Ralf Bischof
Die in der letzten Ausgabe begonnene Serie zur Statistik der Energiewende wird hier fortgesetzt. Mit der Abregelung von PV- und Windenergieanlagen nehmen wir ein aktuelles Thema aus dem sogenannten Netzpaket von Bundeswirtschaftsministerin Reiche auf. Dann schauen wir noch einmal auf das Thema Heizungswärmepumpe. Und zu guter Letzt gibt es einen Blick in das Ausland und zwar auf den Ausbau der Stromerzeugungskapazität in den Vereinigten Staaten. Auch dort stellt sich die Realität anders dar, als manche Zeitungsüberschrift vermuten lässt.
Abregelung PV- und Windenergieanlagen
Die gesamte potenzielle Erzeugung aus den vorhandenen Photovoltaik- und Windenergieanlagen findet nicht den Weg in das Stromnetz. Neben dem Eigenverbrauch oder der Direktlieferung an Dritte „hinter dem Zähler“ wird ein Teil der möglichen Stromerzeugung aus zwei Gründen abgeregelt:
- Netzbedingte Abregelungen: Die Aufnahmefähigkeit viele Netze ist bei hohem Angebot nicht ausreichend. Die Anlagen werden im Rahmen des sogenannten Redispatchs (früher: Einspeisemanagement) vom Netzbetreiber gedrosselt oder komplett abgeschaltet.
- Marktbedingte Abregelungen: Bei schwacher Stromnachfrage und hoher Einspeisung kann es zu einem Angebotsüberhang am Spotmarkt kommen. Dies führt zu Preisen nahe Null oder sogar darunter (negative Strompreise). Solar- und Windkraftanlagen werden dann von ihren Vermarktern abgeregelt, weil keine Erträge oder sogar Kosten für die Produktion zu erwarten sind.
Gerade Windenergieanlagen, die sich bei gutem Windangebot nicht drehen, sind ein Politikum. Gegner der Erneuerbaren Energien behaupten, dass die Abregelungen mit dem Anteil von Strom aus Erneuerbaren Energien stetig zunehmen. Tatsächlich nehmen die Menge aber ab. Die gesamten Abregelungen – marktbedingt und netzbedingt – können aus dem Vergleich der Hochrechnungen der Übertragungsnetzbetreiber für das EEG-Marktprämienmodell und der Ist-Einspeisung ermittelt werden. Die Darstellungen unten zeigen die Entwicklung der Jahresmengen seit 2020 der Windenergie und der Photovoltaik. Für 2025 sind die ersten neun Monate sowie eine Hochrechnung für das ganze Jahr dargestellt. Die von der Bundesnetzagentur veröffentlichten Redispatch-Mengen für das vierte Quartal 2025 lagen zum Zeitpunkt der Verfassung dieses Artikels noch nicht vor.
Die Abbildung 1 zeigt die absoluten abgeregelten Mengen sowie den Anteil von Redispatch in Terawattstunden (TWh). Es wird deutlich, dass die insgesamt abgeregelte Menge seit 2023 etwa bei 14 TWh stagniert. Auch die Menge des Redispatch ist mit rund 9 bis 10 TWh konstant.
Die Abbildungen 2 und 3 zeigen die Entwicklung im Detail für die Windenergie an Land und die Photovoltaik. Die Mengen sind zur besseren Vergleichbarkeit in Prozent der potentiellen Einspeisung aufgetragen. Es wird deutlich, dass der Anteil bei der Windenergie aufgrund des erfolgten Netzausbaus langsam, aber kontinuierlich fällt. Werte bis 3% der möglichen Einspeisung werden im Rahmen der sogenannten Spitzenkappung als effizient angesehen. Ein Ausbau der Netze für seltene Einspeisespitzen wäre gesamtwirtschaftlich teurer als die Entschädigung der Einspeiser. Dies ist in § 11 des Energiewirtschaftsgesetz eindeutig festgelegt.
Für die Photovoltaik zeigt die Abbildung 3 jedoch einen wachsenden Trend. Netzoptimierung, -verstärkung und -ausbau können hier dem starken Zuwachs in den letzten Jahren noch nicht folgen. Allerdings gäbe es eine einfache Lösung: Der netzdienliche Betrieb von Stromspeichern. Netzdienlichkeit in Regionen mit durch Solarstrom bedingten Engpässen bedeutet, dass Speicher bei hoher Solareinspeisung nicht entladen dürfen. Das schränkt ihre Handelsmöglichkeiten im Intraday- und Regelenergiemarkt teilweise ein. Würde der schnelle Netzanschluss von Batteriespeichern an netzdienliches Verhalten gekoppelt und würde als Anreiz ein Baukostenzuschuss entfallen so könnten mehrere Fliegen mit einer Klappe geschlagen werden: Es würde Zeit für den Netzausbau gewonnen, das Maß der notwendigen Netzerweiterung im Endausbau würde verringert und die hohe Zahl von Netzanschlussbegehren von Batteriespeichern könnte bedient werden.
Eine weitere Möglichkeit noch vor dem Netzausbau die Aufnahmekapazität zu erweitern sind technische Maßnahmen zur Netzoptimierung und -verstärkung wie etwa die witterungsabhängige Auslastung von Freileitungen (Freileitungsmonitoring) oder der Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren. Nach den Auswertungen der Bundesnetzagentur werden diese jedoch nur von einem Teil der befragten 82 größten Netzbetreiber tatsächlich eingesetzt, siehe Abbildung 4.
Es deutet alles darauf hin, dass die Netzbetreiber in Summe nicht ihren gesetzlichen Pflichten nachkommen. Das gilt auch für den Netzausbau als solchen. So sind auch die Verteilnetzbetreiber nach § 14d Energiewirtschaftsgesetz zur vorausschauenden Netzplanung verpflichtet. Die Wirklichkeit sieht anders aus. Eine Studie aus dem Jahre 2025 für das BMWE hält fest: „Ergebnis der Stake holder-Interviews ist, dass die befragten Verteilnetzbetreiber derzeit jedoch eine anlassbezogene (reaktive) Netzausbauplanung durchführen und keine systematisch vorausschauende Netzplanung betreiben.“ (Quelle: https://consentec.de/app/uploads/2025/08/Consentec_ISI_IEG_BMWK_VN-Zukunft_AbschlussBer_20250627-1.pdf)
Der Redispatch umfasst nicht nur die Abregelung von EE-Anlagen sondern insbesondere auch das – meist korrespondierende – Hochfahren von konventionellen Anlagen. Aber auch wenn man die gesamten Mengen und Kosten betrachtet, zeigt sich kein Anstieg, sondern in den letzten Jahren ein leichter Abfall und aktuell bestenfalls eine Stagnation. Die Abbildung 5 zeigt die von der Bundesnetzagentur veröffentlichten historischen Zahlen sowie Prognosen der Übertragungsnetzbetreiber.
Bei der Diskussion um die Kosten des Redispatch ist zu beachten: Von 2.776 Millionen Euro in 2024 entfielen nur 554 Millionen Euro auf Ausgleichszahlungen für EE-Anlagen, der Großteil dagegen auf die Einsatz- und Vorhaltekosten für konventionelle Kraftwerke. Der geringe Anteil für die EE-Anlagen ist auch dadurch zu erklären, dass die Spotpreise in den entsprechenden Zeiträumen oft negativ sind und damit für neuere Anlagen die Marktprämienzahlungen entfallen und folglich auch nicht zu entschädigen sind.
Dezentrale Wärmepumpen
Wie im SOLARZEITALTER 1-2025 dargelegt, entfällt über die Hälfte unseres Endenergieverbrauch auf Wärme und Kälte. Ebenfalls konnte beim Absatz von dezentralen Wärmeerzeugern ein deutlicher Trend zu Wärmepumpe festgestellt werden. Inzwischen liegen die Statistiken für das gesamte Jahr 2025 vor und bestätigen die Entwicklung. Abbildung 6 zeigt den Absatz von Heizungswärmepumpen, den Marktanteil sowie die geschätzten Marktanteile im Neubau und bei der Sanierung von Bestandgebäuden. Neubauten werden von der amtlichen Statistik erfasst. Die Anzahl von Sanierungen kann anhand der Bundesförderung für Wärmepumpen plausibilisiert werden. Gegenüber den Originaldaten des Bundesverbands der Deutschen Heizungsindustrie (BDH) wurden die absoluten Zahlen im Jahr 2023 und 2024 um einen geschätzten Lagerüberhang von 75.000 Stück Ende 2023 korrigiert (Quelle: Jochen Vorländer).
Im Neubau haben Wärmepumpen nun einen Anteil von 70 Prozent erreicht, bei den Sanierungen etwa 30 Prozent. Bis auf das Ausnahmejahr 2023 ist der Trend ungebrochen – jenseits aller medialen und politischen Diskussionen.
Dazu lohnt sich auch ein Blick auf die amtliche Statistik der primären Heizenergie laut Baugenehmigungen und Baufertigstellungen, siehe Abbildung 7. Auch hier zeigt sich seit 2016 ein dem Lehrbuch entsprechender S-förmiger Trend hin zu Wärmepumpen und weg von fossilen Systemen. Bereits 2017 war der Gleichstand bei den Genehmigungen erreicht. Zwar kann man in 2023 eine minimale Verlangsamung des Trends erkennen – am 28. Februar 2023 berichtete die Bild-Zeitung erstmals auf der Titelseite über die Novelle des Gebäudeenergiegesetz – aber dies ist weitaus besser mit einem Sättigungseffekt zu erklären. Denn es ist zu beachten, dass sich zuletzt rund 14 Prozent der Entscheidungsträger für Fernwärme, Strom oder Biomasse als Energiequelle entschieden, die Wärmepumpe also kaum noch einen höheren Anteil als jetzt erreichen kann.
Ausbau der Stromerzeugungskapazität in den Vereinigten Staaten
Wenn man die deutsche Tagespresse verfolgt, könnte man meinen, in den USA fände eine massive Rückkehr zu Kohle, Gas und Atomenergie statt. Die Realität sieht anders aus. Die US-amerikanische Energieinformationsbehörde EIA hat im Februar die für 2026 geplanten Großprojekte („utility-scale“) aufgeführt (Quelle: https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=67205), siehe Abbildung 8.
Danach vereinigen Photovoltaik, Wind und Batteriespeichern 93 Prozent der installierten Kapazität auf sich. Mit der Ausnahme von Erdgas spielen anderen Technologien keine wesentliche Rolle. In ihrem Ausblick für die nächsten Jahre (https://www.eia.gov/outlooks/steo/) schreibt die Behörde: „We expect that the growing electricity demand will be met mainly through increased solar electricity generation. We expect a 17% increase in solar generation in 2026 and an additional 23% increase in 2027, and wind generation increases by 6% and 7%, respectively, over those years.“
Auch wenn sich die Gewichte angesichts der einseitigen Politik der Bundesregierung in den nächsten Jahren verschieben, dürften Erneuerbare Energien und Stromspeicher die Oberhand behalten. Nur sie können kurzfristig große und günstige Mengen für den wachsenden Strombedarf in den USA bereitstellen. Der von Republikanern dominierte Bundesstaat Texas ist seit Jahren ein Beispiel für diese pragmatische Herangehensweise.