland beabsichtigt mit dem Einstieg beim Höchstspannungsnetzbetreiber Tennet die Planungsverfahren zu beschleunigen. Zudem soll als Investitionsanreiz bei Neuinvestitionen im Verteilnetz durch eine Neuberechnung des Eigenkapitalzinssatzes die Verzinsung ab dem 1. Januar 2024 markant erhöht werden.¹⁰ Und auch bei den Neuinvestitionen bei Offshore-Windparks und Interkonnektoren sollen die Eigenkapitalverzinsungen angepasst werden.

Ferner sieht der Netzentwicklungsplan in Deutschland den Bau von 12 GW Pumpspeicherkraftwerken und bis zu 168 GW Gross- und Kleinbatteriespeichern vor, wobei auch Wasserstoff als Energieträger zur saisonalen Speicherung von erneuerbarer Energie genutzt werden könnte.¹¹

Die auf dieser Seite erwähnten Unternehmen dienen nur zu Illustrationszwecken und stellen weder eine Aufforderung noch ein Angebot zum Kauf oder Verkauf von Anteilen oder Anlagen dar.

1. IEA (2023). Electricity Grids and Secure Energy Transitions. September 2023, S. 14, 91.
2. Michael Huber (2022). Ist der Ausbau des Stromnetzes für die Energiewende unverzichtbar? Celle. Version 01.04.2022.
3. IEA (2023). Electricity Grids and Secure Energy Transitions. September 2023, Seiten 14, 91.
4.��, abgerufen am 30.11.2023.
5. IEA (2023). Electricity Grids and Secure Energy Transitions. September 2023, Seite 43.
6. TenneT (n.d.). , abgerufen am 16.10.2023.
7.��; Ganzjahreszahlen und
Quartalsberichte, 2022, abgerufen am 30.11.2023.
8. bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Netzengpassmanagement/start.html; Zahlen zu Netzengpassmanagementmassnahmen – gesamtes Jahr 2022, Seiten 5, 9; abgerufen am 30.11.2023.
9. Europäische Kommission (2023). Kommission legt Massnahmen zur Beschleunigung des Ausbaus der Stromnetze vor. Veröffentlicht am 28.11.2023. Link. Abgerufen am 04.04.2024
10.��; Laut Bundesnetzagentur könnte der Eigenkapitalzinssatz nach aktuellen Prognosen von 5,07% auf 7,09% steigen.
11.��; Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045, Version 2023, 2. Entwurf, S. 23.; abgerufen am 30.11.2023.