„40 Millionen Elektroautos sind energetisch darstellbar“

Im Vorfeld der fünften E-Mobility-Konferenz (4.-5.November 2026) des Verbandes der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (VDE) in Stockstadt am Rhein interviewte VDE-Geschäftsbereichsleiter Mobility Ralph Petri den COO für den Bereich Operations beim Stromnetzbetreiber 50Hertz, Dirk Biermann. Themen waren die Fortschritte bei der Energiewende, der Ausbau der Netzinfrastruktur sowie die Stromversorgung für die wachsende Flotte von Elektroautos und die Chancen des bidrektionalen Ladens. Hier Auszüge aus dem Interview.

Herr Dr. Biermann, Sie begleiten die Energiewende bei 50Hertz seit mehr als 15 Jahren. Wenn Sie heute zurückblicken: Gab es einen Wendepunkt, an dem deutlich wurde, dass die Energiewende technisch machbar ist?

Einen einzelnen Wendepunkt kann ich nicht benennen. Wenn ich 15 Jahre zurückblicke, hatten wir im Netzgebiet von 50Hertz zu der Zeit bereits einen Anteil von rund 30 Prozent erneuerbarer Energien am gesamten Jahresstromverbrauch in unserem Netzgebiet. Schon damals haben wir uns als Vorreiter der Energiewende verstanden. Insofern war der grundsätzliche Weg bereits vorgezeichnet.

Und wenn Sie noch weiter zurückschauen – zum Beispiel 30 Jahre?

Dann sieht die Situation ganz anders aus. Damals hätte ich mir die heutige Entwicklung mit einem so hohen Anteil erneuerbarer Energien kaum vorstellen können. Die Veränderungen waren enorm. Die eigentliche Erkenntnis lautet für mich daher: Langfristige Entwicklungen können viel dynamischer verlaufen, als wir es uns zunächst vorstellen.

Sie haben das Ziel formuliert, bis 2032 den jährlichen Strombedarf bilanziell vollständig aus erneuerbaren Energien zu decken. Welche Weichenstellungen sind notwendig, damit dies gelingt?

Neben dem Netzausbau benötigen wir ein Markt- und Steuerungssystem, das Flexibilitäten gezielt unterstützt. Zudem brauchen wir eine Form regionaler Steuerung beim Ausbau erneuerbarer Energien. Netzausbau allein wird nicht ausreichen.

Wie könnte diese Steuerung aussehen?

Wie eine solche Steuerung konkret ausgestaltet werden soll, wird mit dem Redispatchvorbehalt gerade kontrovers diskutiert. Denkbar sind natürlich auch alternative Ansätze. Entscheidend ist, dass wir eine wirksame Steuerung schaffen, damit der Ausbau der Erneuerbaren effizient erfolgt. Eine besonders wichtige Rolle spielen Batteriespeicher. Sie sind für die Energiewende ein echter Gamechanger. Dass heute kostengünstige Batteriespeicher und gleichzeitig günstige Photovoltaik-Technologien verfügbar sind, ist ein großer Glücksfall. Allerdings müssen technische Standards, regulatorische Rahmenbedingungen und Marktdesign deutlich besser aufeinander abgestimmt werden als heute. 

„Dass heute kostengünstige Batteriespeicher und gleichzeitig günstige Photovoltaik-Technologien verfügbar sind, ist ein großer Glücksfall.“

Wo sehen Sie darüber hinaus die größten strategischen Herausforderungen für die Übertragungsnetzbetreiber in den kommenden zehn Jahren?

Es gibt mehrere große Herausforderungen, die wir parallel bewältigen müssen. Zunächst brauchen wir einen weiteren Ausbau der Netzinfrastruktur. Gleichzeitig benötigen wir deutlich mehr Flexibilitäten im System, damit Erzeugung und Verbrauch besser synchronisiert werden können. Außerdem müssen sich auch Strommarkt und Marktdesign weiterentwickeln. Die heutigen Strukturen werden langfristig nicht ausreichen, um ein weitgehend erneuerbares Energiesystem sicher und effizient zu organisieren.

Netzausbau ist kostenintensiv. Welchen Beitrag können Digitalisierung und Künstliche Intelligenz leisten?

Künstliche Intelligenz wird in den kommenden Jahren erhebliche Effizienzsteigerungen ermöglichen. Das betrifft nicht nur Netzbetreiber, sondern die gesamte Industrie.

Was meinen Sie konkret?

Im Stromnetz sehen wir bereits heute: Je höher die Spannungsebene, desto stärker ist die Digitalisierung ausgeprägt. Besonders wichtig sind künftig die Schnittstellen zwischen Übertragungs- und Verteilnetzen. Hier besteht weiterhin erheblicher Entwicklungsbedarf, sowohl bei der Automatisierung als auch bei digitalen Prozessen. Ein weiterer entscheidender Faktor ist der Smart-Meter-Rollout. Ohne diese  Zählerdaten, wird das Zusammenspiel von Verbrauchern, Erzeugungsanlagen und Batteriespeichern nicht effizient orchestrierbar sein.

Ihr Unternehmen sprach zuletzt von einem „Tsunami“ an Anschlussanfragen für Großbatteriespeicher. Allein im Netzgebiet von 50Hertz wurden jetzt im Zuge des Reifegradverfahrens Anschlussanfragen für Großverbraucher in einer Größenordnung von über 80 GW gestellt, davon der Großteil Batteriespeicher. 

Die Antragslage liegt inzwischen weit über dem, was wir in unseren Szenarien bis 2045 überhaupt vorgesehen haben. Allein die bereits vorliegenden Anträge übersteigen den geplanten Bedarf um etwa das Doppelte.

„Je mehr PV-Leistung installiert wird, desto attraktiver werden Batteriespeicher.“

Wie viele dieser Projekte halten Sie tatsächlich für realisierungsfähig?

Bereits heute haben wir Batteriespeichern mit einer Leistung von rund 14 Gigawatt Netzanschlusszusagen erteilt. Gemeinsam mit den Zusagen anderer Netzbetreiber liegt die Summe deutlich über den derzeitigen Planungsannahmen, in Summe bei bereits rund 100 GW Anschlussleistung. Deshalb ist klar: Nicht alle beantragten Projekte werden realisiert werden können. Es wird eine Priorisierung erforderlich sein.

Ist dieser Boom nachhaltig oder lediglich ein kurzfristiger Trend?

Da spielen verschiedene Faktoren eine Rolle. Ein Treiber ist sicherlich die derzeitige Netzentgeltbefreiung für Speicher, die bis 2029 gilt. Sie verbessert die Wirtschaftlichkeit vieler Projekte. Zudem hängen die Perspektiven eng mit dem Ausbau der Photovoltaik zusammen. Je mehr PV-Leistung installiert wird, desto attraktiver werden Batteriespeicher. Auch die weitere Entwicklung der Speicherkosten wird entscheidend sein. Dennoch bleibt festzuhalten: Die aktuell beantragten Kapazitäten werden in dieser Form nicht vollständig realisiert werden können. Nach 2029 und sobald ein Teil der jetzt zugesagten Projekte in Betrieb ist, wird sich der Markt noch einmal neu sortieren. 

Der Ausbau von Batteriespeichern ist eng mit dem Ausbau der Netzinfrastruktur verbunden. In diesem Zusammenhang wird auch die Frage diskutiert, wie neue Stromleitungen künftig gebaut werden sollen. Die Debatte um Erdkabel versus Freileitung wurde zuletzt wieder intensiver geführt. Wie bewerten Sie diese Diskussion?

Unser bestehendes Netz besteht überwiegend aus Freileitungen. Das ist technisch bewährt und wirtschaftlich sehr effizient. Bei der aktuellen Diskussion geht es vor allem um Gleichstromverbindungen. Vor mehr als zehn Jahren wurde politisch entschieden, diese Leitungen überwiegend als Erdkabel umzusetzen, um die gesellschaftliche Akzeptanz zu erhöhen und Genehmigungsverfahren zu erleichtern. Heute sehen wir allerdings, dass Erdkabel deutlich teurer sind. Gleichzeitig haben sich die Rahmenbedingungen verändert. Die Genehmigungsprozesse sind schneller geworden und die öffentliche Diskussion hat sich weiterentwickelt. Deshalb vertreten wir heute die Auffassung, dass bei zukünftigen Projekten Wirtschaftlichkeit und Bezahlbarkeit stärker berücksichtigt werden sollten. Aus dieser Perspektive sind Freileitungen oftmals die bessere Lösung. Bereits laufende Projekte sollten jedoch nicht mehr grundlegend verändert werden, da dies erhebliche Verzögerungen verursachen würde.

„Die größere Herausforderung ist nicht das Elektroauto, sondern die gesamte Elektrifizierung der Wirtschaft und Gesellschaft.“

Im Verkehrsbereich wird der Strombedarf durch die wachsende Zahl von Elektrofahrzeugen deutlich steigen. Reicht der Strom aus Sicht von 50Hertz für Millionen Elektrofahrzeuge?

 Ja, davon bin ich überzeugt. Die Elektromobilität ist in allen relevanten Szenarien berücksichtigt. Für das Jahr 2045 rechnen wir mit über 40 Millionen Elektro-Pkw in Deutschland. Energetisch ist das darstellbar. Allerdings setzt dies den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien voraus. Die zusätzliche Stromnachfrage entsteht nicht allein durch Elektromobilität, sondern auch durch die Dekarbonisierung von Wärmeversorgung und Industrie. Die größere Herausforderung ist somit nicht das Elektroauto selbst, sondern die gesamte Elektrifizierung der Wirtschaft und Gesellschaft.

Welche Rolle spielt das bidirektionale Laden in Ihren Überlegungen?

Aus Sicht eines Übertragungsnetzbetreibers ist das sehr positiv. Bidirektionales Laden erhöht die Flexibilität im Stromsystem und schafft zusätzliche Handlungsoptionen für Marktteilnehmer. Gleichzeitig müssen die Anforderungen der Verteilnetze berücksichtigt werden. Das Laden von Elektrofahrzeugen erfolgt häufig zeitgleich und kann lokale Belastungsspitzen verursachen. Deshalb benötigen Verteilnetzbetreiber geeignete Steuerungsmöglichkeiten, um unnötigen Netzausbau zu vermeiden. Technisch halte ich bidirektionales Laden für vielversprechend. Besonders im häuslichen Umfeld entstehen bereits interessante Anwendungen. Beim öffentlichen Laden sehen wir dagegen noch Entwicklungspotenzial, etwa bei dynamischen Tarifen und marktlichen Anreizen.

Neben dem Fahrzeug selbst entstehen im Umfeld der Elektromobilität auch neue Geschäftsmodelle. Dazu zählt auch Ihr Pilotprojekt mit LichtBlick, decarbon1ze und Stromnetz Berlin, bei dem Fahrer an öffentlichen Ladesäulen ihren individuellen Stromtarif nutzen können. Welche zentralen Erkenntnisse haben Sie bislang aus diesem Projekt gewonnen?

Interessanterweise waren wir in diesem Projekt nicht Netzbetreiber, sondern Anwender. Mitarbeitende konnten an bestimmten Ladesäulen ihren privaten Stromvertrag nutzen und darüber laden. Technisch hat das sehr gut funktioniert. Das Konzept wurde nicht nur getestet, sondern auch tatsächlich genutzt. Gerade für ein Flächenunternehmen wie 50Hertz mit zahlreichen Standorten außerhalb großer Ballungsräume bietet ein solches Modell interessante Vorteile. Noch sehen wir allerdings keinen flächendeckenden Rollout. Dafür dürfte es derzeit noch etwas zu früh sein.

Vielen Dank für das Gespräch.