Deutschland richtet sein Energiesystem neu aus – mit mehr Erneuerbaren, massiven Netzinvestitionen und neuen Flexibilitätsmärkten. Für die energieintensive Industrie ist das kein abstraktes Zukunftsthema, sondern eine operative Gleichung aus Verfügbarkeit, Preis, Risiko und Genehmigungszeit. Der bestätigte Netzentwicklungsplan der Bundesnetzagentur zeigt den Transportrahmen bis 2045, während aktuelle Produktions- und Wetterdaten die Stresspunkte offenlegen.

Parallel erinnern Großprojekte in Europa daran, wie fragil „Baseload-Wetten" sein können. Die Frage ist nicht, ob die Transformation gelingt, sondern wie Unternehmen Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit bis 2040 pragmatisch sichern.

Der Netzentwicklungsplan 2023–2037/2045 umfasst rund 4.800 Kilometer neuer Leitungen und etwa 2.500 Kilometer Verstärkung gegenüber dem bestehenden Bundesbedarfsplan.

Netzausbau: Kapazität wächst, aber gestaffelt

Fünf zusätzliche HGÜ-Korridore mit jeweils 2 GW Leistung verknüpfen Erzeugungsschwerpunkte und Lastzentren, ergänzt um 35 weitere Offshore-Anbindungsprojekte, die bis zu 70 GW Windleistung auf das Festland bringen sollen. Für stromintensive Standorte ist damit klar: Netzkapazität wächst – aber zeitlich und räumlich gestaffelt.

Wer heute Investitionsentscheidungen trifft, muss Anschlussleistung, Leitungsauslastung und Inbetriebnahmefenster konkret mit den Übertragungsnetzbetreibern spiegeln, statt sich auf Durchschnittswerte zu verlassen.

Marktverschiebung: Flexibilität als Beschaffungsstrategie

2024 kamen 59,4 % der deutschen Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen; der Rückgang der Inlandsproduktion und höhere Stromimporte zeigen jedoch, dass Systemsicherheit weiterhin von Handel, Wetter und industrieller Nachfrage abhängt.

Für Produktionsplanung heißt das: Flexibilität wird zur Beschaffungsstrategie, nicht zum Nice-to-have. Unternehmen, die ihre Last in „grüne" Stunden legen, Speichermedien nutzen oder Regelenergiemärkte bedienen, reduzieren Kosten und machen ihr Portfolio robuster gegen Preisspitzen.

Dunkelflaute: Realistischer Planungsfall, kein neues Normal

Wetterlagen wie die „Dunkelflaute" Anfang November 2024 sind ein realistischer Planungsfall – aber kein neues Normal. Der Deutsche Wetterdienst ordnet diese Phase als typische Großwetterlage „Hoch Mitteleuropa" ein, mit unterdurchschnittlicher Windstromerzeugung in Deutschland und gleichzeitigen Überschüssen in anderen Regionen Europas.

Entscheidend: In den vorliegenden Analysen findet sich keine Tendenz zu häufiger oder längerer Dunkelflaute; sie bleibt jedoch ein Fall für betriebliche Resilienz- und Flexpläne.

Wer seine Fahrweise, Wartungsfenster und Hedge-Positionen auf solche Episoden kalibriert, senkt Risikoexposure ohne Kapazität zu verschenken.

Europäische Großprojekte: Lehren für die Grundlast

Auf der Erzeugungsseite mahnen europäische Großvorhaben zur Vorsicht beim Thema Grundlast. Das britische Kernkraftprojekt Hinkley Point C könnte nach jüngsten Angaben des Betreibers erst 2031 ans Netz gehen; die Kosten werden – in Preisen von 2015 – mit bis zu 35 Mrd. £ angegeben.

Für industrielle Strom- und Molekülstrategien ist die Lehre schlicht: Nicht auf ein einzelnes Großprojekt oder eine Technologie wetten, sondern Portfolios bauen, die Verzögerungen aushalten – mit PPAs, Spot- und Terminbausteinen, Onsite-Lösungen, Speichern und Demand-Response-Erlösen.

Ökonomische Perspektive: Kapitalintensiv, aber gestaltbar

Ökonomisch bleibt die Transformationsdekade kapitalintensiv, aber gestaltbar. Analysen zur Net-Zero-Transition zeigen: Die nächsten zehn Jahre entscheiden über Pfadkosten, Standortqualität und Beschäftigung; wer heute investiert, profitiert von Skaleneffekten, Lernkurven und wachsender grüner Nachfrage.

Für deutsche Industriekerne – Chemie, Stahl, Papier, Glas, Baustoffe – heißt das: Technologiepfade anhand von Temperatur- und Qualitätsanforderungen sauber trennen (Direktelektrifizierung dort, wo's geht; Wasserstoff oder CCS, wo's muss), parallel aber Beschaffungs- und Flexmärkte professionell bespielen.

Die nächsten sinnvollen Schritte

Die nächsten sinnvollen Schritte lassen sich auf eine einfache Formel bringen:

Fünf strategische Handlungsfelder

  1. Standort-Energiedue-Diligence, die Lastprofile, Temperaturlevels, Engpässe, Netzentgelte und Flexpotenziale in eine belastbare Technologie- und Investitionslandkarte übersetzt.
  2. Mehrbeinige Beschaffungsstrategie, die PPA-Profile, Shape-Risiken und Sicherheiten professionell modelliert und mit dynamischen Flexerlösen koppelt.
  3. Aktiver Netzdialog mit ÜNB/VNB über Anschlussleistung und Zeitachsen – jetzt, nicht erst zur Baugenehmigung.
  4. Operatives Wetter- und Markt-Playbook, das DWD-Lagebilder, Intraday-Signale und betriebliche Lastverschiebung verzahnt.
  5. Förder- und Beihilfe-Check (inkl. CCfD), der Bankability und Time-to-Market erhöht.

Wer diese Basiselemente in den nächsten sechs Monaten verankert, macht 2040 vom politischen Ziel zur industriellen Routine.

Quellen