Netzausgaben verschieben sich von Kabeln zu Steuerung, weil KI und Batterien das Netz belasten

Das Ministerium für Klima, Energie und Umwelt teilte am 1. Oktober mit, dass Projekte, die in Honam bereits auf einen Anschluss warten, nach einem überarbeiteten Rahmen Vorrang erhalten. Der Rahmen soll ab Januar 2027 gelten. Zu Honam gehören Gwangju sowie die Provinzen Nord- und Süd-Jeolla. Das berichtet pv magazine. Auch Teile der Region Chungcheong werden wieder geöffnet. Die Beschränkungen an der Ostküste sollen in der ersten Hälfte des Jahres 2027 fallen.

Nach dem neuen Regime für flexible Anschlüsse können Projekte über die normale Aufnahmegrenze eines Netzabschnitts hinaus angeschlossen werden. Die Einspeisung wird gedrosselt, wenn die Erzeugung über das hinausgeht, was das Netz tragen kann. Das Ministerium erklärte, damit steige die Solaranschlussgrenze an einer Verteilungsleitung von 14 MW auf 16 MW und an einer Umspannstation von 50 MW auf 60 MW. Nach seiner Schätzung erlaubt allein diese Änderung 2,6 GW zusätzliche Solarkapazität in Honam, ohne neue Leitungen zu bauen. Auch Speicher bekommen eine direkte Rolle. Bis 2030 will das Ministerium in gesättigten Gebieten 3 GW zusätzliche Solarkapazität über Batterien in Verteilungsnetzen anschließen und weitere 1,6 GW über Speicher an Umspannstationen. Welche Batteriekapazität dafür nötig ist, ließ es offen.

Außerdem teilte es mit, es habe 9 GW Anschlussrechte von Solarprojekten zurückgeholt, die Kapazität reserviert hatten, aber nicht tragfähig waren. Bis 2030 will es allein in Honam mehr als 10 GW zurückholen, auch von verzögerten Offshore-Windprojekten.

Auch die Anschlussstudien ändern sich. Bisher gingen sie davon aus, dass neue erneuerbare Anlagen nach bestehenden fossilen Kraftwerken laufen. Künftig wird angenommen, dass erneuerbare Anlagen zuerst eingespeist werden. Das Ministerium schätzt, dass diese Umstellung bis 2030 20 GW zusätzliche erneuerbare Kapazität im ganzen Land ermöglicht. Die Aufnahmekapazität auf Übertragungsebene soll von 119 GW auf 171 GW steigen, die auf Verteilungsebene von 84 GW auf 110 GW.

Das Geld wandert zu den Leitungen

Die Ausgabendebatte hat ein europäisches Gegenstück. Die Europäische Investitionsbank und BNP Paribas haben ein Garantieprogramm für europäische Stromnetze aufgelegt. EU Today meldete am 30. September ein Programm von 700 Millionen Euro, Devdiscourse bezifferte die damit verbundenen Investitionen auf 2,8 Milliarden Euro. Die beiden Darstellungen unterscheiden sich darin, was gezählt wird: Die eine beschreibt die Garantie, die andere die Investition, die sie stützen soll. Die Unterlagen bringen das nicht in Einklang.

IRENA hat erklärt, die Netzinvestitionen müssten bis 2035 eine Billion US-Dollar pro Jahr erreichen. Diese Zahl griff Canal Solar am 30. September auf. Dasselbe Medium berichtete über die Schätzung der IEA, dass die Modernisierung der Netze bis zu 330 GW Anschlusskapazität freisetzen könnte. An diesen Zahlen orientiert sich die politische Debatte inzwischen. Sie erklären, warum Anschlusswarteschlangen zu einem politischen Problem geworden sind und nicht länger eine Fußnote der Technik sind.

In Großbritannien kündigte die Regierung ein staatliches Great British Grid an. Darüber berichteten Renewable Energy Magazine am 30. September und Envirotec Magazine am selben Tag. Die Unterstützung der Branche für den Plan, der mit dem Bürgermeister von Greater Manchester, Andy Burnham, verbunden wird, meldete Enlit World am 30. September. National Grid, Net Zero Industry Wales und Celtic Freeport kündigten getrennt eine Partnerschaft an, um industrielle Stromanschlüsse in Südwales zu beschleunigen. Das berichtete Business News Wales am 1. Oktober. National Grid steckt außerdem 32 Millionen Dollar in die 110 Jahre alte Umspannstation Perry Street, um das Lastwachstum zu bewältigen, wie ein Bericht vom 1. Oktober zeigt.

Die Arbeit auf Verteilungsebene ist kleiner, aber stetig. NGED schloss eine 7 Millionen Pfund teure Modernisierung des Netzes in Torquay ab, von der 40.000 Haushalte profitieren. Torbay Weekly berichtete am 1. Oktober. E.ON startete in Ungarn ein Netzausbauprogramm über 230 Milliarden Forint, wie das Budapest Business Journal am 1. Oktober meldete.

Batterien, Versicherer und das Risiko eines gemeinsamen Anschlusses

Speicher ist der am schnellsten wachsende Teil des Netzausbaus, und sein Versicherungsprofil verändert sich mit ihm. Olly Litterick, Leiter Erneuerbare bei Tokio Marine GX, sagte gegenüber ESS News, gemeinsam errichtete Solar-plus-Speicher-Anlagen trügen heute "Hunderte Millionen Dollar oder sogar Milliarden Dollar an Risiko an einem einzigen Standort, an dem mehrere Versicherte einen Netzanschlusspunkt teilen".

TMGX deckt Einnahmeverluste durch physische Schäden ab. Ein Ausfall an einem gemeinsamen Einspeisepunkt kann also mehrere versicherte Projekte gleichzeitig treffen. "Wenn das Netz wegen eines materiellen Schadens ausfällt oder ein Transformator versagt oder etwas in dieser Art passiert, dann können die Zahlen astronomisch werden", sagte Litterick. Er fügte hinzu, der Batteriebestand des Unternehmens von rund 8 GW sei "wahrscheinlich etwas veraltet", weil er so schnell wachse, und der größte Teil befinde sich noch im Bau. Thermisches Durchgehen bleibt die Haupttriebkraft für Schätzungen des wahrscheinlichen Höchstschadens.

Kleinere Batterien werden stattdessen in Wohnungen und auf Straßen gedrängt. MIT Technology Review berichtete am 1. Oktober, dass PopWheels in New York City etwa 50 Wechselkabinette und rund 2.500 Batterien betreibt und begonnen hat, Betreiber von Imbisswagen zu beliefern. Dort versorgen etwa vier Batterien fünf Kilowattstunden, für viele Wagen ungefähr ein Tag Betrieb. Copper baut unterdessen Induktionsherde mit integrierten Batterien. Sam Calisch, Mitgründer und CEO des Unternehmens, sagte am 24. September bei einer Veranstaltung der New York Climate Week, wenn jeder Herd in Amerika mit einer Batterie ausgeliefert würde, käme das auf Dutzende Gigawatt.

Die Wirtschaftlichkeit der großen Anlagen wird aus einem anderen Grund genau beobachtet. Canary Media berichtete am 24. September über 1,9 Milliarden Dollar Förderung des Energieministeriums für fortgeschrittene Netztechnik. Der Speicher Moss Landing von Vistra in Kalifornien brannte erneut, meldete Canary Media am 18. September. Solche Ereignisse prägen den lokalen Widerstand gegen große Speicher.

Regeln für die Lieferkette kommen vor der Hardware

Am 26. August 2026 unterzeichnete Präsident Trump eine Durchführungsverordnung, die den nationalen Notstand erklärt, um riskante ausländische Ausrüstung im US-Stromnetz einzuschränken. Das berichtet SemiEngineering. Sie erfasst Erzeugungs-, Übertragungs- und Steuerungsanlagen ab 69 Kilovolt, darunter große Transformatoren, netzgekoppelte Wechselrichter, Leistungsschalter, Batteriespeichersysteme und SCADA-Software. Übliche Wechselrichter für private Solaranlagen und kommerzielle Verteilung unter 69 kV fallen nicht darunter.

Kein Anbieter wird namentlich genannt. Konkretes gibt es erst, wenn das Energieministerium die Umsetzungsregeln veröffentlicht, die bis zum 24. Dezember 2026 fällig sind. Sie könnten die Form einer Liste verbotener Unternehmen annehmen, einer Positivliste vorqualifizierter Anbieter oder beides. Transaktionen nach dem 26. August können eingeschränkt werden, und der Energieminister kann verlangen, dass vor diesem Datum installierte Ausrüstung überwacht, getrennt, ersetzt oder entfernt wird. Die Verordnung folgt der Lieferkette nach unten. Ein US- oder europäischer Hersteller, der Chips, Kommunikationsmodule oder interne Software aus einer erfassten Jurisdiktion bezieht, kann daher mit seinem fertigen Produkt dennoch unter die Beschränkung fallen.

Rechenzentren stehen auf der anderen Seite derselben Einschränkung. Google bewegt seine KI-Rechenzentren von der Notstromversorgung zum netzinteraktiven Betrieb, berichtete Data Center Knowledge am 25. September. In den Niederlanden drängt die Netzüberlastung die Entwicklung von Rechenzentren über Amsterdam hinaus, meldete dasselbe Medium am 21. September.

Der gemeinsame Faden: Kapazität wird mit Software, Speichern und flexiblen Anschlüssen gekauft und nicht nur mit neuen Leitungen. Ob das reicht, um mit der Nachfrage Schritt zu halten, wird die nächste Runde der Anträge beantworten.