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Das Netz von morgen. Unser Blick auf die Energiewende - jetzt digital.

Willkommen zur neuen Ausgabe von 3239+

Liebe Leserin, lieber Leser, 

Deutschland verfügt über eines der stabilsten Stromnetze der Welt. Gleichzeitig wird die Steuerung des Netzes durch die wachsende Einspeisung erneuerbarer Energien immer anspruchsvoller. In den vergangenen Jahren hat die dezentrale Energieerzeugung einen regelrechten Boom erlebt – von der Solarenergie über neue Windparks bis zu immer mehr Batteriespeichern, die ans Netz anzuschließen sind.

Wir als Übertragungsnetzbetreiber begrüßen diese Entwicklungen ausdrücklich. Sie bedeuten gleichzeitig, dass wir uns daran anpassen müssen. Ein Beispiel: Besonders an sonnenreichen, aber verbrauchsschwachen Tagen im Frühjahr oder Sommer können sogenannte Erzeugungsüberschüsse zu Engpässen im Stromnetz führen. Darauf bereiten wir uns vor.

Wie genau wir mit diesen Spitzen umgehen – sei es bei der Erzeugung als auch bei den zahlreichen Netzanschlussbegehren – zeigen wir in dieser neuen Ausgabe unseres digitalen Magazins 3239+

Wir wünschen Ihnen eine anregende Lektüre! 

Ihr Redaktionsteam

01

Photovoltaik-SpitzenSonnentage mit Schattenseiten

Solarpark

Die Energiewende schreitet voran, der Photovoltaik-Ausbau nimmt Fahrt auf – und stellt das Stromsystem vor neue Herausforderungen. Denn was gut für das Klima ist, kann für das Netz zur Belastung werden: temporäre Erzeugungsüberschüsse, sogenannte Photovoltaik-Spitzen. TransnetBW hat sich mit einem Kaskadentest in der Hauptschaltleitung in Wendlingen auf diesen Fall vorbereitet.

Sonnenschein und wolkenloser Himmel: das perfekte Wetter, um ein langes Feiertagswochenende im Frühjahr oder im Sommer draußen zu verbringen. In vielen Fabriken indes stehen die Maschinen still und der Stromverbrauch sinkt – während auf unzähligen Dächern Solarmodule weiter unablässig Strom ins Netz speisen. Was nach einem perfekten Tag für die Energiewende klingt, könnte in manchen Regionen zu einer Herausforderung für das Stromnetz werden.

Denn im Stromnetz muss jederzeit ein präzises Gleichgewicht herrschen: Einspeisung und Verbrauch müssen sich exakt die Waage halten. Überschüsse gefährden diese Balance. Sie entstehen insbesondere dann, wenn PV-Anlagen sehr viel Strom liefern – und dieser Strom vor Ort oder im Gesamtsystem nicht vollständig genutzt werden kann.

 

Was sind PV-Spitzen – und warum sind sie ein Problem?

PV-Spitzen bezeichnen Phasen, in denen Photovoltaikanlagen deutlich mehr Strom erzeugen, als nachgefragt oder abtransportiert werden kann. Das Risiko dafür ist besonders hoch an sonnigen Feiertagen, wenn die industrielle Stromnachfrage niedrig ist.

Die technische Herausforderung: Viele der eingespeisten Mengen Solarstroms sind nicht steuerbar. Ein Großteil der PV-Anlagen ist direkt an das Verteilnetz angeschlossen. Insbesondere kleinere Dachanlagen, die nach älteren gesetzlichen Rahmenbedingungen installiert wurden, speisen unabhängig vom Marktbedarf ein. Dadurch kann es zu lokalen Engpässen und sogar zu systemweiten Überproduktionen kommen.

Diese Situation führt zu zwei grundsätzlichen Problemen:

1. In den Verteilnetzen kann es zu Überlastungen kommen, wenn der erzeugte Strom nicht vollständig aufgenommen oder weitergeleitet werden kann.

2. Steigt die Erzeugung über den bundesweiten Bedarf, sinken die Strompreise – im Extremfall sogar in den negativen Bereich.

Überdies drohen Frequenzprobleme und Netzinstabilitäten, wenn sich Erzeugung und Verbrauch zu stark auseinanderentwickeln.

Julien Blaß, Teamleiter Operative Netzführung bei TransnetBW, spricht im Video-Interview über die Ergebnisse des Kaskadentests.

Umgang mit PV-Spitzen vorbereiten

PV-Spitzen können im Extremfall kritische Systemzustände auslösen. Wenn Einspeisung und Verbrauch über längere Zeit stark auseinanderklaffen, steigt die Netzfrequenz. Wird sie nicht schnell genug durch gezielte Gegenmaßnahmen stabilisiert, drohen Schutzabschaltungen von Anlagen, Frequenzabfall durch Gegenreaktionen oder im äußersten Fall kontrollierte Trennungen einzelner Netzsegmente – sogenannte Brownouts. Solche Eingriffe sind technisch möglich, aber mit erheblichen wirtschaftlichen und gesellschaftlichen Auswirkungen verbunden.

Im Stromnetz muss alles im Gleichgewicht bleiben – das gilt besonders dann, wenn Photovoltaikanlagen an sonnigen Tagen mehr Strom liefern, als verbraucht wird. Doch viele dieser Anlagen sind nicht direkt steuerbar. Und genau hier setzt der sogenannte Kaskadentest in der Hauptschaltleitung von TransnetBW an.

Der Kaskadentest fand am 9. April zwischen 14 und 15 Uhr statt und hatte keine Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit.

TransnetBW kann als Übertragungsnetzbetreiber nicht direkt auf jedes einzelne Solarmodul zugreifen – vor allem, wenn dieses an ein lokales Verteilnetz angeschlossen ist. Stattdessen funktioniert das System kaskadierend: TransnetBW informiert zunächst die Verteilnetzbetreiber erster Ordnung, die direkt ans Übertragungsnetz angeschlossen sind. Diese geben die Steueranweisung weiter – über weitere Netzebenen bis zu den Anlagen selbst.

Diese strukturierte Informations- und Steuerkette wird als Kaskade bezeichnet – und genau sie stand beim Kaskadentest im Mittelpunkt.

Zum ersten Mal wurde dieser Test nicht nur als Kommunikationstest durchgeführt, sondern mit einer realen Steueranforderung: Netzbetreiber wurden aufgefordert, Photovoltaikanlagen tatsächlich abzuregeln. Ziel war es, zu überprüfen, ob die Anlagentechnik und die Abstimmung zwischen den Netzebenen im Ernstfall zuverlässig funktionieren.

Während des Kaskadentests wurden in der Hauptschaltleitung von TransnetBW diese Punkte analysiert:

- Wie viele Anlagen reagieren auf den Steuerbefehl?

- Wie verändert sich die Einspeiseleistung an zentralen Umspannpunkten?

- In welchen Regionen ist die Steuerung bereits stabil – und wo besteht Nachsteuerungsbedarf?

Die Ergebnisse sind ermutigend: Erste Auswertungen zeigen, dass geschätzte 70 Prozent der betroffenen Anlagen wie gewünscht auf die Steueranweisung reagierten. Diese Quote wurde anschließend mit den Verteilnetzbetreibern analysiert, um die technische Steuerbarkeit dort zu verbessern, wo es noch hakt. Die Erkenntnisse fließen direkt in die Vorbereitung auf systemkritische Situationen – etwa an langen Feiertagswochenenden – ein.

„Die Kaskade hat funktioniert und wir konnten viele Anlagen erreichen. Der Test hat aber auch gezeigt, dass die Netzbetreiber aller Ebenen noch ein gutes Stück Arbeit vor sich haben, um die fehlenden 30 – 40 % an angeforderter Leistung ebenfalls in Zukunft zu erreichen.“

Julien Blaß, Teamleiter Operative Netzführung

Gerade in Regionen mit hoher Photovoltaik-Dichte und gleichzeitig geringem Verbrauch – etwa im Norden Baden-Württembergs oder im Bodenseeraum – ist die Gefahr besonders groß, dass zu viel Strom eingespeist wird, der nicht lokal genutzt werden kann. Stadtlastzentren wie Stuttgart oder Karlsruhe sind hingegen weit weniger betroffen.

Wenn es in diesen ländlichen Regionen nicht gelingt, PV-Anlagen gezielt und koordiniert abzuregeln, drohen lokale Netzüberlastungen. Der Kaskadentest zeigt, dass ein gezieltes, abgestimmtes Vorgehen möglich ist – wenn alle Ebenen zusammenarbeiten.

 

Drei Maßnahmenpakete: Markt, Technik, Verantwortung

Kaskadentests sind nur ein Baustein in einem umfassenden Maßnahmenpaket. TransnetBW setzt auf ein Zusammenspiel aus technischer Innovation, systemischer Weitsicht und marktwirtschaftlicher Steuerung.

Wichtige Elemente sind dabei:

- Flexibilitäten wie Speicher und steuerbare Verbraucher,

- regelbare PV-Anlagen mit intelligenter Einspeisetechnik,

- digitale Plattformen wie die App StromGedacht, die Verbraucherinnen und Verbraucher aktiv einbeziehen.

Insbesondere die Kombination aus Speicherlösungen und smarter Steuerung zeigt, dass auch kleinere Anlagen zur Stabilisierung beitragen können.

 

Fazit: Kaskadentest erfolgreich

Die Energiewende verändert unser Stromsystem grundlegend. Dass ausgerechnet Sonnenschein eine Herausforderung darstellen kann, zeigt die Komplexität dieses Umbaus. Doch TransnetBW begegnet dieser Komplexität mit Weitblick, Technik und Verantwortung.

Mit Maßnahmen wie den Kaskadentests sorgt das Unternehmen dafür, dass die vielen neuen PV-Anlagen auch im Ernstfall zuverlässig in das System integriert bleiben. So entsteht ein Netz, das mit der Energiewende wächst – sicher, robust und verlässlich.

02

Zahlen, Daten und Fakten zur EnergiewendeAuf dem Weg zum klimaneutralen Stromnetz

Mit einem Anteil von 66 % im 30-Tage-Schnitt zeigen die Erneuerbaren, was heute schon möglich ist. Photovoltaik, Windkraft, Biomasse und Wasserkraft übernehmen zunehmend die Stromversorgung – an manchen Tagen sogar fast vollständig. Wir zeigen, wie sich der Anteil der erneuerbaren Energien in den vergangenen Jahren entwickelt hat.

Klicken Sie sich durch unsere drei Storys, um mehr zu erfahren.

„Wir sind davon überzeugt, dass sich jede Investition in ein klimaneutrales Energiesystem lohnt, denn wir glauben an die Zukunft eines lebenswerten Planeten Erde.“

Geschäftsführung TransnetBW

03

Batteriespeicher"Wir erleben einen wahren Boom an Netz­anschluss­anfragen"

Was haben Netzanschlussbegehren mit einer gelungenen Transformation des Energiesystems zu tun? Das beantwortet Dr. Andreas Bublitz, Leiter der Abteilung Netzzugang und Netzkunden bei TransnetBW, in folgendem Interview.

Dr. Andreas Bublitz
Dr. Andreas Bublitz: Der promovierte Wirtschaftsingenieur vom Karlsruher Institut für Technologie hat 2018 bei TransnetBW in der Netzplanung begonnen, hat dort seit 2021 das Team „Netzdynamik & Systemverhalten“geleitet, bevor er 2023 Leiter der Abteilung „Netzzugang & Netzkunden“ geworden ist.

Andreas, was genau macht die Abteilung, die du bei TransnetBW leitest?

Die Abteilung Netzzugang und Netzkunden beschäftigt sich mit dem netzwirtschaftlichen Teil der Anschlüsse an unser Netz. Wir betreuen alle bestehenden Netzkunden, berechnen die Netznutzungsentgelte und verantworten die vollständige Messung, Zuordnung und Ausbilanzierung der Energiemengen im Übertragungsnetz. Darüber hinaus bearbeiten wir alle Netzanschlussbegehren. Angesichts der Transformation unseres Stromsystems hin zu einem klimaneutralen Stromsystem ändert sich die Landschaft der Netzanschlüsse. 

 

Siehst du dadurch wachsende Aufgaben in deiner Abteilung?

Ja, ganz massiv. Wir erleben einen wahren Boom an Netzanschlussanfragen. Mittlerweile haben wir Anfragen in einer Größenordnung von mehr als 15 Gigawatt (GW) Anschlussleistung. Das übersteigt die derzeitige Höchstlast in Baden-Württemberg um einige Gigawatt. 

 

Von wem kommen die Anfragen?

Die meisten Anfragen kommen von Batteriespeicherbetreibern. Darüber hinaus haben wir Netzanschlussbegehren von Verteilnetzbetreibern und von einzelnen Industrie- und Erneuerbare-Energien-Anlagen.

 

Was ändert sich dadurch?

Für uns ändert sich fast alles. In der Vergangenheit waren einzelne Kraftwerke und regionale Verteilnetzbetreiber an unser Netz angeschlossen. Da gab es bekannte Ansprechpersonen und langfristige Planungssicherheit. Nun prasseln neue Anfragen förmlich auf uns ein und die Kunden wünschen, kurzfristig – in der Regel innerhalb von zwei bis drei Jahren – angeschlossen zu werden.

 

Könnt ihr die Netzanschlussbegehren in irgendeiner Weise priorisieren?

Eine Priorisierung wäre von Vorteil, aber derzeit gibt das die rechtliche Lage kaum her. Wir sind verpflichtet, ein Netzanschlussbegehren, sofern keine technischen Unmöglichkeiten oder wirtschaftlichen Unzumutbarkeiten dagegensprechen, umzusetzen. Wir bräuchten ein Verfahren, bei dem wir vorausschauend auf die gesamten Bedarfe blicken und nicht jede Anfrage nach dem Prinzip „First come, first served“ bedienen. Es ist bereits schwierig, mehrere Netzanschlussanfragen für denselben Punkt zu bearbeiten, weil wir die sensiblen Geschäftsinformationen nicht ohne Einverständnis aller Beteiligten teilen können. Es gibt an vielen Stellen Verbesserungsbedarf.

 

Was schlägst du vor, um das Verfahren zu verbessern?

Es wäre sinnvoll, Vorzugsregionen mit bereits verfügbaren Netzanschlusskapazitäten auszuweisen, um systemische Effekte zu kombinieren, beispielsweise durch den Bau von Batteriespeichern und Solarparks an einem Netzanschlusspunkt. Alternativ könnte man – analog zu den Ausschreibungen für erneuerbare Energien – die Anschlussleistung für Batteriespeicher oder Rechenzentren verauktionieren. Dadurch könnte man je nach Anschlussnehmer differenzieren und den Aufwand für alle Beteiligten reduzieren. Eine weitere Möglichkeit wäre ein Wechsel von „First come, first served“ zu „First ready, first served“, um zu verhindern, dass unreife Projekte Netzanschlusskapazitäten blockieren.

„Aktuell müssen wir gleichzeitig die Netz­anschluss­begehren und die Projekte aus dem Netz­entwicklungs­plan umsetzen. Hier entsteht eine Konkurrenz­situation, die durch die angespannten Liefer­ketten noch verschärft wird.“

Dr. Andreas Bublitz

Lauft ihr bei der Umsetzung in Engpässe rein, was zum Beispiel Personal und Lieferketten anbelangt?

Mit dem Netzentwicklungsplan haben wir versucht, den Netzausbau für die nächsten 10 bis 20 Jahre zu planen, und dafür auch Marktabfragen durchgeführt. Bei den Marktabfragen haben wir wenig Rückmeldung erhalten, sodass wir nicht vorab wissen konnten, an welchen Stellen ein Batteriespeicher oder ein Rechenzentrum entstehen wird. Das Netz wird bereits an vielen Stellen ausgebaut, aber für einen neuen Anschluss mit der Leistung einer Stadt wie Mannheim oder Karlsruhe müssen selbstverständlich weitere netztechnische Maßnahmen durchgeführt werden. Jetzt müssen wir gleichzeitig die Netzanschlussbegehren und die Projekte aus dem Netzentwicklungsplan umsetzen. Hier entsteht eine Konkurrenzsituation, die durch die Lieferkettenengpässe noch verschärft wird.

 

Seht ihr in den nächsten Jahren eine ähnliche Welle an Anfragen von Elektrolyseuren auf euch zukommen?

Von dem, was wir bisher gesehen haben, zeichnet sich bei den Elektrolyseuren ein starkes Nord-Süd-Gefälle ab. Es gibt Netzanschlussanfragen im zweistelligen Gigawatt-Bereich in Norddeutschland, bei uns jedoch nichts Vergleichbares.

 

Heißt das, der Wasserstoff muss nach Baden-Württemberg transportiert werden, und wird nicht dort erzeugt?

Darauf deutet einiges hin. Da der Ausbau des Wasserstoffnetzes bis nach Baden-Württemberg noch Zeit benötigt, könnte der Einsatz von Elektrolyseuren in Baden-Württemberg notwendig sein, um die zeitnahen Bedarfe der Industrie zu decken. 

 

Bekanntermaßen ist im Verteilnetz die Masse an Erneuerbaren-Anschlüssen ein Problem. Merkt man das auch im Übertragungsnetz?

Wir haben in Baden-Württemberg bisher keine Solarparks an das Übertragungsnetz angeschlossen. Ich bin überzeugt, dies hängt stark damit zusammen, dass die benötigten Flächen für große Solarparks in Baden-Württemberg rar beziehungsweise die Bodenrichtwerte im deutschlandweiten Vergleich hoch sind. Bei der Windenergie ändert sich dies in den nächsten Jahren: Mit einer beachtlichen Leistung von ca. 200 MW entsteht im Altdorfer Wald ein Windpark, der voraussichtlich bis 2030 an unser Übertragungsnetz angeschlossen werden soll.

 

Spielt der Baukostenzuschuss eine wichtige Rolle für die Netzanschlussbegehren in der Zukunft?

Baukostenzuschüsse haben eine Steuerungs- und Lenkungsfunktion. Sie sorgen dafür, dass Anschlussnehmer an den Kosten, die sie im Netz verursachen, beteiligt werden und dadurch die Netzanschlussleistung nicht überdimensioniert wird. Es ist daher wichtig, dass es einen Baukostenzuschuss geben wird, und wir sind gespannt, wie dieser auf den Markt wirkt. Vor dem Hintergrund, dass wir in Deutschland heute Anfragen in einer Größenordnung von über 160 GW Anschlussleistung bei Batteriespeichern haben, im Netzentwicklungsplan bis 2045 aber nur etwa 40 GW an Batteriegroßspeichern vorgesehen sind, hoffen wir auf ein Signal, das für einen sinnvollen Zubau sorgt, ohne den Markt abzuwürgen. Das Konzept des Baukostenzuschusses hat heute jedoch nur die Lasten im Blick. Wir wünschen uns, dass man zukünftig auch die Erzeugungsseite einbezieht, denn auch da entstehen Kosten.

 

Siehst du neben dem Baukostenzuschuss weitere Instrumente, die wirksam wären, um mit den vermehrten Netzanschlussbegehren umzugehen?

Wir kommen aus einer Zeit, in der ausreichend Anschlusskapazität im Netz vorhanden war und es darum ging, möglichst schnell ans Netz anzuschließen. Dieser Grundgedanke ist auch heute noch in den Gesetzen und Verordnungen vorzufinden. Die Anschlusskapazitäten sind mittlerweile deutlich knapper. Es wäre daher sinnvoll, steuernd einzugreifen und zwischen unterschiedlichen Netzanschlusstypen zu priorisieren, um die unterschiedlichen politischen und energiepolitischen Ziele zu erreichen. Da wir als Übertragungsnetzbetreiber stets diskriminierungsfrei agieren, können wir dies nicht selbst übernehmen. Hier muss die Politik Leitlinien vorgeben.

Selbst erklärt: Netzanschluss bei TransnetBW

Der Neuanschluss von erneuerbaren Energieanlagen (EE-Anlagen), Kraftwerken, Elektrolyseuren und leistungsstarken Batteriespeichern (über 100 MW) spielt eine zentrale Rolle in der Energiewende und ist essenziell, um die Klimaneutralitätsziele der Bundesregierung bis 2045 zu erreichen.

Was bedeutet der Batteriespeicher-Boom für den Bereich Netzanschlussverfahren? Domenic Schumacher sorgt mit seinem Team dafür, dass neue Anlagen wie Batteriespeicher, Photovoltaikparks oder Rechenzentren erfolgreich an das Übertragungsnetz von TransnetBW angebunden werden. 

Schumacher hat uns in den Prozess von der ersten Anfrage über die Prüfung bis hin zur Vertragsunterzeichnung mitgenommen.

Porträtbild Domenic Schumacher
Domenic Schumacher ist Manager für Netzanschlussanfragen und Netzanschlussverfahren in der Abteilung Netzzugang und Netzkunden.

Domenic Schumacher ist seit Oktober 2024 Teil von TransnetBW und arbeitet als Manager für Netzanschlussanfragen und Netzanschlussverfahren in der Abteilung Netzzugang und Netzkunden. Der studierte Wirtschaftsingenieur bringt Erfahrungen aus der Gas- und Kommunalwirtschaft mit. Bei TransnetBW bildet er mit seinem Team die Schnittstelle zwischen dem Antragsteller und internen Fachbereichen – etwa Asset-Management oder Technik. Seine Abteilung steuert den Prozess von der ersten Anfrage bis zur Netzanschlusszusage und Vertragsunterzeichnung.

Alle Netzanschlussbegehren landen in einem zentralen Postfach. Domenic Schumacher und sein Team prüfen eingegangene Unterlagen, beantworten Rückfragen und behalten den Überblick über laufende Projekte und Fristen. Dabei geht es nicht nur um technische Parameter, sondern auch um Koordination und Kommunikation. Was auf dem Papier nach klaren Abläufen klingt, ist in der Praxis ein dynamischer und anspruchsvoller Prozess. Besonders deutlich zeigt sich das beim Thema Batteriespeicher. Seit 2022 hat die Anzahl entsprechender Anfragen massiv zugenommen. Aktuell machen Batteriespeicher über 70 Prozent der angefragten Anschlussleistungen aus – mit einem Volumen von über 12 Gigawatt. Damit übersteigen sie deutlich den perspektivischen Bedarf und stellen sowohl organisatorisch als auch systemtechnisch eine große Herausforderung dar.

„Von Kundenseite hören wir oft, dass es einen Run, insbesondere auf die Grundstücke nahe unseren Umspannwerken gibt und es schwierig ist, diese zu sichern“, berichtet Schumacher. „Wir gehen davon aus, dass die Anzahl an Netzanschlussanfragen für Batteriespeicher weiter steigen wird. Gleichzeitig übersteigt die angefragte Leistung den perspektivischen Bedarf an installierten Batteriespeichern deutlich.“

Um diesem Run zu begegnen, wurde der Bearbeitungsprozess für Batteriespeicher nach der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) standardisiert. Damit gelten strenge zeitliche Vorgaben. Zusätzlich dazu bestehen klare Anforderungen an die Unterlagengüte – etwa ein exklusives Grundstückszugriffsrecht.

Ein zentraler Aspekt seiner Arbeit ist deshalb die Prozessoptimierung. Gemeinsam mit seinem Team hat Schumacher kürzlich die Anforderungen für Batteriespeicher-Anfragen auf der TransnetBW-Website öffentlich gemacht. 

„Der Prozess und die zeitliche Abfolge sind transparent und für beide Seiten nachvollziehbar. Aufgrund der engen zeitlichen Fristen setzen wir einen hohen Standard an die Unterlagengüte wie das exklusive Zugriffsrecht auf ein Grundstück voraus. Mit diesem Vorgehen können wir unsere begrenzten Ressourcen auf die Netzanschlussanfragen und Projekte fokussieren, deren Umsetzung am erfolgversprechendsten ist.“

„Ich bin optimistisch, dass wir die Heraus­forderung der steigenden Netz­anschluss­anfragen meistern werden.“

Domenic Schumacher

Das Thema Netzanschluss betrifft mehr als nur Speicher: TransnetBW erhält Anfragen für ganz unterschiedliche Anlagentypen: Windparks, Elektrolyseure, klassische Kraftwerke und viele mehr. Jeder Anfragetyp bringt eigene rechtliche und technische Rahmenbedingungen mit sich. Ein Netzanschluss ist immer individuell. Deshalb ist unser Ziel, sowohl standardisierte Prozesse zu etablieren als auch flexibel auf Projekterfordernisse reagieren zu können.

Standardisierte Prozesse erleichtern das Verfahren für alle Beteiligten. Für Schumacher wäre es optimal, „wenn sich unsere Anschlusspetenten – Personen oder Organisationen, die einen Antrag stellen – über den Prozessablauf und die benötigten Unterlagen vorab informieren und die erforderlichen Dokumente möglichst korrekt und vollständig aufbereiten und zur Verfügung stellen. Dadurch kann eine für beide Seiten effiziente Prozessabwicklung erfolgen.“

Der Netzanschluss ist ein zentraler Hebel für das Gelingen der Energiewende – und der Netzanschluss-Manager ist sich dieser Verantwortung bewusst. Die Arbeit an der Schnittstelle zwischen Planung, Technik und Kundschaft erfordert Genauigkeit, Kommunikationstalent und Weitblick. Die hohe Dynamik des Marktes, der rasante Zubau erneuerbarer Energien und der steigende Bedarf an Netzkapazitäten machen seine Tätigkeit anspruchsvoll, aber auch sinnstiftend.

„Mich begeistert die Vielseitigkeit“, sagt Schumacher. „Ich arbeite an realen Projekten, kann Ideen einbringen und sehe, welchen Beitrag wir für eine stabile und nachhaltige Energieversorgung leisten. Das motiviert mich jeden Tag aufs Neue.“

Zum Bereich Netzanschluss bei TransnetBW.

Wofür steht eigentlich 3239+?

Als TransnetBW 2012 gegründet wurde, betrug die Länge unseres Netzes exakt 3.239 Kilometer. Seitdem sind die Energiewirtschaft und unsere Aufgabe als Übertragungsnetzbetreiberin in stetem Wandel. Das gilt auch für unser Netz. Der Titel unseres Kunden­magazins 3239+ vereint daher unseren Ursprung mit unserem Anspruch für die Zukunft: Wir wollen wachsen und den Wandel der Energielandschaft als positive Kraft mitgestalten. 

04

ResponsE°Mehr Daten für die Energiewende vor Ort

Die Datenplattform RESPONSE° von TransnetBW macht die Energiezukunft sichtbar – regional, interaktiv und auf Basis fundierter Studien. Ingenieur Boris Gaillardon erklärt im Interview, wie Gemeinden, Großverbraucher und andere Stakeholder die Plattform nutzen können und was RESPONSE° von anderen unterscheidet.

Boris, was genau ist RESPONSE°?

RESPONSE° ist eine Datenplattform – eine Art Website, auf der Daten gespeichert und visualisiert werden. Sie richtet sich an Stakeholder aus dem Energiesektor: Gemeinden, Landkreise oder auch Großverbraucher, die direkt oder indirekt an das Übertragungsnetz angeschlossen sind.

 

Welche Daten sind konkret verfügbar?

Die Plattform kombiniert historische und prognostizierte Daten. Man sieht zum Beispiel, wie sich die Erzeugung erneuerbarer Energien entwickeln soll oder wie sich der Gesamtstrommix zusammensetzt – also wie viel aus regenerativen Quellen stammt. Auch der Einfluss von Bevölkerungsentwicklung auf Verkehr und CO₂-Emissionen wird berücksichtigt.

 

Wer kann auf die Daten zugreifen? Besteht die Möglichkeit, noch mehr Informationen zu bekommen?

Ja. Auf der Plattform ist nur ein Teil der Studiendaten visualisiert. Wer tiefer einsteigen will, kann uns direkt kontaktieren. Wir geben zusätzliche Daten weiter – natürlich keine vertraulichen oder personenbezogenen Informationen.

Porträtbild Boris Gaillardon
Boris Gaillardon arbeitet bei TransnetBW im Bereich Asset Management als Ingenieur im Team Strommarkt.

 

Was war der Anlass, diese Plattform zu entwickeln?

Unsere Studien und Prognosen zeigen Entwicklungspfade für das Energiesystem. Aber auf lokaler Ebene werden diese oft nicht konkret wahrgenommen. RESPONSE° soll zeigen: Unsere Arbeit betrifft auch die Regionen, Städte und Gemeinden – nicht nur abstrakte Ziele. Die Idee entstand nach der Veröffentlichung unserer Energy System 2050 Studie (kurz: ES2050) im Jahr 2022.

 

Wie genau kann man die Plattform nutzen?

Ein Beispiel: Eine Gemeinde möchte wissen, wie sie ihre Dekarbonisierungsziele erreichen kann. Auf der Plattform kann sie einsehen, wie viel Energie aus erneuerbaren Quellen bis 2050 im jeweiligen Landkreis erzeugt werden sollte – in Etappen (2030, 2040, 2050). Auch CO₂-Emissionen oder demografische Entwicklungen werden dargestellt.

 

Gibt es vergleichbare Plattformen in Europa?

In Österreich gibt es ein Projekt von APG namens „zusammEn2040“, bei dem Nutzer:innen eigene Szenarien eingeben können. In den USA hat das MIT ein Projekt namens En-ROADS entwickelt – das zeigt globale Szenarien bis 2100, aber eher auf Metaebene.

 

Was ist die ES2050-Studie?

In dieser Studie hat TransnetBW analysiert, wie Europa bis 2050 klimaneutral werden kann und ein resilientes Energiesystem aufbaut. Sie basiert auf unserem eigenen Modellierungstool, das wir selbst entwickelt haben. Eine vorige Studie entstand 2020 unter dem Titel Stromnetz 2050, 2022 folgte die Energy System 2050 Studie. Die Folgestudie „Adequacy 2050“, wurde am 27. Mai 2025 vorgestellt. Die Studie wurde wieder mit unserem hausinternen Tool „Energiesystemmodell“ gerechnet, jedoch mit einer fortgeschrittenen Version davon, da wir das Tool ständig weiterentwickeln.

 

Wird die RESPONSE°-Plattform regelmäßig aktualisiert?

Ja, das ist geplant. Vorerst nutzen wir nur Daten aus unserem Haus, könnten perspektivisch aber auch externe Datenquellen ergänzen, um mehr Szenarien abbilden zu können.

 

Wie läuft die Kommunikation zur Plattform?

Wir haben RESPONSE° bereits freigeschaltet, allerdings ohne große Ankündigung. Derzeit läuft eine sechsmonatige Testphase. Wir sind im Austausch mit Partnern, um Anwendungsfälle weiterzuentwickeln. Wie es danach weitergeht, ist offen – aber wir hoffen, das Projekt fortzusetzen. 

 

Was ist dein persönlicher Eindruck – wie weit sind wir 2025 von den Zielen 2050 entfernt?

Es bewegt sich viel, aber wir sind noch weit vom Ziel entfernt. Wir müssten zum Beispiel die installierten Kapazitäten an Wind- und Solaranlagen bei mindestens einem Faktor 3 bis 4 bis 2050 erhöhen. Allerdings bleibt beim Thema Wasserstoff die große Unsicherheit. Unsere Studie zeigt: Ohne synthetische Energieträger sind die Klimaziele kaum zu erreichen, ohne dass es dafür einen passenden Markt und die notwendige Infrastruktur gibt. Aber unsere Studien zeigen einen möglichen Pfad zu diesen Zielen und wir hoffen, dass sich in dieser Richtung weiter noch viel tut.

Mit der Datenplattform RESPONSE macht TransnetBW die Auswirkungen der Energiewende auf regionaler Ebene sichtbar. Gemeinden, Landkreise und Großverbraucher erhalten Einblicke in geplante Stromerzeugung, Emissionen und Bevölkerungsentwicklung – bis zum Jahr 2050. Die Plattform basiert auf der Studie „Energy System 2050“ und unterstützt Kommunen dabei, eigene Maßnahmen zur Dekarbonisierung fundiert zu planen. 

Zur Plattform RESPONSE°

05

Inno-Forum Digitale Energiewende 2025Impulse aus der Forschung

Hörsaal beim Inno Forum 2025

Am 18. März brachte TransnetBW 182 Expertinnen und Experten aus Wissenschaft, Wirtschaft und Netze zusammen, um innovative Ansätze und Strategien für die digitale Transformation der Energiewende zu diskutieren.

Das Inno-Forum zeigte, wie Daten, Flexibilitäten und Kooperationen das Energiesystem der Zukunft intelligenter und effizienter machen. Im Mittelpunkt standen dabei die Herausforderungen des Energiesystems und die Notwendigkeit digitaler Lösungen und Kooperationen in Forschungs- und Innovationsprojekten für eine erfolgreiche Umsetzung der Energiewende.

Schlüsselfaktor Digitalisierung

Dr. Rainer Pflaum, Mitglied der TransnetBW-Geschäftsführung, beschrieb in seiner Begrüßung die aktuelle Situation in Baden-Württemberg, identifizierte mehrere zentrale Herausforderungen und betonte die Bedeutung der Digitalisierung: „Die Digitalisierung ist ein Schlüsselfaktor für den langfristig sicheren Betrieb kritischer Infrastrukturen in einem immer komplexer werdenden Energiesystem. Gerade mit Blick auf die immer stärker zum Einsatz kommenden dezentralen Lasten, müssen wir wissen, was auf Verbraucherseite passiert, um entsprechende Steuerungssignale setzen zu können“. Darüber hinaus unterstrich er die wirtschaftliche Sinnhaftigkeit dieser Transformation mit dem Hinweis auf mögliche Einsparungen von Redispatchkosten in Baden-Württemberg:

Allein durch die Einbeziehung von Klein- und Kleinstflexibilitäten wie Elektromobilität, Wärmepumpen, PV-Heimspeicher und klimatechnischen Anlagen liegt das Einsparpotenzial bei mehreren 100 Mio. Euro für den Betrachtungszeitraum 2022 – 2028 (vgl. Studie des Institut für Energieübertragung und Hochspannungstechnik der Universität Stuttgart im Auftrag von TransnetBW).

Sein Fazit: Um eine vernetzte digitale Infrastruktur zu schaffen, braucht es neben einem Kupfer-Netzwerk auch Bits und Bytes, also ein Daten- und Kommunikationsnetzwerk sowie das Zusammenspiel verschiedener Ökosysteme und starke Partnerschaften.

Das Event in Bildern

Fachliche Impulse aus verschiedenen Bereichen

Dr. Tobias Weißbach, Leiter Innovative Marktlösungen und Produkte, leitete mit seinem Vortrag über die Gründe für einen steuernden Zugriff von Übertragungsnetzbetreibern zu flexiblen Endkunden die erste Podiumsdiskussion ein. In dieser wurde aus Sicht von Wissenschaft und Wirtschaft neben dem hohen Komplexitätsgrad auch der Aspekt der notwendigen Hardware (z. B. Smart Meter) als Voraussetzung für die Implementierung algorithmischer Lösungen genannt. Ebenso wurde die Frage nach der Höhe und gerechten Verteilung der Netzentgelte sowie die Einbindung netzdienlicher Anreize diskutiert.

Im Anschluss fanden zwei parallele Breakout-Sessions zu den Themen „Sektorkopplung/ Mobilität“ und „Digitale Plattformansätze“ statt. Vor dem zweiten großen Plenum zum EU-Forschungsprojekt DigiPlat hatten die Teilnehmenden, die ein Poster eingereicht hatten, die Möglichkeit, ihre Lösungsansätze und wissenschaftlichen Arbeiten im sogenannten „Maschinenraum digitale Energiewende“ zu präsentieren. „Wir haben in dieser Poster-Session 36 innovative Projekte und Ansätze gesehen, die zeigen, dass wir auf dem richtigen Weg sind und die Energiewende gemeinsam schaffen werden“, berichtet Tobias Egeler, Leiter Netzwirtschaft.

Unter der Moderation von Prof. Dr. oec. Dietmar Graeber von der TH Ulm präsentierten verschiedene Expertinnen und Experten abschließende Erkenntnisse und Lessons Learned aus DigiPlat. Das ist ein Forschungsprojekt, in dem TransnetBW gemeinsam mit Organisationen aus Energiewirtschaft und Wissenschaft in der DACH-Region digitale Lösungen entwickelt, um die Kooperationsfähigkeit von Flexibilitätsplattformen entlang von Informations- und Kommunikationstechnologien, wirtschaftlichen und prozessbezogenen Dimensionen zu erreichen.

Am Nachmittag fanden weitere parallele Breakout-Sessions zu den Themen „SSI in Energie-/Netzwirtschaft“ und „Lastseitige Flexibilität“ statt. Zum Abschluss des Fachteils wurde der Inno-Forum-Award für eine besonders innovative Lösung an Kevin Kratz vom Institut für Energieübertragung und Hochspannungstechnik der Universität Stuttgart verliehen. Seine Idee „Flexibilitätskoordination über mehrere Spannungsebenen“ für das Projekt BID-E-V, in dem TransnetBW gemeinsam mit Partnern untersucht, wie bidirektional ladende Transporter (Vans) zur Stabilisierung des Stromnetzes und zur effizienten Nutzung erneuerbarer Energien im Logistiksektor beitragen können, beschäftigt sich mit der Flexibilitätspotenzialaggregation (Wirk- und Blindleistung) über mehrere Spannungsebenen hinweg. 

Das Inno-Forum Digitale Energiewende war gespickt mit Impulsen, Netzwerken und Diskussionen, die zum Nachdenken anregten. Das Organisationsteam bedankt sich bei allen, die zum Gelingen der Veranstaltung beigetragen haben!

Die vollständige Agenda finden Sie auf der Webseite des Inno-Forums. Das nächste Inno-Forum wird in zwei Jahren stattfinden.

Das Inno-Forum von TransnetBW bringt Fachleute aus Wirtschaft, Wissenschaft und Netzbetrieb zusammen, um gemeinsam digitale Lösungen für die Energiewende zu entwickeln. Im Fokus stehen Themen wie Flexibilitätsnutzung, Datenplattformen und sektorübergreifende Kooperationen. Das Forum bietet Raum für Austausch, Projektvorstellungen und zukunftsweisende Impulse – für ein intelligenteres, vernetztes Energiesystem.

Zum Inno-Forum.

„Wir bei TransnetBW sind Verfechter der Energiewende.“

Geschäftsführung TransnetBW

Die Feldlerche

Tiere bei TransnetBW

„Ich bin klein, unscheinbar – und doch ein echter Frühaufsteher, oft singe ich schon beim ersten Morgengrauen. Doch es wird enger für mich. Moderne Landwirtschaft, Versiegelung, dichte Bebauung verdrängen, was ich zum Brüten brauche: offene, ungestörte Flächen.

Deshalb freue ich mich über Orte wie das Umspannwerk Oberjettingen. Dort achtet TransnetBW darauf, dass Flächen unversiegelt bleiben, die Vegetation niedrig wächst und der Mensch Abstand hält. Ich kann dort meine Nester am Boden bauen – geschützt, aber nicht vergessen.

Auch bei neuen Trassen achtet TransnetBW darauf, meinen Lebensraum zu erhalten: mit sogenannten Ausgleichsflächen, in denen ich wieder singen kann. Blühstreifen, Buntbrachen, Feldlerchenfenster: Wenn sie klug angelegt sind, finde ich Nahrung und einen geschützten Platz für meine Jungen.“

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