Die Energiewende wird oft mit Blick auf Mengen und Zeit diskutiert: mehr Gigawatt, mehr Leitungen, schnellere Realisierung. Entscheidend ist aber auch die Topologie des künftigen Stromsystems. Wetterabhängige Erzeugung, Speicher und Lasten brauchen eine räumliche Ordnung, die Erzeugung, Verbrauch und Netze so koppelt, dass regionale Unterdeckungen nicht regelmäßig große Ferntransporte erzwingen. Dies wurde vom Verfasser jüngst in European Planning Studies vertiefend dargelegt [1].
Das ist keine Absage an den Netzausbau. Übertragungs- und Verteilnetze bleiben das Rückgrat, grenzüberschreitende Verbindungen mindern Risiken teilräumlicher Dunkelflauten. Aber jedes Netz hat Knoten, Engstellen und exponierte Trassen. Müssen große Strommengen häufig über wenige Achsen fließen, steigen Abregelungen, Leitungskosten und -verluste. Es entstehen zudem Verwundbarkeiten, die Technik mindern, aber nicht beseitigen kann.
Inhaltsverzeichnis
Technik schützt, aber nur begrenzt
Physische Überwachung, bauliche Vorkehrungen und Cybersecurity sind wichtig für die Energiewende, ersetzen aber keine robuste Systemarchitektur. Tausende Kilometer HGÜ-Trassen lassen sich zum Beispiel kaum schützen.
Russlands Angriffskrieg gegen die Ukraine zeigt, wie konsequent Energieinfrastruktur angegriffen werden kann: Kraftwerke, Leitungen, Umspannwerke und Transformatoren [2] [3]. Auch Deutschland kennt Warnsignale: Grünheide 2024, Brandanschläge auf Strommasten und Kabeltrassen in Berlin sowie Brandschäden in einem Umspannwerk in Reutlingen. Versorgungssicherheit hängt deshalb auch davon ab, wie stark Räume auf wenige Leitungen oder Punktinfrastrukturen angewiesen sind.
Räumliche Ausgewogenheit als Schlüssel zu passiver Sicherheit und Effizienz
Räumliche Ausgewogenheit sollte deshalb als Schlüsselfaktor verstanden werden. Sie wirkt wie passive Sicherheit, die dauerhaft in der Struktur angelegt ist. Kann ein Teilraum einen relevanten Anteil seines Strombedarfs aus nahegelegenen Windenergieanlagen (WEA), Photovoltaik (PV)-Anlagen, Speichern, flexiblen Biogasanlagen, H2-ready-Kraftwerken und flexiblen Lasten autonom decken, verliert der Ausfall einzelner überregionaler Leitungen an Brisanz.
Dabei ist zu bedenken, dass Wind- und Solarenergie relativ komplementäre Erzeugungsprofile aufweisen: Windstrom fällt typischerweise stärker im Winterhalbjahr an, Solarstrom hingegen vor allem im Sommerhalbjahr. Eine teilräumliche Kombination beider Technologien kann daher – insbesondere mit Speichern und flexiblen Lasten – den Bedarf unter anderem an fossilen Reservekapazitäten sowie an dauerhaft hohen Stromtransporten über große Distanzen verringern.
Zugleich lassen sich dadurch kostensenkende Überbauungen von Netzverknüpfungspunkten effizient nutzen und teure Netzausbaubedarfe reduzieren. Schon unabhängig von Resilienz kann dies rechtfertigen, Strom an Standorten mit etwas höheren Gestehungskosten zu produzieren.
Windenergieoptionen sind wegen Abständen, Artenschutz, Siedlungsstruktur, Windangebot usw. in Deutschland allerdings räumlich stark begrenzt. Hier sollten alle geplanten Flächen zeitnah angeschlossen und genutzt werden – auch weil WEA aufgrund hoher Vollaststunden systemisch besonders vorteilhaft sind.
Im PV-Bereich bestehen mehr Steuerungsoptionen. Passende Dachflächen sind in allen Regionen vorhanden und für Solarparks gibt es – wie auch in anderen Teilen Europas [4] – viele Potenziale. Sie lassen sich flexibler verteilen als WEA, auch in westlichen und nördlichen Bundesländern. Trotz geringerer Einstrahlung können Anlagen dort systemisch wertvoll sein.
Verfügbare Technik richtig verorten
Die technischen Lösungen sind vorhanden. Entscheidend ist, ob Rechts- und Förderrahmen die Technologien zur rechten Zeit an die richtigen Orte lenken. Dafür reicht es nicht, Erneuerbare dort zu bevorzugen, wo aktuell ein Netzanschluss einfach erscheint. Das kann Engpässe dämpfen, löst aber nicht zwingend die räumliche Schieflage. Besser ist ein vorausschauender Rahmen: räumliche Mindestbeiträge, planerische Standortsuche, Ausgleich natürlicher Standortnachteile und netzdienliche Einbindung.
Vom Wind lernen, PV eigenständig steuern
Die Windenergieplanung zeigt weitgehend, dass ein solcher Rahmen möglich ist. Das Windenergieflächenbedarfsgesetz (WindBG) setzt auf Basis von Potenzialstudienergebnissen differenzierte Flächenziele mit Stichtagen; Länder konkretisieren sie und insbesondere die Regionalplanung setzt sie um. Werden Ziele erreicht, ist die Windenergienutzung außerhalb geplanter Gebiete regelmäßig nicht mehr privilegiert; werden sie verfehlt, greift unter anderem eine weitgehende Privilegierung im Außenbereich. Das Referenzertragsmodell des § 36h EEG ergänzt dies, weil es Windstandorte auch außerhalb der besten Lagen wirtschaftlich ermöglicht – wenngleich derzeit mit Defiziten im Süden und bundesweit unzureichenden Ausschreibungsmengen.
Für den PV-Bereich fehlen teilräumliche Mindestflächenziele ebenso wie ein Ausgleich räumlich unterschiedlicher Einstrahlungswerte. PV-Freiflächenanlagen (PV-FFA) entstehen unter anderem aufgrund daraus resultierender Ausschreibungsvorteile deutlich überproportional im einstrahlungsstärkeren Süden und Osten; auch Dachanlagen lohnen sich dort tendenziell mehr. Bliebe dieser Rahmen beim angestrebten erheblichen PV-Ausbau bestehen, wären zum Beispiel Hessen und Nordrhein-Westfalen im Sommer voraussichtlich stark davon abhängig, dass der Transport des Solarstroms aus dem Süden nicht gestört beziehungsweise attackiert wird.
Was ist also nötig?
Erstens braucht es teilräumliche Mindestflächenziele des Bundes für PV-FFA, die eine breite Verteilung unterstützen und möglichst auch Nachfragezentren und Netzstruktur berücksichtigen. Umsetzen sollte sie primär die Regionalplanung, die großräumig gute konfliktarme Standorte suchen kann.
Zweitens sollten PV-FFA in raumordnerisch festgelegten Solarenergiegebieten im Zuge der laufenden Änderung des BauGB und ROG bauplanungsrechtlich privilegiert werden, sodass Kommunen dort keine weiteren Bauleitplanverfahren für PV durchführen müssen – aber können.
Drittens ist in Anlehnung an § 36h EEG ein einfacher Einstrahlungsausgleich sinnvoll, etwa über regionale Zu- und Abschläge anhand der Einstrahlungswerte der vergangenen Jahre – für PV-FFA und Dach-PV. Das kann in die EEG-Reform integriert werden. Bei PV-FFA könnten alternativ oder additiv auch vier bis fünf Ausschreibungsräume mit ähnlichen Einstrahlungsbedingungen gebildet werden. Deren Volumina sollten sich an der teilräumlichen Stromnachfrage orientieren.
Viertens müssen die EEG-Regeln für WEA über ausreichende Korrekturfaktoren Ausschreibungserfolge auch im Süden ermöglichen. Zudem sind die Ausschreibungsmengen bundesweit rasch zu erhöhen, weil viele Genehmigungen sonst nicht rechtzeitig umgesetzt werden können und die Investitionen die schwächelnde Binnenkonjunktur stärken können.
Fünftens müssen netzstützende H2-ready-Kraftwerke so dimensioniert und verteilt werden, dass sie gut zu allen Lastzentren passen.
Warum dieser Ansatz überlegen ist
Viele diskutierte Instrumente setzen am Engpass selbst an: Netzanschlussbedingungen, Baukostenzuschüsse, Abregelungsregularien oder regionale Beschränkungen sollen Anlagen dort begrenzen, wo Netze derzeit überlastet sind; Netze sollen schneller ausgebaut werden. Das ist nachvollziehbar, bleibt aber reaktiv. Es behandelt den Stau, nicht die räumliche Architektur des Energiesystems.
Eine bessere räumliche Steuerung über PV-Einstrahlungsausgleich, teilräumliche Ausschreibungen und Flächenziele für PV-FFA sowie eine Optimierung des Referenzertragssystems für WEA ist systemischer. Dies lenkt den Ausbau zu Standorten, an denen er für Versorgung, Kostenreduktion und Resilienz mehr leistet.
Ein weiterer Vorteil liegt in der Planbarkeit. Projektierer, Kommunen, Netzbetreiber und Stadtwerke sehen früher, welche Räume künftig Beiträge leisten sollen. Netzplanung kann sich an gesicherten Erzeugungsräumen orientieren.
Der dezentralere Ansatz stärkt zudem Akzeptanz, weil Nutzen, Lasten und regionale Wertschöpfung sinnvoller verteilt werden.
Was die Energiewende braucht
Die Energiewende braucht Tempo, um Importrisiken zu reduzieren und Binnenkonjunktur sowie Klimaschutz zu stärken. Sie braucht aber auch eine bessere räumliche Architektur. Wer Wind, PV, Speicher und flankierende Elemente teilräumlich ausgewogener zusammenführt, reduziert Leitungskosten, verbessert regionale Teilhabe und stärkt die Robustheit gegen Störungen und Angriffe.
Die laufenden und anstehenden Gesetzgebungsverfahren bieten die Chance, dies kurzfristig umzusetzen.
Gastbeitrag von Hauke von Seht
Über den Autoren: Dipl.-Ing. Hauke von Seht, Regionalplanung; Forschungsschwerpunkt: Rechtsrahmen und räumliche Steuerung des Ausbaus erneuerbarer Energien. Die Ausführungen geben ausschließlich die persönliche Auffassung des Autors wieder. E-Mail: hauke.von.seht@gmail.com
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Literaturhinweise
[1] von Seht, H.: Planning for renewables in an uncertain world: key takeaways from analysing the German onshore approach. European Planning Studies 34 (2026), Nr. 6, S. 1250-1269. https://doi.org/10.1080/09654313.2026.2641005.
[2] International Energy Agency: Energy System Resilience. Paris, 2026.
[3] Doronina, I., M. Arlt, M. Galleguillos Torres, V. Doronin, A. Grêt-Regamey, T. Schmidt, and F. Egli. 2024. “Why Renewables Should be at the Center of Rebuilding the Ukrainian Electricity System.” Joule 8 (10): 2715–2720. https://doi.org/10.1016/j.joule.2024.08.014.
[4] Dupré la Tour, M. 2023. “Photovoltaic and Wind Energy Potential in Europe – A Systematic Review.” Renewable and Sustainable Energy Reviews 27 (179): 113189. https://doi.org/10.1016/j.rser.2023.113189.
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