Strom zum Anfassen

Deutschland baut sein Stromsystem gerade komplett um. Immer mehr Strom kommt aus Wind- und Solaranlagen, während Kohlekraftwerke nach und nach vom Netz gehen. Das Problem: Wind und Sonne liefern nicht immer Strom, wenn er gebraucht wird. An kalten Wintertagen kann es vorkommen, dass kaum Wind weht und gleichzeitig wenig Solarstrom erzeugt wird. Für solche Zeiten braucht das Land Kraftwerke oder andere Anlagen, die zuverlässig einspringen können. Deshalb wurde mit dem Stromversorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz ein Kapazitätsmarkt eingeführt. Er soll den sogenannten Energy Only Markt ergänzen, auf dem Strom gehandelt wird.

Bisher wurden Kraftwerke nur für den Strom bezahlt, den sie tatsächlich erzeugen. Künftig erhalten Betreiber zusätzlich Geld dafür, ihre Anlagen betriebsbereit zu halten. Vereinfacht gesagt: Die Stromkunden bezahlen zukünftig nicht nur für Strom, den sie verbrauchen, sondern auch für die Garantie, dass im Notfall genügend Leistung verfügbar ist. Damit sollen rechtzeitig neue Investitionen ausgelöst werden, bevor Versorgungslücken entstehen.

Wie das genau funktioniert, darüber sprechen in dieser Podcast-Folge die beiden 50Hertz-Strommarktexperten Dr. Johannes Henkel und Lisa Marie Wolf.

In den beiden ersten Ausschreibungsrunden sollen zunächst vor allem Gaskraftwerke zum Zug kommen. Der Grund liegt in den Anforderungen der ersten Ausschreibungen. Gesucht werden Anlagen, die auch über längere Zeit Strom liefern können, etwa während einer mehrtägigen Dunkelflaute. Gaskraftwerke können das leisten. Sie lassen sich flexibel bei Bedarf tagelang oder dauerhaft betreiben.

Batteriespeicher können ebenfalls eine wichtige Rolle spielen, haben derzeit aber noch eine Speicherdauer von nur wenigen Stunden. Sie können Strom sehr schnell bereitstellen und stabilisieren das Netz hervorragend, sind aber für mehrere Tage ohne Wind und Sonne nicht ausreichend dimensioniert. Man müsste extrem viele solcher Speicher vorhalten, um längere Phasen mit wenig Wind und Solareinspeisung zu überbrücken. Deshalb haben Gaskraftwerke in den ersten Ausschreibungsrunden Vorteile. Speicher sollen in späteren Ausschreibungen gleichberechtigt mit Kraftwerken um gesicherte Leistung konkurrieren können.

Die neuen Gaskraftwerke müssen wasserstofffähig sein, also später statt mit Erdgas mit Wasserstoff betrieben werden können. Dafür sind dann technische Umrüstungen erforderlich. Kohlekraftwerke und andere Kraftwerke, die bestimmte CO2 Emissionswerte überschreiten, dürfen an den Ausschreibungen nicht teilnehmen. Damit soll Versorgungssicherheit mit den Klimazielen verbunden werden. Auch Kraftwerke, die bereits in Betrieb sind, sind von den ersten Ausschreibungen ausgeschlossen.

Die Ausschreibungen werden von der Bundesnetzagentur durchgeführt. Bereits 2026 wurden zunächst rund neun Gigawatt neuer Langzeitkapazitäten ausgeschrieben. Die ersten Zuschlagsfrist für die sogenannte „Langzeitkapazitäten“ endet bereits am 3. November. Weitere Ausschreibungen folgen 2027 und 2029. Dann werden die Regeln technologieoffener: Neben Kraftwerken können auch Batteriespeicher, andere Speichertechnologien und flexible Stromverbraucher teilnehmen. Ziel ist ein Stromsystem, das auch dann zuverlässig funktioniert, wenn Wind und Sonne einmal Pause machen.

Nützliche Quellen dazu:

Bundesnetzagentur - Ausschreibungen

StromVKG - Gesetz zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstellung neuer Kapazitäten

Meilenstein für die Versorgungssicherheit Strom: Kapazitätsmarkt sichert zukünftig die Versorgung mit Strom ab | BMWE

StromVKG: Falsche Akzente zementieren Abhängigkeiten: Bundesverband Erneuerbare Energie e.V.

Bundeskartellamt - Homepage - Stellungnahme zum Entwurf für ein Strom-Versorgungssicherheits- und Kapazitätengesetz (StromVKG)

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Auch in dieser musikalischen Folge ist 50Hertz Sekundärtechniker Ralph Karmoll zu Gast. Sein Hobby seit vielen Jahren: Apps programmieren. Eine davon heißt STROMverstehen und man kann sie kostenlos im Appstore herunterladen.

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In dieser Folge geht es um einige der wichtigsten Pioniere und Wegbereiter der Elektrotechnik. Zu allen hat Ralph einen Song komponieren lassen.

• William Gilbert, der den Begriff „electricus“ einführte und zwischen Magnetismus und Elektrizität systematisch unterschied. Lebt im 17. Jahrhundert.

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Der Podcast „Strom zum Anfassen“ ist eine Produktion der Klangkantine Studios im Auftrag von 50Hertz.    

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In dieser ungewöhnlich musikalischen Folge ist 50Hertz Sekundärtechniker Ralph Karmoll zu Gast. Sein Hobby seit vielen Jahren: Apps programmieren. Eine davon heißt STROMverstehen und man kann sie kostenlos im Appstore herunterladen.

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In dieser Podcast-Folge geht es hinaus nach Brandenburg unter die Freileitung Neuenhagen – Preilack in Brandenburg. 50Hertz-Expertin Jana Schramke berichtet über ein Pilotprojekt zum Ökologischen Trassenmanagement, das sich inzwischen sehr bewährt hat.

Unter Stromtrassen passiert mehr, als man auf den ersten Blick vermutet. Wo früher oft die gesamte Vegetation entfernt und der Boden gemulcht wurde, setzt man heute auf ein deutlich klügeres Prinzip. Hinter dem ökologischen Trassenmanagement steckt die Idee, die Flächen unter Hochspannungsleitungen nicht nur von gefährlichem Baum- und Strauchbewuchs freizuhalten, sondern als Lebensraum für Tiere und Pflanzen zu nutzen.

Klar ist: Die Sicherheit hat oberste Priorität. Bäume dürfen nicht in die Leitungen hineinwachsen oder bei Sturm umkippen. Auch muss ein ausreichender Sicherheitsabstand zum Boden und zum Bewuchs vorhanden sein, damit es nicht zu Überschlägen kommt und Brände ausgelöst werden. Deshalb müssen diese Bereiche regelmäßig gepflegt werden. Heutzutage greift man gezielt ein. Nur das, was wirklich gefährlich werden kann – also hochwachsende Bäume – wird entfernt oder zurückgeschnitten.

Der Rest darf wachsen – allerdings auf eine „kontrollierte“ Art. Gefördert werden vor allem niedrige Sträucher, Gräser und Blumen. So entstehen strukturreiche Flächen mit viel Licht, die für viele Arten ideal sind. Unter Stromleitungen entwickeln sich dadurch oft kleine Naturparadiese mit Schmetterlingen, Heuschrecken, Bienen und vielen Vögeln.

Hier kommen die tierischen Helfer ins Spiel: Schafe, Ziegen oder auch robuste Rinder halten den Bewuchs ganz natürlich in Schach. Sie fressen junge Triebe, verhindern das Aufkommen von Bäumen und sorgen gleichzeitig dafür, dass sich Pflanzen und Samen verbreiten. Für die Tiere selbst sind die Trassen oft willkommene Weideflächen – eine klassische Win-Win-Situation.

Wo Beweidung nicht möglich ist, werden gezielt einzelne Gehölze entnommen oder es wird gemäht – allerdings nicht einfach alles auf einmal, sondern oft abschnittsweise und zu passenden Zeiten. So bleibt immer ein Rückzugsraum für Tiere erhalten.

Unterm Strich entsteht eine Landschaft, die nicht nur funktional ist, sondern auch ökologisch wertvoll: Stromtrassen verbinden heute häufig Lebensräume miteinander und werden zu grünen Korridoren quer durch die Landschaft.

Weitere Informationen:

Netzausbau - Ökologisches Trassenmanagement

Tagungsband_OeTM.pdf

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Um Berlin von außen mit Strom zu versorgen, gibt es Kabel tief unter der Erde. Im Ostteil der Stadt ist seit den 1990er Jahren ein Tunnel in Betrieb, ein weiterer Abschnitt im Westteil der Stadt befindet sich gerade in Bau und wird eine Leitung aus den späten 1970er Jahren ersetzen.

Dieses Kabelsystem hat eine wichtige Rolle für die Stromversorgung der deutschen Hauptstadt. Ihre Entstehung und Entwicklung ist eng mit der besonderen historischen Situation Berlins als geteilte Stadt und mit den Anforderungen an Versorgungssicherheit unter außergewöhnlichen politischen Bedingungen verbunden.

Nach dem Zweiten Weltkrieg lag West Berlin als Strom Insel mitten in der DDR. Die Stadt war vom westdeutschen Verbundnetz getrennt und musste ihre Elektrizitätsversorgung weitgehend autark sichern. Diese Insellage führte zu technisch wegweisenden Lösungen: Zwischen dem Kraftwerksstandort Reuter und dem Umspannwerk Mitte wurde 1978 erstmals weltweit ein erdverlegtes 380 kV Höchstspannungskabel in Betrieb genommen, das weitgehend dem Straßenverlauf folgt und in mehreren Metern Tiefe verlegt wurde.

Unabhängig davon entwickelte sich im Osten Berlins ein eigenes Stromnetz, das in das Höchstspannungsnetz der DDR integriert und daran angeschlossen war. Nach der Wiedervereinigung musste die zuvor getrennte Infrastruktur zusammengeführt werden. Ende der 1990er Jahre wurde ein begehbarer Kabeltunnel tief unter anderen Kabel- und Rohrsystemen wie Fernwärme oder Gasnetzen zwischen den Umspannwerken Marzahn, Friedrichshain und Mitte realisiert. Damit entstand erstmals eine durchgängige Höchstspannungsleitung zwischen Ost und West quer durch die Stadt - die Kabeldiagonale Berlin.

Heute unterquert die Kabeldiagonale Berlin über rund 20 Kilometer vom Westen bis in den Osten die Stadt. Der zu erwartende steigende Strombedarf macht jedoch eine weitere Verstärkung nötig. Berlin wächst, die Elektrifizierung nimmt zu unter anderem durch Rechenzentren, und die letzten Kohlekraftwerke sollen auch Anfang der 2030er Jahre vom Netz gehen. Aktuell wird daher ein Teil des historischen West Abschnitts komplett erneuert.

Der Ersatz erfolgt über einen rund 6,7 Kilometer langen begehbaren Tunnel, der in 20 bis 30 Metern Tiefe unter dicht bebauten Stadtteilen verläuft. Der Tunnel hat einen Innendurchmesser von drei Metern und bietet ausreichend Raum für zwei Kabelsysteme. Die Trasse wird abschnittsweise unterteilt und durch vier Schachtbauwerke erschlossen. Diese Schächte dienen der Logistik, Belüftung, Sicherheit und späteren Wartung.

Die Bauarbeiten begannen im Jahr 2020, der eigentliche Tunnelvortrieb wurde nach rund zweieinhalb Jahren im Juni 2025 abgeschlossen, als die Tunnelbohrmaschine das Umspannwerk Mitte erreichte. Der Ausbau des Tunnels mit Kabeln, technischer Ausrüstung und Sicherheitssystemen läuft weiter bis zur vollständigen Inbetriebnahme in wenigen Jahren.

Zusammen mit dem bestehenden Tunnel im Ostteil der Stadt entsteht so ein durchgängiges Stromsystem für Berlin, das über mehrere Umspannwerke mit dem Verteilnetz verknüpft ist und den Strom über die einzelnen Stadtteile bis in jeden Haushalt transportiert.

Doch damit nicht genug. Derzeit laufen die Planungs- und Genehmigungsverfahren für drei weiteren Tunnelprojekte an, um Umspannwerke im Stadtgebiet durch leistungsstarke Stromleitungen miteinander zu verknüpfen.

In dieser Podcast-Folge sprechen Bianca Prohl, Fachgebietsleiterin Netzverstärkung und Britta Petersen aus der Öffentlichkeitsbeteiligung von 50Hertz über diese Berliner Besonderheiten und welche Herausforderungen des Verlegen von Kabel in so großer Tiefe mit sich bringt.

Weitere Informationen:

Berliner Projekte

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Höchstspannung Gleichstrom Übertragungsleitungen – abgekürzt HGÜ - gelten als zentrale Infrastruktur der Energiewende in Deutschland. Sie ermöglichen den verlustarmen Transport großer Strommengen über weite Entfernungen – insbesondere von den windreichen Regionen im Norden und Osten zu den Verbrauchszentren im Süden. Technisch bieten HGÜ-Verbindungen gegenüber Wechselstromleitungen mehrere Vorteile: Die Übertragungsverluste sind geringer, die Leistung lässt sich gezielt steuern, und hohe Leistungen von mehreren Gigawatt können auf einer einzigen Trasse gebündelt werden. Gleichzeitig sind HGÜ-Systeme aufwendig, da an den Endpunkten leistungsstarke Konverterstationen zur Umwandlung zwischen Wechsel und Gleichstrom erforderlich sind.

Ein wesentlicher politischer Einschnitt war die Einführung des Erdkabelvorrangs für HGÜ-Leitungen. Dieser wurde Ende 2015 gesetzlich beschlossen und 2016 wirksam. Hintergrund waren massive Akzeptanzprobleme bei geplanten Freileitungen, insbesondere wegen des Landschaftsbildes und möglicher Umweltwirkungen. Der Gesetzgeber legte deshalb fest, dass neue große HGÜ-Trassen grundsätzlich als Erdkabel geplant und gebaut werden sollen; Freileitungen sind nur noch in eng begrenzten Ausnahmefällen zulässig.

Zu den wichtigsten HGÜ-Projekten an Land, die sich bereits im Bau befinden, zählen SuedLink, SuedOstLink sowie ANord/Ultranet. Ein prominentes Beispiel ist der SuedOstLink. Er verläuft über rund 540 Kilometer von Wolmirstedt in SachsenAnhalt bis zum Netzverknüpfungspunkt Isar bei Landshut in Bayern. Technisch werden zwei Gleichstromverbindungen mit einer Spannung von 525 Kilovolt realisiert, die jeweils eine Leistung von 2.000 Megawatt übertragen können, zusammen also bis zu 4 Gigawatt.

In dieser podcast-Folge geht es um ein weiteres HGÜ-Projekt, das von 50Hertz gemeinsam mit TenneT geplant und dann gebaut wird – den NordOstLink (NOL) zwischen Heide an der Nordseeküste und einem Umspannwerk in der Nähe von Schwerin in Mecklenburg-Vorpommern.

Während beim NOL das Planfeststellungsverfahren noch bevorsteht und der Bau nicht vor 2028 beginnen kann, ist die Errichtung des SuedOstLink (SOL) weit fortgeschritten. Für alle Abschnitte liegen Planfeststellungsbeschlüsse vor, und die Bauarbeiten laufen entlang der gesamten Trasse. Nach Angaben der Bundesnetzagentur soll der erste Teil der Leitung 2027 in Betrieb gehen, weitere Abschnitte folgen in den darauffolgenden Jahren.  

In dieser Folge Strom zum Anfassen geben Axel Happe und Marie Bartels von der 50Hertz-Öffentlichkeitsbeteiligung darüber Auskunft, wie ein solche großes Infrastrukturprojekt alle Phasen von der Vorplanung über das Genehmigungsverfahren bis hin zum Bau und zur Fertigstellung durchläuft und welche rechtlichen und technischen Herausforderungen dabei zu bewältigen sind.

Die Termine und genaue Lage der einzelnen Orte sind hier zu finden:

Tiefbau erleben

Weitere Informationen zum SOL und zum NOL gibt es hier auf den Projektwebsites von 50Hertz.

SuedOstLink

SuedOstLink+

Projektfilm

NordOstLink

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Elektrotechnisch bezeichnet ein Blackout einen großflächigen, ungewollten Zusammenbruch der Stromversorgung, bei dem wesentliche Teile des Stromnetzes spannungslos werden. Anders als bei einer lokalen oder kurzzeitigen Störung ist dabei nicht nur ein einzelnes Netzelement betroffen, sondern das gesamte System verliert seine stabile Betriebsgrundlage. Der Blackout in Spanien/Portugal und Teilen Südfrankreichs war der folgenschwerste in Kontinentaleuropa seit über 20 Jahren. Der letzte große Blackout ereignete sich in Italien im September 2003.

Um den Blackout vom April 2025 umfassend zu untersuchen, wurde gemäß europäischer Regeln eine Expertenkommission eingesetzt, die sich aus 49 Mitgliedern aus 13 Ländern zusammensetzte. Und diese Kommission hat vor wenigen Wochen am 20. März 2026 ihren Abschlussbericht vorgelegt.

In dieser Podcastfolge bereite ich diesen Bericht anhand von drei Leitfragen auf:

Ersten: Was ist ganz genau wann und wo und wie passiert?

Zweitens: Warum ist es so abgelaufen?

Drittens: Welche Konsequenzen sind abzuleiten, damit es nicht wieder vorkommt?

Hier findet Ihr weitere Informationen und den Untersuchungsbericht, der auf den Seiten des europäischen Übertragungsnetzbetreiberverbandes ENTSO-E veröffentlicht wurde:

28 April 2025 Blackout

ENTSO-E Publishes Expert Panel Final Report on 28 April 2025 Blackout in Spain and Portugal

[Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025 » ICS Investigation Expert Panel » Final Report » 20 March 2025](https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/clean-documents/Publications/2025/iberian-blackout/Final Report on the Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025.pdf)

Spanischer Blackout 2025: Stromausfall durch veraltetes System und Fehlverhalten - Golem.de

Blackout in Spanien zeigt: „Systemstabilität ist wachsende Herausforderung“

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Offshore-Vernetzung meint den Aufbau eines Stromnetzes, das Offshore-Windparks und Umspannwerke auf See miteinander verbindet und diese gemeinsam mit dem Festland verknüpft. Bisher wurden Offshore-Windparks in der Regel über separate Leitungen direkt mit dem Übertragungsnetz an Land verbunden („Punkt-zu-Punkt-Verbindungen“). Die Offshore-Vernetzung verfolgt jedoch einen neuen und effizienteren Ansatz: Verschiedene Windparks werden untereinander verbunden, sodass ein gemeinsames, vermaschtes Offshore-Netz entsteht.

Über dieses Thema sprechen in dieser Podcast-Folge Dr. Anne-Katrin Marten, Leiterin der Operativen Systemführung und Dr. Henrich Quick, Leiter Offshore bei 50Hertz.

Das Herzstück solcher Vernetzung sind Netzknoten. Das können Offshore-Plattformen mit Umspannwerken auf dem Meer sein oder auch an Land sein, von denen aus sich der Stromfluss flexibel steuern lässt. Mit einer Offshore-Vernetzung können Stromströme besser koordiniert werden, denn sie fließen nicht mehr nur in eine Richtung, sondern können je nach Bedarf weitergeleitet oder umgelenkt werden. Technisch wird das durch die Anbindung an Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Systeme unterstützt, die große Strommengen effizient und verlustarm über weite Entfernungen transportieren können.

Diese Vernetzung bietet entscheidende Vorteile: Sie erhöht die Versorgungssicherheit, weil Störungen oder Ausfälle einzelner Leitungen besser ausgeglichen werden können. Außer-dem können Netzengpässe vermieden und Überkapazitäten flexibler gesteuert werden, was der Einbindung erneuerbarer Energien enorm hilft. Die Baukosten sinken, weil weniger Kabel und Plattformen benötigt werden, was wiederum die Auswirkungen auf die Umwelt verringert.

Zukunftsorientiert bedeutet Offshore-Vernetzung auch den Weg hin zu internationalen Stromnetzen: Länder wie Deutschland, Dänemark, die Niederlande oder Belgien arbeiten daran, ihre Offshore-Anlagen zu verbinden und ein grenzüberschreitendes Netz in der Nord- und Ostsee aufzubauen. In diesem Zusammenhang ist von „hybriden Interkonnektoren“ die Rede. So kann Windstrom zwischen den Ländern flexibel genutzt werden. – ein wichtiger Schritt für die Energiewende, Versorgungssicherheit und für eine nachhaltige Transformation des europäischen Energiesystems.

Das Projekt Bornholm Energy Island in der Ostsee ist das am weitesten fortgeschrittene Projekt eines „hybriden Interkonnektors“. Es soll bis Mitte der 2030er Jahre realisiert werden und 3 Gigawatt Leistung auf Deutschland und Dänemark verteilen.

www.Bornholmenergyisland.eu

In einem kleineren Maßstab ist ein weiterer hybrider Interkonnektor bereits seit einigen Jahren voll in Betrieb – die Combined Grid Solution – Kriegers Flak ebenfalls in der Ostsee zwischen Deutschland und Dänemark.

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Geld und Strom. Beides hängt zusammen. Der Betrieb und vor allem der Ausbau der Stromnetze kosten mehrere hundert Milliarden Euro in den kommenden 20 Jahren. Dieses Geld wird bei uns allen eingesammelt, bei den Stromkunden. Und zwar über die sogenannten Netznutzungsentgelte.

Darum geht es in dieser Folge mit Eileen Hügle, Leiterin Treasury bei 50Hertz, und Annegret Dünnwald, Teamleiterin Verfahrensregulierung.

Die Finanzierung des Netzausbaus beruht im Wesentlichen auf zwei Säulen: den regulierten Netzentgelten, die durch die sogenannten Anreizregulierungssysteme bestimmt werden, und der Aufnahme von Kapital an den Finanzmärkten.

Grundsätzlich tragen die Stromkundinnen und -kunden die Kosten des Netzausbaus. Über die monatlichen Netzentgelte, die jeder Haushalt oder jedes Unternehmen auf seiner Stromrechnung sieht, werden kontinuierlich Mittel für Betrieb, Wartung und Ausbau der Netzinfrastruktur aufgebracht. Diese Entgelte sind jedoch strikt reguliert, um einen fairen Ausgleich zwischen Investitionsbedarf, Preisstabilität und Anreiz zu effizientem Wirtschaften für die Betreiber zu schaffen.

Genau an dieser Stelle kommt die Anreizregulierung ins Spiel. In Deutschland legt die Bundesnetzagentur bestimmte Regeln fest, wie viel die Netzbetreiber für ihre Investitionen und laufenden Aufwendungen verlangen dürfen. Die zugelassenen Erlöse orientieren sich dabei an verschiedenen Faktoren: Zum Beispiel an den tatsächlich entstandenen Kosten vergangener Jahre, an der erwarteten Effizienzsteigerung und vor allem an einer festgelegten Eigenkapitalverzinsung. Diese Eigenkapitalverzinsung spielt eine große Rolle, denn sie ist ein entscheidender Anreiz für Netzbetreiber zu investieren. Wenn die Verzinsung attraktiv ist, werden mehr Investitionen getätigt, gleichzeitig aber dürfen die Kosten für die Stromkunden nicht ausufern.

In der Praxis bedeutet das: Der Netzbetreiber reicht einen Investitionsplan bei der Regulierungsbehörde ein. Die Behörde prüft diesen und legt fest, in welchem Umfang die Kosten über zukünftige Netzentgelte refinanziert werden dürfen. Dabei werden auch Effizienzkriterien angewendet – Netzbetreiber, die besonders sparsam und wirkungsvoll arbeiten, profitieren von zusätzlichen Erlösen. Andererseits sollen Geschäftsmodelle, die nur auf möglichst hohe Netzentgelte setzen, gebremst werden, damit der Wettbewerb nicht verzerrt wird und die Preise für die Netznutzung im Rahmen bleiben.

Da der Netzausbau enorme Summen verschlingt, reicht das über die Jahre eingenommene Geld aus den Netzentgelten nicht aus, um alle Maßnahmen vorzufinanzieren. Hier schlägt die Stunde des Kapitalmarkts: Netzbetreiber nehmen Kredite auf oder geben Anleihen aus, um die notwendigen Finanzmittel bereitzustellen. Die Zinsen, die für diese Finanzierungen aufzubringen sind, werden ebenso von der Regulierungsbehörde berücksichtigt, sodass die Finanzierungskosten nicht zum Risiko für das Investitionsvorhaben werden.

Allerdings ist das Zusammenspiel zwischen Regulierungsrahmen und Kapitalmarkt nicht vollkommen reibungslos. Wird der zugelassene Zinssatz für das eingesetzte Kapital zu niedrig bemessen, besteht die Gefahr, dass Netzbetreiber weniger investieren, weil die Finanzierung über Fremd- oder Eigenkapital im internationalen Vergleich unattraktiv ist. Im Umkehrschluss können zu hohe Zinssätze zu überhöhten Netzentgelten führen. Deshalb wird der Eigenkapitalzinssatz regelmäßig überprüft und an die Kapitalmarktsituation angepasst, damit der Netzausbau finanziell tragbar bleibt und die Versorgungssicherheit auch künftigen Herausforderungen standhält.

Mehr zum Thema Anreizregulierung hier:

Bundesnetzagentur - Anreizregulierung

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In Europa gilt Freizügigkeit. Man kann zwischen Spanien und Schweden ohne Reisepass und ohne Visum hin und herreisen, meistens ohne Grenzkontrollen. Der Personalausweis reicht als Dokument vollkommen aus. Beim Strom gibt es auch so etwas wie Freizügigkeit. Wir haben ja einen gemeinsamen Markt in Europa für Waren und Dienstleistungen. Aber dieser Freizügigkeit sind physikalische und damit dann auch marktliche Grenzen gesetzt. Oder anders gesagt: Ohne Straßen könnte man nur beschwerlich reisen und keine Tomaten aus Spanien importieren. Und beim Strom ist das ähnlich. Ohne Leitungen kein grenzüberschreitender Verkehr und kein Stromhandel.

Wie das alles in Europa in unserem riesigen Verbundnetz organisiert ist und wie die Märkte miteinander „gekoppelt“ sind über Interkonnektoren, darüber geben Andre Estermann und Marius Schrade Auskunft, die sich bei 50Hertz im Team Cross Border Management mit der konkreten Ausgestaltung des europäischen Strombinnenmarktes befassen.

Grundsätzlich ist der europäische Strombinnenmarkt das Ergebnis der engen Zusammenarbeit vieler Länder, damit Strom effizient und verlässlich über Grenzen hinweg gehandelt werden kann. Während früher jedes Land vor allem im eigenen Netz gewirtschaftet hat, sind die Märkte heute miteinander verbunden. Die Idee: Strom wird dort erzeugt, wo es am günstigsten und nachhaltigsten möglich ist, und kann dorthin geliefert werden, wo er gerade gebraucht wird – beispielsweise, wenn in Spanien viel Sonne scheint oder in Skandinavien Wasserkraft im Überfluss vorhanden ist.

Eine zentrale Rolle spielen Interkonnektoren. Das sind grenzüberschreitende Stromleitungen, durch die Energie physisch von einem Land ins andere transportiert werden kann. Sie sind technisch oft anspruchsvoll und werden als Hochspannungsleitungen gebaut, entweder als Freileitung, Erdkabel oder auch als Seekabel zwischen Ländern wie Belgien und Großbritannien. Neue Interkonnektoren werden gezielt geplant, um Engpässe zu vermeiden und die Stabilität im europäischen Netz zu erhöhen. Sie ermöglichen, dass Schwankungen bei der Stromerzeugung – etwa durch erneuerbare Energien – europaweit ausgeglichen werden können.

Damit der Stromhandel funktioniert, braucht es abgestimmte Regeln. Hier kommt die Marktkopplung ins Spiel. Strombörsen verschiedener Länder arbeiten zusammen, stimmen ihre Auktionen aufeinander ab und berücksichtigen dabei die verfügbare Kapazität der Interkonnektoren. Das führt dazu, dass Stromanbieter ihre Produkte nicht nur im eigenen Land, sondern auch in anderen angeschlossenen Märkten verkaufen können. Die Preise für Strom werden auf europäischer Ebene abgestimmt und Strom fließt über die Verbindungen nach Angebot und Nachfrage – immer dorthin, wo gerade Bedarf besteht.

Wer sich in das Thema richtig reinknien will – hier das Fachbuch zum Podcast: European Electricity Market Coupling – A Practitioner’s Guide. Herausgegeben von Dr. André Estermann, Marius Schrade und Louise Anderson.

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