Zur Person
Julie Bürkle‑Weiss ist technische Geschäftsführerin der badenova Netze und verantwortet die Netze für Strom, Gas, Wasser und Abwasser. Sie begleitet eine umfassende Transformation des Unternehmens, das historisch stark gasgeprägt war und sich heute zunehmend in neuen Geschäftsfeldern etabliert – insbesondere durch Wachstum im Strom- und Wasserbereich sowie durch die Transformation hin zu Wasserstoff. Regulatorische Themen, einschließlich des NEST‑Prozesses, spielen dabei natürlich auch eine zentrale Rolle. Sie ist seit 2022 bei badenova und kam zuvor von der EnBW.
Wie schätzen Sie die Entwicklung des Investitionsbedarfs zur Ertüchtigung und zum Ausbau der Stromverteilnetze in den kommenden Jahren ein, insbesondere vor dem Hintergrund steigender Elektrifizierung und regionaler Ausbauziele?
Die Investitionsbedarfe im Stromverteilnetz steigen sehr deutlich. Auch bei badenova Netze entfallen inzwischen rund zwei Drittel der gesamten Netzinvestitionen auf das Stromnetz. Unsere langfristige Planung weist einen erheblichen Ausbaubedarf aus, zusätzlich wird sich das Stromnetz um rund 30 Prozent erweitern durch anorganisches Wachstum.
Entsprechend sind die jährlichen Investitionen stark angestiegen – von etwa 30 Mio. Euro pro Jahr auf mittlerweile über 70 Mio. Euro. Für die kommenden Jahre sind weitere Steigerungen auf bis zu 130 Mio. Euro jährlich vorgesehen. Die wesentlichen Treiber sind im badenova Netzgebiet weniger die Einspeiser, sondern vor allem die steigenden Bezugs- und Anschlusslasten, etwa durch den Wechsel von Gas auf Strom, neue Gewerbegebiete sowie eine zunehmende Automatisierung im Gewerbe mit höheren Leistungsanforderungen.
Damit gehen erhebliche Leistungsbedarfe einher, die insbesondere Investitionen in den Neubau von Umspannwerken, den Aufbau einer zusätzlichen 110 kV-Spannungsebene sowie den allgemeinen Netzausbau erforderlich machen. Den größten Kostenblock bilden dabei Anlagen- und Betriebsmittel.
Im Stadtgebiet Freiburg betreiben wir aktuell sieben Umspannwerke. Bis 2040 wird sich diese Zahl voraussichtlich auf 14 verdoppeln.
Welche strukturellen Hemmnisse begegnen Ihnen aktuell bei Planungs- und Genehmigungsverfahren im Stromnetzausbau, und wo sehen Sie den größten Handlungsbedarf für regulatorische oder administrative Beschleunigungen?
Ich möchte die Herausforderungen anhand einiger Beispiele verdeutlichen. Im Stadtgebiet Freiburg betreiben wir aktuell sieben Umspannwerke. Bis 2040 wird sich diese Zahl voraussichtlich auf 14 verdoppeln. Dieser notwendige Ausbau erfordert umfangreiche Genehmigungsverfahren, gesicherte Flächenverfügbarkeiten sowie die Anbindung an vorgelagerte Netzebenen.
Die Planfeststellungsverfahren geben zwar grundsätzlich einen Rahmen vor, ein zentrales Hemmnis bleibt jedoch deren Dauer und Komplexität. Es fehlt an einer klaren Differenzierung nach Anlagentypen, insbesondere bei den Szenarienvergleichen. Hinzu kommt, dass die Anforderungen je nach zuständigem Regierungspräsidium oder Landratsamt stark variieren. Umweltverträglichkeitsprüfungen wirken dabei häufig als größter Verzögerungsfaktor, da es keine einheitlichen Vorgaben gibt und im laufenden Verfahren immer wieder neue Anforderungen hinzukommen.
Hilfreich wären standardisierte Checklisten, um Genehmigungsverfahren besser vorbereiten zu können, sowie die Möglichkeit, Verfahren personell durch Beistellungen zu unterstützen, da auf Behördenseite häufig erhebliche Kapazitätsengpässe bestehen. Zudem wäre es sinnvoll, bevorzugte Infrastrukturgebiete mit klar definierten Regeln auszuweisen, etwa auf Basis des Netzentwicklungsplans. Denn der Flächenerwerb bleibt dabei eines der zähesten Themen.
Wie bewerten Sie die Weiterentwicklung der Anreizregulierung im Rahmen des NEST-Prozesses, insbesondere die Diskussion um den WACC Ansatz im Vergleich zur bisherigen Eigenkapitalverzinsung, mit Blick auf langfristige Investitionsanreize?
In der Gesamtbewertung ist der NEST-Prozess aus Sicht von badenova Netze ambivalent einzuordnen. Es gibt an einigen Stellen Verbesserungen, aber das Gesamtpaket ist für uns nicht förderlich. Die Branche hat die Bundesnetzagentur frühzeitig auf grundlegende Probleme hingewiesen, insbesondere in Bezug auf die Eigen- und Fremdkapitalverzinsung.
Die zentrale Frage lautet, wie ein integrierter Konzernverbund unter diesen Bedingungen ausreichende Investitionsmittel generieren soll. Mit den aktuell diskutierten regulatorischen Rahmenbedingungen lassen sich die sehr hohen Investitionsziele in unserer Region kaum erreichen. Dabei erfordert der notwendige Netzausbau eine deutlich höhere Umsetzungsgeschwindigkeit als bisher.
Vor diesem Hintergrund können wir die Innovationskraft und das Ausbautempo, wofür wir in den letzten Jahren hart gearbeitet haben, und die für die Transformation in unserer Region erforderlich wären, nicht vollständig und schnell realisieren. Unser Anspruch ist es, ein leistungsfähiger Netzbetreiber zu sein, der auch die Ansiedlung neuer Infrastrukturprojekte ermöglicht. Als Netzbetreiber planen wir heute bereits Infrastruktur, die erst künftig benötigt wird, und würden im Zweifel auch Maßnahmen übernehmen, die vorgelagerte Netzebenen – etwa die Übertragungsnetzbetreiber – nicht rechtzeitig bereitstellen können. Unter dem derzeitigen Regulierungsrahmen werden viele dieser Maßnahmen jedoch zu reinen „Kann Investitionen“, obwohl sie volks- und regionalwirtschaftlich sinnvoll wären. Aufgrund der nachteiligen Verzinsung geraten sie in der internen Konzernpriorisierung gegenüber anderen Geschäftsfeldern ins Hintertreffen.
Wie verändert der starke Zubau von Photovoltaikanlagen, Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur die Anforderungen an Netzplanung und -betrieb aus übergeordneter, systemischer Sicht?
Die Netzplanung orientiert sich an langfristigen Marktszenarien und der Ableitung politischer Zielsetzungen, die regelmäßig – etwa alle zwei Jahre – überprüft werden. Durch die gemeinsame Netzentwicklungsplanung aller Netzbetreiber auf Basis gesetzter Szenarien wissen wir inzwischen relativ genau, welcher Zubau in Summe zu erwarten ist. Derzeit sieht das Ergebnis nach einem erheblichen Ausbaubedarf sowie zu vielen notwendigen Leistungserhöhungen aus.
Die operative Herausforderung besteht darin, die einzelnen Bedarfe zu realisieren und nach dem zeitlichen Wünschen unserer Kunden umzusetzen. Genau hierin liegen derzeit unsere größten Schwierigkeiten. Aktuell sind wir nicht in der Lage, alle bei uns angemeldeten Bedarfe vollständig in der gewünschten Zeit zu bedienen.
Verschärft wird die Situation dadurch, dass vorgelagerte Netzbetreiber teilweise mit abweichenden Szenarien arbeiten, die nicht auf eine Klimaneutralität bis 2040 ausgerichtet sind. Das erschwert eine konsistente, systemische Netzplanung erheblich.
In unserer Region haben wir kein Einspeiseproblem, sondern eher ein Bezugslastproblem.
Welche strategische Rolle können Großbatteriespeicher und netzdienlich integrierte Speicherlösungen künftig für die Reduktion von Netzausbaukosten und die Systemstabilität übernehmen?
Perspektivisch können wir uns vorstellen, dass Speicher ein Werkzeug sind, die Energiewende im Stromnetz flexibler und stabiler abzubilden. Derzeit erhalten wir eine sehr hohe Anzahl an Anfragen für Großbatteriespeicher. Die Leistungsgrößen lassen in vielen Fällen die Einbindung ins Verteilnetz nicht zu und müssen unsererseits jedoch abgelehnt werden, da die Speicher das Netz in einer Weise nutzen möchten, die sich am Strommarkt orientiert. In unserer Region haben wir kein Einspeiseproblem, sondern eher ein Bezugslastproblem. Durch die marktorientierte Betriebsweise bringen Batteriespeicher in unserem Netzgebiet derzeit keine positiven Effekte.
Allen Interessenten bieten wir an, alternative Zeitfenster zu nutzen, um das netzseitige Verhalten besser steuern zu können. Dieses Angebot wird jedoch nur von etwa 1-2 Prozent der Anfragenden angenommen.
Die Regulierungsbehörde gibt den Verteilnetzbetreibern enge Leitlinien für eine eigene „netzdienliche Betriebsweise“ von Batteriespeichern vor, so dass konventionelle Netzausbaumaßnahmen in der Regel die erste Alternative sind. Aktuell blockieren Batteriespeicher damit Netzkapazitäten und stehen in direkter Konkurrenz zu anderen, dringend benötigten Anschlusskapazitäten.
Welche Bedeutung hat die Digitalisierung der Stromnetze – insbesondere durch Smart Meter und Steuerungseinrichtungen – für eine vorausschauende Netzführung, und wo sehen Sie aktuell die größten Hebel und Hürden?
Grundsätzlich ist die Digitalisierung der Stromnetze ein sinnvoller und notwendiger Ansatz. Wenn Systeme einfach, verlässlich und mit klaren Anreizmechanismen ausgestaltet sind, kann daraus ein funktionierendes Gesamtsystem entstehen.
Der derzeitige Status quo ist jedoch äußerst komplex. Die größte Herausforderung liegt in der tatsächlichen Ansteuerbarkeit intelligenter Messsysteme und Steuerungseinrichtungen. Bereits der Einbau der Geräte vor Ort – beispielsweise in Kellerräumen – sowie deren sichere Erreichbarkeit gestalten sich vielfach schwierig. Langfristig liegt hierin jedoch ein großes Potenzial.
Entscheidend sind geeignete preisliche Anreize, etwa durch dynamische Netzentgelte auch für Kunden mit Standardlastprofil. Verteilnetzbetreiber sollten die Möglichkeit haben, netzdienliches Verhalten gezielt zu incentivieren. Der Transformationsprozess betrifft dabei nicht nur die technische Infrastruktur, sondern auch die Kommunikation mit Kundinnen und Kunden. Vor allem handelt es sich um eine erhebliche Datenherausforderung, bei der KI-Ansätze frühzeitig erprobt werden sollten.
Wie richtet badenova ihre Gasnetzstrategie vor dem Hintergrund kommunaler Wärmeplanung, rückläufiger Gasnachfrage und langfristiger Klimaziele grundsätzlich neu aus?
Die Gasnetzstrategie wird grundlegend neu ausgerichtet – nicht im Sinne eines reinen Rückbaus, sondern entlang zweier zentraler Stoßrichtungen. Einerseits ist badenova am Wasserstoffkernnetz beteiligt, hat den Zuschlag erhalten und treibt den Ausbau aktiv voran, perspektivisch mit drei Anbindungen an das European Hydrogen Backbone (EHB).
Auf Basis der wesentlichen Industriecluster haben wir uns für die Anbindung an das Kernnetz beworben und verfolgen das Ziel, die Industrie künftig auch mit Wasserstoff zu versorgen. Dafür benötigen wir sowohl Importströme als auch lokale Elektrolysekapazitäten, um bis 2040 eine Bedarfsmenge von rund 3 TWh realisieren zu können.
Andererseits wird für das verbleibende Gasnetz eine technologieoffene Diskussion geführt. Kommunen entlang der Wasserstoffkernnetztrassen können perspektivisch evtl. auch mit Wasserstoff versorgt werden, das steht aber nicht im Fokus. Für kleinere Kommunen abseits des Kernnetzes kann Biomethan, anderweitige Energiequellen eine Rolle spielen, etwa als Brückentechnologie parallel zum späteren Ausbau von Wärmenetzen.
Dort, wo Wärmenetze etabliert sind, sollten Gasnetze jedoch stillgelegt werden können. Aktuell verhindert die Regulierung sowohl kurzfristige Stilllegungen als auch die Aussetzung bestehender Anschlusszwänge. Derzeit schreiben wir über KANU das Gasnetz ab, wir sollen Rückstellungen für Stilllegung bilden und müssen neue Gasnetze für Biogasanlagen bauen. Das ist etwas verrückt. Kürzere Ankündigungsfristen für Stilllegungen – etwa fünf statt zehn Jahre – wären notwendig, ebenso die Möglichkeit, Gasnetze gezielt auf Wasserstoff umzuwidmen. Dies ist insbesondere relevant, da Industriekunden Wasserstoff deutlich früher benötigen als Kunden mit Standardlastprofil.
Welche Rolle spielt die Umstellung bestehender Gasinfrastruktur auf Wasserstoff oder wasserstofffähige Netze bei badenova – etwa durch Pilotprojekte, Netzstudien oder konkrete Transformationspfade?
Wir haben die 3H2-Initiative gegründet, die die gesamte Industrie einbezieht. Ziel ist es, die relevanten Akteure zu informieren und sie zugleich in die Lage zu versetzen, für ihre jeweilige Branche und ihren Standort fundiert zu sprechen.
Darüber hinaus arbeiten wir entlang der Kernnetztrassen mit sogenannten Starterkunden zusammen. Mit diesen Partnern schließen wir Letters of Intent und Memorandums of Understanding ab, um gemeinsam vorzugehen, etwa bei der Antragstellung zur Förderung lokaler Elektrolyseprojekte. Zudem engagieren wir uns gemeinsam in Konsortien und in der politischen Kommunikation.
Als Verteilnetzbetreiber müssen wir uns stärker zu einem Industriepartner entwickeln und den Austausch sowie die Netzwerke mit Industriekunden deutlich intensivieren, um die Transformation voranzubringen. Unser Ziel ist es, dass die Industriekunden das Wasserstoffkernnetz intensiv nutzen.
Welche Rolle spielt Biomethan in ihrem Netzgebiet bei der Transformation der Gasnetze? Wo sehen sie hier die wesentlichen Herausforderungen?
Biomethan ist mit erheblichen Herausforderungen und Unsicherheiten verbunden. Viele geplante Einspeiseanlagen wurden zunächst zurückgezogen und später wieder aufgenommen, was zusätzliche Kosten verursacht. Insgesamt ist die Einspeisung von Biomethan ins Netz sehr kostenintensiv, also wenn es direkt aus Biogasanlagen kommt.
Aus unserer Sicht sollten Clusterstrukturen neu bewertet werden, um Kosten zu senken und Investitionen gezielt auf relevante Regionen zu konzentrieren. Zudem ist ein intensiver Austausch mit den Fernleitungsnetzbetreibern erforderlich. Ab 2045 ist dort der ausschließliche Transport von Wasserstoff vorgesehen, gleichzeitig könnten jedoch einzelne Teilnetze perspektivisch auch auf Biomethan umgestellt werden.
Die Perspektive der Verteilnetzbetreiber muss wesentlich früher und stärker berücksichtigt werden – sowohl im Strom- als auch im Gasbereich.
Welche Weichenstellungen braucht es aus ihrer Sicht, um die integrierte Netzplanung aller Energienetze zukünftig zu verbessern?
Die Perspektive der Verteilnetzbetreiber muss wesentlich früher und stärker berücksichtigt werden – sowohl im Strom- als auch im Gasbereich. Eine frühzeitige Einbindung der VNBs gemeinsam mit den ÜNBs würde Planungsprozesse erheblich beschleunigen. Der Fokus liegt bislang zu stark auf Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreibern.
Der Netzentwicklungsplan ist grundsätzlich ein gutes und sinnvolles Instrument. Darüber hinaus muss jedoch die Sektorkopplung deutlich stärker mitgedacht werden. Beispielsweise müssen in den Wasserstoffkernnetzregionen die Rückwirkungen auf das Stromnetz systematisch berücksichtigt werden – das geschieht derzeit noch zu wenig.
Zudem braucht es eine klare Definition von Wertschöpfungstreibern. Es muss festgelegt werden, in welche Bereiche Investitionen fließen sollen, um die Leistungsfähigkeit der Netze sicherzustellen. Dafür sind klare Vorgaben zu wertschöpfungsorientierten Anschlussnehmern und Prosumenten erforderlich. Dies würde der Branche helfen, Prioritäten gezielt zu setzen.
Investitionen sollten dort erfolgen, wo tatsächlich Wertschöpfung ermöglicht wird. Aktuell profitieren vor allem große Projektentwickler, während Netzbetreiber häufig allein gelassen werden – mit der Folge zunehmender Rechtsstreitigkeiten.
In welchen Bereichen müssen Netzbetreiber ihre Rolle künftig weiterentwickeln, um die Energiewende systemisch wirksam zu unterstützen?
Netzbetreiber müssen ihre Rolle deutlich weiterentwickeln – hin zu mehr Transparenz, Simulationsfähigkeit und Digitalität. Viele Prozesse sind noch zu analog, zu langsam und zu komplex, auch in den eigenen Kundenportalen. Hier müssen wir deutlich schneller und einfacher werden.
Der Umgang mit Daten wird zu einem zentralen Zukunftsthema. In diesem Bereich liegt enormes Potenzial, das bislang kaum gehoben wird, nicht zuletzt aufgrund fehlender personeller Ressourcen. Innovationen, insbesondere im Bereich Künstliche Intelligenz, müssen deutlich stärker vorangetrieben werden.
Die technische Betriebssicherheit beherrschen Netzbetreiber heute bereits sehr gut. Nun gilt es, insbesondere Geschwindigkeit, Einfachheit und Datenkompetenz deutlich zu steigern.
