Studie zeigt zusätzliche Spielräume für Photovoltaik in deutschen Stromnetzen

Warum die Aufnahmefähigkeit der Stromnetze zum zentralen Thema wird

Der Ausbau der Photovoltaik schreitet in Deutschland deutlich voran. Immer mehr Solarparks, Gewerbeanlagen und private Dachanlagen speisen Strom in die Verteil- und Übertragungsnetze ein. Gleichzeitig steigen durch Wärmepumpen, Elektromobilität, Batteriespeicher und elektrifizierte Produktionsprozesse auch die Verbrauchsspitzen. Für Netzbetreiber entsteht dadurch eine doppelte Herausforderung: Sie müssen mehr erneuerbare Energie aufnehmen und zugleich stärker schwankende Lastflüsse sicher beherrschen.

In der öffentlichen Debatte wird daraus häufig die Frage abgeleitet, ob die Stromnetze den weiteren Ausbau der Photovoltaik überhaupt noch bewältigen können. Eine aktuelle Untersuchung, die das Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik, kurz Fraunhofer IEE, im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft erstellt hat, setzt an einem anderen Punkt an. Sie betrachtet nicht ausschließlich die maximale Nennleistung von Transformatoren, sondern deren tatsächliche Auslastung im Jahresverlauf.

Nach den in den verfügbaren Berichten zusammengefassten Ergebnissen gibt es an zahlreichen Umspannwerken zeitweise freie Kapazitäten. Batteriespeicher könnten diese Kapazitäten nutzbar machen, indem sie Solarstrom während besonders starker Einspeisung aufnehmen und zu einem späteren Zeitpunkt wieder abgeben. Das technische Potenzial fällt in der Modellierung erheblich aus: Bis zu 150 Gigawatt zusätzliche Photovoltaikleistung könnten demnach an ausgewählten Standorten angeschlossen werden.

Zum Vergleich: Die in den Quellen genannte installierte Photovoltaikleistung in Deutschland liegt bei etwa 130 Gigawatt. Die Studie beschreibt somit ein zusätzliches Anschlussvolumen, das größer wäre als der gesamte heutige Anlagenbestand. Dabei handelt es sich allerdings um ein technisches Potenzial und nicht um eine unmittelbar umsetzbare Ausbauprognose. Zwischen dem rechnerischen Potenzial und der praktischen Realisierung liegen unter anderem Fragen der Finanzierung, der Flächenverfügbarkeit, des Genehmigungsrechts, der Systemführung und des Marktdesigns.

Das Prinzip: Stromspitzen zeitlich verschieben

Transformatoren sind nicht dauerhaft an ihrer Belastungsgrenze

Ein Umspannwerk verbindet unterschiedliche Spannungsebenen des Stromnetzes. Transformatoren passen dabei die Spannung an und übertragen elektrische Leistung zwischen den Netzebenen. Für die Planung wird häufig die maximale mögliche Belastung eines Transformators betrachtet. Im realen Betrieb wird diese maximale Leistung jedoch nicht während des gesamten Jahres benötigt.

Photovoltaikanlagen speisen vor allem an sonnigen Tagen und in den Mittagsstunden hohe Leistungen ein. Die stärksten Einspeisespitzen treten zudem nicht jeden Tag auf. Während eines großen Teils des Jahres kann ein Transformator deshalb unterhalb seiner technischen Obergrenze betrieben werden. Wird ein zusätzlicher Solarpark allein anhand der theoretischen Spitzenleistung beurteilt, bleibt diese zeitweise ungenutzte Kapazität unberücksichtigt.

Großbatteriespeicher können an diesem Punkt ansetzen. Steigt die lokale Einspeisung stark an, lädt der Speicher und reduziert damit die Leistung, die im selben Moment über den Transformator weitergeleitet werden muss. Sinkt die Solarproduktion oder steigt die Nachfrage, kann die Batterie ihre Energie wieder in das Netz abgeben.

Für die Netzplanung bedeutet das eine zeitliche Entkopplung von Erzeugung und Abtransport. Die angeschlossene Erzeugungsleistung kann höher sein als die Leistung, die der Transformator in jedem einzelnen Moment übertragen könnte. Entscheidend ist, dass die Batterie ausreichend dimensioniert ist und ihre Lade- und Entladevorgänge automatisch auf die tatsächlichen Netzbedingungen abstimmt.

Intelligente Steuerung ist wichtiger als die Batterie allein

Die Studie betont nach Angaben des Auftraggebers, dass die Installation von Batteriespeichern allein nicht ausreicht. Maßgeblich sei die intelligente Ansteuerung. Ein Speicher muss erkennen, wann eine lokale Einspeisespitze den Transformator an seine Belastungsgrenze bringt. Er muss dann rechtzeitig Ladeleistung bereitstellen und zugleich berücksichtigen, ob die Batterie noch über ausreichend freie Kapazität verfügt.

Dafür sind Messdaten aus dem Umspannwerk, Prognosen zur Solarproduktion, Informationen über die lokale Nachfrage sowie Vorgaben des Netzbetreibers erforderlich. In einem digitalisierten System können diese Daten automatisiert verarbeitet werden. Die Betriebsführung muss dabei nicht nur wirtschaftliche Strompreissignale berücksichtigen, sondern vor allem technische Netzgrenzen einhalten.

Ein Speicher, der ausschließlich dann lädt, wenn der Strompreis niedrig ist, kann für den Netzbetrieb ungeeignet sein. Umgekehrt kann ein netzdienlicher Betrieb mit häufigen kurzfristigen Lade- und Entladevorgängen die Vermarktungsmöglichkeiten des Speichers beeinflussen. Die technische Steuerung muss daher mit den wirtschaftlichen Betriebszielen koordiniert werden.

Was die Fraunhofer-Analyse untersucht hat

Die Untersuchung wurde vom Bundesverband Solarwirtschaft beauftragt und finanziert. Nach den vorliegenden Angaben analysierten die Forschenden zunächst reale Betriebsdaten von 20 Transformatoren an 13 Umspannwerken. Auf dieser Grundlage modellierten sie, wie viel zusätzliche Photovoltaikleistung in Kombination mit Batteriespeichern angeschlossen werden könnte.

In einem zweiten Schritt wurde das Ergebnis mithilfe von Ähnlichkeitsanalysen auf 1.313 ländliche Umspannwerke übertragen, die durch einen hohen Anteil erneuerbarer Energien geprägt sind. Die Hochrechnung soll damit ein Bild des technischen Potenzials in einer größeren Gruppe vergleichbarer Netzstandorte liefern.

Die Untersuchung konzentriert sich auf eine spezifische Netzebene und auf bestimmte Standorttypen. Sie ist daher nicht automatisch auf jedes Umspannwerk, jedes Verteilnetz oder jede Region übertragbar. Netzstrukturen, Erzeugungsprofile, Verbrauchsmuster und Ausbaustände unterscheiden sich regional deutlich. Ein Standort mit hoher Windstromeinspeisung stellt andere Anforderungen als ein ländliches Netz mit zahlreichen Photovoltaikanlagen, aber geringer lokaler Nachfrage.

Die Studie kommt nach Darstellung des BSW-Solar zu dem Ergebnis, dass an einem Umspannwerk mehr als die doppelte Leistung aus erneuerbaren Energien angeschlossen werden könnte, die der Transformator gleichzeitig übertragen kann. Gleichzeitig soll der Anteil des zusätzlichen Solarstroms, der wegen der begrenzten Transformatorleistung abgeregelt werden müsste, im Jahresdurchschnitt bei etwa einem Prozent liegen.

Diese Zahl ist für die Bewertung des Ansatzes besonders relevant. Eine höhere Anschlussleistung kann wirtschaftlich und ökologisch sinnvoll sein, wenn nur ein geringer Teil der erzeugten Energie verloren geht. Für Projektentwickler bleibt jedoch entscheidend, wie sich diese Abregelung auf einzelne Stunden, Erlöse, Finanzierungsmodelle und vertragliche Verpflichtungen verteilt. Ein Jahresdurchschnitt kann lokale oder zeitlich konzentrierte Belastungen nicht vollständig abbilden.

Das Verteilnetz ist nicht gleich das Übertragungsnetz

Die Diskussion über die Aufnahmefähigkeit der Stromnetze muss zwischen verschiedenen Netzebenen unterscheiden. Die großen Übertragungsnetze transportieren Strom über weite Entfernungen und verbinden wichtige Erzeugungs- und Verbrauchszentren. Verteilnetze führen elektrische Energie in Regionen, Kommunen, Gewerbegebiete und Haushalte. Ein Großteil der neuen Photovoltaikanlagen wird direkt an Verteilnetze angeschlossen.

Engpässe können deshalb an unterschiedlichen Stellen entstehen. In einem Niederspannungsnetz kann eine hohe PV-Einspeisung zu lokalen Spannungsproblemen führen. Auf Mittelspannungsebene können Leitungen oder Ortsnetztransformatoren betroffen sein. Auf höheren Spannungsebenen können die Abfuhr großer Energiemengen und die Belastung von Umspannwerken zum limitierenden Faktor werden.

Ein Batteriespeicher am Umspannwerk adressiert vor allem Engpässe, die mit der zeitweise zu hohen Leistung am Übergang zwischen Netzebenen zusammenhängen. Er behebt nicht automatisch eine überlastete Leitung in einem einzelnen Ortsteil und ersetzt auch keine Verstärkung, wenn die Infrastruktur dauerhaft an ihrer Grenze betrieben wird.

Für eine belastbare Entscheidung müssen Netzbetreiber daher die gesamte Kette betrachten: von der PV-Anlage über Wechselrichter und Ortsnetztransformator bis zum übergeordneten Umspannwerk. Eine Entlastung an einer Stelle kann zudem zu veränderten Lastflüssen an einer anderen Stelle führen. Digitale Netzmodelle und laufende Messungen sind notwendig, um diese Wechselwirkungen zu überwachen.

Messungen an Hausanschlüssen liefern ein differenziertes Bild

Parallel zur Untersuchung der Umspannwerke wurden Daten aus der Niederspannung ausgewertet. E3/DC, ein Anbieter von Photovoltaik- und Speichersystemen, analysierte nach eigenen Angaben stündliche Spannungswerte an rund 110.000 Hausanschlüssen mit Photovoltaikanlagen und Heimspeichern. Die Messungen bezogen sich unter anderem auf das Pfingstwochenende 2026, das durch hohe Sonneneinstrahlung und vergleichsweise niedrigen Stromverbrauch geprägt war.

Die Auswertung kam laut den veröffentlichten Zusammenfassungen zu dem Ergebnis, dass die Niederspannungsnetze bei den untersuchten Anschlüssen nicht flächendeckend überlastet waren. Auch an besonders sonnigen Tagen seien keine pauschalen Überschreitungen kritischer Spannungsgrenzen festgestellt worden.

Diese Ergebnisse sind ein wichtiger Hinweis gegen eine undifferenzierte Bewertung des PV-Ausbaus. Sie bedeuten jedoch nicht, dass lokale Probleme ausgeschlossen sind. Eine Stichprobe aus Anlagen eines bestimmten Herstellers kann nicht ohne Weiteres als vollständige Abbildung sämtlicher deutscher Niederspannungsnetze interpretiert werden. Zudem können einzelne Netzabschnitte sehr wohl besondere Belastungen aufweisen, selbst wenn die bundesweite Gesamtauswertung unauffällig bleibt.

Spannungsprobleme hängen unter anderem von der Leitungslänge, dem Leitungsquerschnitt, der Zahl angeschlossener Anlagen, der räumlichen Verteilung der Einspeisung und der lokalen Last ab. Auch die Einstellungen von Wechselrichtern und die Nutzung von Heimspeichern beeinflussen die Netzauslastung. Für Netzbetreiber sind deshalb regionale Messdaten und konkrete Netzberechnungen entscheidender als Durchschnittswerte.

Welche Rolle Batteriespeicher im Energiesystem übernehmen

Netzdienliche Speicher

Batteriespeicher können verschiedene Aufgaben übernehmen. Im lokalen Netz dienen sie dazu, Einspeisespitzen abzufangen. Auf Systemebene können sie kurzfristige Schwankungen ausgleichen, Regelenergie bereitstellen oder Strom in Zeiten niedriger Nachfrage aufnehmen. Für Unternehmen können Speicher außerdem den Eigenverbrauch erhöhen, Lastspitzen reduzieren und den Bezug aus dem Netz zeitlich verschieben.

Die Funktion eines Speichers hängt von seiner technischen Auslegung ab. Die Leistung wird in Megawatt angegeben und beschreibt, wie schnell Energie aufgenommen oder abgegeben werden kann. Die Speicherkapazität wird in Megawattstunden angegeben und bestimmt, wie lange der Speicher bei einer bestimmten Leistung betrieben werden kann. Für die Abfederung kurzer PV-Spitzen kann eine hohe Ladeleistung entscheidend sein. Für die Verschiebung von Solarstrom über mehrere Stunden ist zusätzlich eine ausreichende Kapazität notwendig.

Ein Speicher am Umspannwerk muss zudem mit Schutz- und Leittechnik, Messsystemen und Kommunikationsschnittstellen ausgestattet werden. Anforderungen an Verfügbarkeit, Reaktionszeit, Brandschutz, Cybersicherheit und Wartung spielen ebenso eine Rolle wie die Lebensdauer der Batteriezellen.

Speicher ersetzen den Netzausbau nicht

Der Einsatz von Batterien kann Netzausbau zeitlich strecken oder an bestimmten Standorten reduzieren. Er kann jedoch nicht jede bauliche Erweiterung überflüssig machen. Wenn die Nachfrage dauerhaft wächst oder über längere Zeit große Energiemengen aus einer Region abtransportiert werden müssen, bleibt der Ausbau von Leitungen und Transformatoren erforderlich.

Auch saisonale Unterschiede setzen dem Ansatz Grenzen. Photovoltaik erzeugt im Sommer deutlich mehr Strom als im Winter. Batteriespeicher sind in der Regel für kurzfristige oder tageszeitliche Verschiebungen ausgelegt. Sie können eine mehrmonatige Speicherung nicht wirtschaftlich und technisch gleichwertig ersetzen. Für saisonale Flexibilität sind weitere Lösungen erforderlich, darunter ein stärker vernetztes Energiesystem, flexible Verbraucher, Wasserstoff, Wärmespeicher und eine bedarfsgerechte Erzeugungsstruktur.

Die zentrale Frage lautet daher nicht, ob Speicher oder Netzausbau die richtige Lösung sind. In der Praxis geht es um eine Kombination: Netze müssen dort verstärkt werden, wo dauerhafte Kapazitätsprobleme bestehen. Speicher können dort eingesetzt werden, wo Engpässe vor allem kurzfristig und zeitlich begrenzt auftreten.

Redispatch und Netzanschluss: Der regulatorische Kontext

Wenn Stromleitungen oder Transformatoren überlastet zu werden drohen, können Netzbetreiber in den Betrieb von Erzeugungsanlagen eingreifen. Dieses Verfahren wird als Redispatch bezeichnet. Kraftwerke oder erneuerbare Anlagen werden dabei in ihrer Einspeisung angepasst, um kritische Netzsituationen zu vermeiden. Für die betroffenen Betreiber können daraus Ausgleichsansprüche und zusätzliche Planungsunsicherheiten entstehen.

In der politischen Diskussion über neue Netzanschlussregeln geht es unter anderem darum, wie Anlagen in Regionen mit knappen Kapazitäten angeschlossen werden können. Ein möglicher Ansatz besteht darin, Anschlussrechte mit einem Redispatch-Vorbehalt zu verbinden. Anlagen könnten dann grundsätzlich angeschlossen werden, müssten aber damit rechnen, bei Netzengpässen zeitweise abgeregelt zu werden.

Der Bundesverband Solarwirtschaft fordert nach den vorliegenden Berichten, vorhandene Kapazitäten stärker auszuschöpfen und intelligente Batteriespeicher in die Regelungen einzubeziehen. Aus Sicht des Verbands sollten digitale Netzführung und Speicher dazu beitragen, den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien nicht allein aufgrund seltener Spitzenlasten zu begrenzen.

Für die Regulierung entsteht damit ein Abwägungsproblem. Einerseits müssen Netzbetreiber die Systemsicherheit jederzeit gewährleisten. Andererseits können starre Anschlussbeschränkungen dazu führen, dass vorhandene Infrastruktur während großer Teile des Jahres nicht vollständig genutzt wird. Ein flexibler Anschluss mit klar geregelten Eingriffsrechten, Vergütungen und technischen Anforderungen könnte zwischen diesen Interessen vermitteln.

Wirtschaftliche Bedeutung für Unternehmen und Projektentwickler

Die Ergebnisse der Studie sind nicht nur für Netzbetreiber und Energiepolitik relevant. Sie betreffen auch Projektentwickler, Industrieunternehmen, Kommunen, Stadtwerke und Betreiber von Gewerbeimmobilien. Für diese Akteure entscheidet die verfügbare Netzkapazität häufig darüber, ob eine neue PV-Anlage, ein Ladepark oder eine elektrische Produktionsanlage umgesetzt werden kann.

Ein Batteriespeicher kann den Netzanschluss ermöglichen oder beschleunigen, wenn die maximale Einspeiseleistung begrenzt wird. In einem solchen Modell wird die PV-Anlage größer ausgelegt als der Netzanschluss, während der Speicher Einspeisespitzen aufnimmt. Diese sogenannte Überbauung des Netzanschlusses kann die Auslastung verbessern. Sie erhöht jedoch auch die Anforderungen an Planung, Betriebsführung und Vertragsgestaltung.

Unternehmen müssen unter anderem prüfen:

• Welche Leistung kann am gewünschten Standort dauerhaft und welche nur zeitweise eingespeist werden?
• Welche technischen Grenzen gelten für Transformator, Leitung, Wechselrichter und Netzschutz?
• Welche Speicherkapazität ist erforderlich, um die erwarteten Einspeisespitzen abzufangen?
• Wie häufig muss der Speicher netzdienlich laden und entladen?
• Welche Einnahmen aus Stromhandel, Regelenergie oder Flexibilitätsmärkten sind realistisch?
• Wie werden Abregelungsverluste, Wartungskosten und Batteriealterung in der Wirtschaftlichkeitsrechnung berücksichtigt?
• Welche Anforderungen gelten für Messung, Kommunikation, Datenschutz und IT-Sicherheit?

Die Wirtschaftlichkeit hängt stark von den lokalen Bedingungen ab. Ein Speicher kann gleichzeitig mehrere Erlösquellen nutzen, doch diese dürfen nicht unabhängig voneinander betrachtet werden. Wenn der Speicher zum Zeitpunkt einer Netzspitze bereits für einen anderen Markt optimiert wurde, steht seine Leistung möglicherweise nicht für die lokale Entlastung zur Verfügung. Netzorientierte Betriebsanforderungen müssen daher mit den Geschäftsmodellen abgestimmt werden.

Digitalisierung wird zur Voraussetzung

Die bessere Nutzung vorhandener Infrastruktur setzt voraus, dass Netzbetreiber den Zustand ihrer Netze ausreichend genau kennen. In vielen Bereichen liegen heute bereits umfangreiche Daten vor, sie sind jedoch nicht immer in Echtzeit verfügbar oder auf derselben Systemebene zusammengeführt.

Für einen flexiblen Betrieb sind Messungen an Umspannwerken, Leitungen und relevanten Einspeisepunkten erforderlich. Hinzu kommen Prognosen für Solarstrahlung, Wetter, Verbrauch und Ladeverhalten. Künstliche Intelligenz und statistische Modelle können dabei helfen, Einspeise- und Lastverläufe vorherzusagen. Sie ersetzen jedoch nicht die physikalische Netzberechnung und müssen mit transparenten Sicherheitsgrenzen betrieben werden.

Für Unternehmen, die digitale Werkzeuge zur Recherche, Analyse und Content-Erstellung einsetzen, entsteht hier ein weiteres Anwendungsfeld. Plattformen wie Mindverse können beispielsweise dabei unterstützen, regulatorische Dokumente, technische Studien und Marktinformationen strukturiert auszuwerten. Für belastbare Netzentscheidungen bleibt allerdings die Validierung durch Fachleute, Netzbetreiber und zugelassene Planungsbüros notwendig.

Besondere Bedeutung hat die Cybersicherheit. Je mehr Speicher, Wechselrichter und Messsysteme miteinander kommunizieren, desto größer wird die Zahl potenzieller Angriffspunkte. Steuerbefehle für netzkritische Anlagen müssen authentifiziert, protokolliert und gegen Manipulation geschützt werden. Auch Ausfälle der Kommunikationsverbindung müssen in der Betriebsstrategie berücksichtigt werden.

Was die Ergebnisse nicht aussagen

Die Aussage, deutsche Stromnetze könnten mehr Photovoltaik aufnehmen, ist nicht gleichbedeutend mit der Feststellung, dass überall ausreichend Netzkapazität vorhanden ist. Die Studien und Messungen beziehen sich auf bestimmte Anlagen, Netzebenen und Standortgruppen. Sie liefern Hinweise auf zusätzliche Reserven, aber keine pauschale Freigabe für sämtliche Projekte.

Ebenso wenig folgt daraus, dass der Netzausbau überflüssig wird. Speicher können zeitliche Engpässe entschärfen, aber keine dauerhaft überlasteten Betriebsmittel ersetzen. Ihre Nutzung hängt außerdem von Verfügbarkeit, Ladezustand, Steuerbarkeit und Finanzierung ab.

Auch die Angabe von bis zu 150 Gigawatt ist als Szenario beziehungsweise technisches Potenzial zu verstehen. Die tatsächliche Umsetzung könnte geringer ausfallen, wenn geeignete Flächen fehlen, Genehmigungen lange dauern, Lieferketten begrenzt sind oder regulatorische Vorgaben den netzdienlichen Betrieb nicht ausreichend ermöglichen.

Bei Messungen an Hausanschlüssen ist zudem zwischen Spannung und thermischer Auslastung zu unterscheiden. Unauffällige Spannungswerte schließen nicht aus, dass einzelne Betriebsmittel zu bestimmten Zeitpunkten stark belastet werden. Für die Beurteilung eines Netzabschnitts müssen mehrere technische Größen gemeinsam betrachtet werden.

Welche Schritte jetzt entscheidend sind

Aus den vorliegenden Ergebnissen lassen sich mehrere Handlungsfelder ableiten. Zunächst müssen Netzbetreiber und Behörden stärker zwischen dauerhaftem und zeitweiligem Kapazitätsmangel unterscheiden. Ein Netzabschnitt, der nur an wenigen Stunden im Jahr an seine Grenze gelangt, benötigt möglicherweise eine andere Lösung als ein Abschnitt mit kontinuierlicher Überlastung.

Darauf aufbauend können Speicher gezielt an den Standorten ausgeschrieben werden, an denen sie einen nachweisbaren Netznutzen erbringen. Die Auswahl sollte anhand transparenter Kriterien erfolgen. Dazu gehören die erwartete Entlastung, die notwendige Speicherdauer, die Reaktionsgeschwindigkeit, die Verfügbarkeit und die Kosten pro vermiedener oder verschobener Netzausbaumaßnahme.

Darüber hinaus benötigen Projektentwickler verlässliche Informationen über verfügbare Netzkapazitäten. Digitale Netzanschlussportale, standardisierte Datenformate und nachvollziehbare Anschlussbedingungen könnten die Planung beschleunigen. Für kleinere Anlagen sind vereinfachte Verfahren sinnvoll, sofern die technische Sicherheit gewährleistet bleibt.

Die Einbindung flexibler Verbraucher kann den Effekt von Batteriespeichern ergänzen. Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen, Kälteanlagen und industrielle Lasten können ihren Verbrauch teilweise in Zeiten hoher Solarproduktion verlagern. Dadurch wird nicht nur Strom gespeichert, sondern unmittelbar genutzt.

Für die langfristige Planung bleibt schließlich eine integrierte Betrachtung erforderlich. Photovoltaik, Windenergie, Speicher, Netze, Ladeinfrastruktur, Wärmeversorgung und industrielle Nachfrage dürfen nicht getrennt voneinander entwickelt werden. Je stärker diese Bereiche miteinander gekoppelt sind, desto wichtiger werden gemeinsame Datenmodelle und koordinierte Ausbaupfade.

Einordnung für die Energiewende

Die aktuelle Debatte verschiebt den Blick von der reinen Netzverstärkung hin zu einer Kombination aus Ausbau, Flexibilität und digitaler Steuerung. Die vorgestellten Studien legen nahe, dass die vorhandenen Stromnetze nicht überall so knapp sind, wie es eine Betrachtung allein anhand von Nennleistungen vermuten lässt.

Batteriespeicher an Umspannwerken können dabei helfen, seltene Einspeisespitzen abzufangen und bestehende Transformatoren gleichmäßiger auszulasten. Messungen aus der Niederspannung deuten zugleich darauf hin, dass die Netze den bisherigen PV-Ausbau vielerorts stabil bewältigen. Beide Befunde sprechen für eine differenzierte Vorgehensweise statt für pauschale Ausbau- oder Ausbaustopps.

Für die nächste Phase der Energiewende wird entscheidend sein, technische Potenziale in belastbare Betriebsmodelle zu übersetzen. Dafür müssen Studienergebnisse standortbezogen überprüft, Messdaten kontinuierlich erweitert und regulatorische Rahmenbedingungen angepasst werden. Der Ausbau von Speichern kann einen wesentlichen Beitrag leisten, wenn er netzdienlich gesteuert und in die Gesamtplanung integriert wird.

Die zentrale Erkenntnis lautet daher: Die Aufnahmefähigkeit eines Stromnetzes hängt nicht allein davon ab, wie groß ein Transformator oder eine Leitung dimensioniert ist. Entscheidend ist auch, wann Leistung anfällt, wohin sie fließt, wie flexibel Erzeuger und Verbraucher reagieren können und ob das System diese Informationen in Echtzeit verarbeitet. Für Netzbetreiber, Energieunternehmen und industrielle Stromverbraucher wird die Fähigkeit zur datenbasierten Steuerung damit zu einem wesentlichen Wettbewerbs- und Planungsfaktor.

Bibliografie Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik im Auftrag des Bundesverbands Solarwirtschaft: Studie zum zusätzlichen Photovoltaikpotenzial durch Batteriespeicher an Umspannwerken, veröffentlicht beziehungsweise zitiert im September 2026. https://www.solarwirtschaft.de/wp-content/uploads/2026/09/20260914_FraunhoferIEE_BSW-Studie_Final.pdf Knop, Dirk: Stromnetze vertragen mehr PV-Strom – mit Batteriespeichern an Umspannwerken. heise online, 19. September 2026. https://www.heise.de/news/Stromnetze-vertragen-mehr-PV-Strom-mit-Batteriespeichern-an-Umspannwerken-11459047.html n-tv Nachrichten: Doppelt so viel möglich: Batteriespeicher könnten Solarausbau massiv voranbringen. 19. September 2026. https://www.n-tv.de/wissen/Batteriespeicher-koennten-Solarausbau-massiv-voranbringen-id31323857.html Bartholomäus, Nicolas: Bestimmung der Belastung der Ortsnetze durch PV-Anlagen. E3/DC, Whitepaper, Stand Mai 2026. https://www.e3dc.com/wp-data/uploads/2026/06/260601_Whitepaper_Lokale_PV_Niederspannung_v2.pdf Korb, Julian: PV-Boom: Wie überlastet sind die Stromnetze wirklich? ZfK, 12. Juni 2026. https://www.zfk.de/energie/erneuerbare/pv-boom-stromnetze-verteilnetz-spannung-speicher 50komma2: Netzüberlastung durch aktuellen PV-Ausbau? 5. Juni 2026. https://www.50komma2.de/erneuerbare-speicher/netzueberlastung-durch-aktuellen-pv-ausbau/ Golem.de: Studie zu Photovoltaik: Verdopplung der PV-Leistung ohne Weiteres möglich. 5. August 2026. https://www.golem.de/news/studie-zu-photovoltaik-verdopplung-der-pv-leistung-ohne-weiteres-moeglich-2608-211629.html VDE-Arbeitsgruppe zum zellularen Ansatz: Zusammenfassungen zur möglichen Aufnahmefähigkeit von Verteilnetzen, zitiert im August 2026. https://kw-baustoffe.de/vde-zellularer-ansatz-verteilnetze/ CUBE CONCEPTS: Netzüberbauung mit Photovoltaik und Batteriespeichern als Lösung für Redispatch-Vorbehalte. 19. März 2026. https://cubeconcepts.de/netzueberbauung-mit-pv-bess-als-loesung-zum-redispatch-vorbehalt/