Was die Wärmewende für Quickborn, das Stromnetz und am Ende für die Stromrechnung bedeuten kann
Stand: 20. September 2026
Fazit vorweg: Der Strom kann da sein – aber er muss auch nach Quickborn und bis in die einzelne Straße kommen
Die Antwort auf die große Frage lautet zunächst: Deutschland kann nach den Szenarien der Bundesnetzagentur auch bei Millionen Wärmepumpen und Elektroautos genügend Strom erzeugen. Für 2037 rechnet die Behörde mit einem Bruttostromverbrauch von rund 899 bis 1.053 Terawattstunden. Gleichzeitig werden 904 bis 939 Terawattstunden Strom aus erneuerbaren Energien angesetzt. Das Problem liegt damit zunehmend weniger in der jährlichen Strommenge als in der Frage, ob zur richtigen Stunde genügend Leistung vorhanden ist und ob Leitungen, Umspannwerke und Ortsnetzstationen diese Leistung dorthin bringen, wo sie gebraucht wird.[1]
Für Quickborn wird genau dieser Punkt interessant. Das Stromnetz der Stadtwerke für Quickborn und Ellerau transportierte 2025 rund 71,3 GWh und erreichte eine Jahreshöchstlast von knapp 14,8 MW. Gleichzeitig zeigt die Quickborner Wärmeplanung erhebliche Potenziale für Wärmepumpen. Bei einem starken Hochlauf können dadurch im Winter zusätzliche Lasten in einer ähnlichen oder sogar größeren Größenordnung entstehen.[2][3]
Was kostet das? Einen veröffentlichten Investitionsplan der Stadtwerke speziell für die Folgen der Wärmeplanung gibt es bisher nicht. Vergleichbare aktuelle Netzprojekte in Schleswig-Holstein zeigen aber, wie schnell Leitungen und digitale Trafostationen Millionenbeträge erreichen. Für eine umfangreichere Ertüchtigung des Quickborner Netzes erscheint deshalb ein Modellkorridor von etwa 5 bis 15 Millionen Euro als nachvollziehbare Größenordnung. Ein zusätzlich notwendiges größeres Umspannwerk könnte darüber hinausgehen.[4]
Bei einem mittleren Modell von 10 Millionen Euro, finanziert über 30 Jahre bei vier Prozent, ergibt sich ein jährlicher Kapitaldienst von rund 578.000 Euro. Verteilt man diesen Betrag rein rechnerisch auf die heute transportierten 71,3 GWh, entspricht das rund 0,81 Cent je Kilowattstunde. Für einen Haushalt mit 3.500 kWh wären das etwa 28 Euro im Jahr. Dazu kommen Betrieb, Digitalisierung, intelligente Messsysteme und Steuertechnik.
Rechnet man beispielhaft zusätzlich mit 2.000 steuerbaren Anschlüssen und den derzeit veröffentlichten Kostenanteilen für intelligente Mess- und Steuertechnik auf Netzbetreiberseite, steigt die Modellbelastung auf ungefähr 40 Euro jährlich für einen Haushalt mit 3.500 kWh. Das ist eine Rechengröße von Quickborn Aktuell und kein künftiges Netzentgelt der Stadtwerke.
Deutschlandweit läuft dieselbe Rechnung in sehr viel größerem Maßstab: Die Bundesnetzagentur nennt ein heutiges Netzentgeltvolumen von rund 37 Milliarden Euro pro Jahr. Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber rechnen bis 2045 mit Investitionen von ungefähr 600 Milliarden Euro. Netzentgelte machen bereits heute rund 30 Prozent der Stromkosten eines durchschnittlichen Haushalts aus.[5]
Die Wärmewende wird deshalb nicht allein eine Frage der Heiztechnik. Sie wird zu einem großen Teil eine Frage von Kabeln, Trafos, Speichern, Kraftwerken, intelligenten Zählern und der Steuerung des Verbrauchs.
Inhaltsverzeichnis
- 1. Quickborn ist Teil einer bundesweiten Entwicklung
- 2. Deutschland wird erheblich mehr Strom brauchen
- 3. Wo soll dieser Strom herkommen?
- 4. Der schwierige Moment ist der kalte Winterabend
- 5. Wind und Sonne brauchen Ergänzung
- 6. Das Stromnetz wird zur eigentlichen Großbaustelle
- 7. Warum Wärmepumpen künftig steuerbar sein müssen
- 8. Was könnte der Netzausbau für Quickborn kosten?
- 9. Wie verteilen sich diese Kosten auf die Haushalte?
- 10. Wird Strom künftig teurer oder günstiger?
- 11. Was bei der Quickborner Wärmeplanung noch dazugehört
- 12. Schlussfolgerung
- 13. Quellen
1. Quickborn ist Teil einer bundesweiten Entwicklung
Die kommunale Wärmeplanung beschäftigt sich mit der Frage, wie Quickborn künftig beheizt werden könnte. In dichter bebauten Bereichen kommen Wärmenetze infrage, in vielen anderen Gebieten spielen Wärmepumpen eine wichtige Rolle.
HIC Consulting setzt den heutigen Wärme-Endenergieverbrauch Quickborns bei rund 192,4 GWh jährlich an. Die Potenzialanalyse weist für dezentrale Luft-Wärmepumpen eine Größenordnung von rund 175 GWh Wärme aus. Gleichzeitig wurden Gebiete mit zusammen bis zu rund 81 GWh Wärmebedarf identifiziert, die aufgrund ihrer Wärmedichte grundsätzlich für Wärmenetze interessant sein könnten.[3]
Diese Werte sind Potenziale und noch kein fertiger Ausbauplan. Sie zeigen aber, dass ein erheblicher Teil der heutigen fossilen Wärmeversorgung künftig durch andere Energieformen ersetzt werden kann.
Bei Wärmepumpen wandert ein erheblicher Teil dieses Energiebedarfs ins Stromnetz.
Und Quickborn ist damit keineswegs ein Sonderfall. Von Flensburg bis Freiburg erstellen Kommunen Wärmepläne, während gleichzeitig Elektroautos, Batteriespeicher, Rechenzentren und Teile der Industrie zusätzlichen Strom benötigen.
2. Deutschland wird erheblich mehr Strom brauchen
Die Dimension lässt sich an den Planungen der Bundesnetzagentur ablesen.
Für 2037 geht sie von rund 12 Millionen Wärmepumpen aus. Dafür werden etwa 53 bis 69 TWh Strom pro Jahr angesetzt. Hinzu kommen 19 bis 25 Millionen Elektro-Pkw mit einem erwarteten Strombedarf von weiteren 46 bis 65 TWh.[1]
Und dabei sind Industrie, Rechenzentren, Elektrolyseure, elektrische Fernwärmeerzeugung und andere neue Anwendungen noch nicht vollständig erklärt.
Insgesamt kalkuliert die Bundesnetzagentur für 2037 mit einem Bruttostromverbrauch zwischen 899 und 1.053 TWh jährlich.[1]
Zum Vergleich: Der heutige deutsche Stromverbrauch liegt erheblich darunter.
Die Entwicklung läuft damit auf ein Stromsystem hinaus, das in einigen Szenarien fast doppelt so viel elektrische Energie bewegen muss wie heute.
Die Bundesnetzagentur arbeitet bereits am nächsten Planungsschritt. Seit Ende August 2026 wird der neue Szenariorahmen für 2040 und 2045 konsultiert. Darin spielen unter anderem der stark wachsende Anschlussbedarf von Rechenzentren und großen Batteriespeichern eine größere Rolle als in früheren Planungen.[6]
3. Wo soll dieser Strom herkommen?
Die kurze Antwort lautet: vor allem aus deutlich mehr Wind- und Solarenergie.
Für 2037 rechnet die Bundesnetzagentur je nach Szenario mit einer Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien von etwa 904 bis 939 TWh jährlich.[1]
Aufs Jahr gerechnet passt die Größenordnung also erstaunlich gut zum erwarteten Stromverbrauch von 899 bis 1.053 TWh.
Nur hat Strom eine unangenehme Eigenschaft: Er muss in dem Moment erzeugt, gespeichert oder aus einem anderen Gebiet geliefert werden, in dem er gebraucht wird.
100 Kilowattstunden Solarstrom an einem sonnigen Julinachmittag helfen einer Wärmepumpe an einem windstillen Januarabend nur dann, wenn diese Energie gespeichert wurde oder zu diesem Zeitpunkt eine andere Stromquelle einspringt.
Deshalb besteht das künftige Energiesystem aus mehreren Bausteinen: Wind- und Solarenergie liefern einen großen Teil der Jahresenergie. Batteriespeicher gleichen Stunden aus. Wärmespeicher können Heizenergie zeitlich verschieben. Der europäische Strommarkt ermöglicht Importe und Exporte. Und für längere Phasen mit geringer Wind- und Solarproduktion werden weiterhin steuerbare Kraftwerke oder andere gesicherte Leistungen benötigt.
Deutschland nutzt diesen europäischen Austausch bereits heute intensiv. Im Jahr 2025 wurden 76,2 TWh Strom importiert und 54,3 TWh exportiert. Strom wird dabei innerhalb des europäischen Verbundsystems dort produziert, wo er zu diesem Zeitpunkt wirtschaftlich verfügbar ist.[7]
4. Der schwierige Moment ist der kalte Winterabend
Für ein Stromnetz entscheidet weniger der Jahresverbrauch als die höchste gleichzeitig auftretende Leistung.
Ein einfaches Beispiel: Eine Wärmepumpe kann über das Jahr ausgesprochen effizient arbeiten. Wenn draußen minus zehn Grad herrschen, benötigen aber viele Wärmepumpen gleichzeitig Strom. Dazu laufen Haushalte, Gewerbe und Beleuchtung, während vielleicht gerade Elektroautos geladen werden.
Genau hier wird die Quickborner Wärmeplanung zur Stromnetzfrage.
Das Stromnetz der Stadtwerke für Quickborn und Ellerau erreichte 2025 eine Jahreshöchstlast von 14,822 MW. Einschließlich Netzverlusten waren es rund 15,1 MW.[2]
Für eine überschlägige Belastungsrechnung kann man verschiedene Wärmepumpenszenarien betrachten. Angenommen werden dabei 1.800 thermische Volllaststunden, eine Leistungszahl von 2,2 an kalten Tagen und eine gleichzeitige Beanspruchung von 70 Prozent.
| Wärme aus Wärmepumpen | Strombedarf pro Jahr bei JAZ 3 | zusätzliche Winterleistung im Modell | zusammen mit heutiger Netzspitze |
|---|---|---|---|
| 60 GWh | ca. 20 GWh | ca. 11 MW | ca. 25 MW |
| 110 GWh | ca. 37 GWh | ca. 19 MW | ca. 34 MW |
| 175 GWh | ca. 58 GWh | ca. 31 MW | ca. 46 MW |
Diese Tabelle ist eine Modellrechnung von Quickborn Aktuell. Das Wärmepumpenpotenzial bezieht sich auf Quickborn, die Netzdaten der Stadtwerke dagegen auf Quickborn und Ellerau gemeinsam. Die Zahlen zeigen deshalb eine Größenordnung und keine Prognose der Stadtwerke.
Die Richtung ist trotzdem klar: Ein umfangreicher Umstieg auf Wärmepumpen kann die Belastung des örtlichen Stromnetzes erheblich verändern.
5. Wind und Sonne brauchen Ergänzung
Auch auf Bundesebene ist diese Spitzenlast das zentrale Thema.
Das Versorgungssicherheitsmonitoring der Bundesnetzagentur kommt zu dem Ergebnis, dass bis 2035 zusätzlich bis zu 22,4 GW steuerbare Leistung benötigt werden, wenn der Ausbau planmäßig verläuft. Bei Verzögerungen bei Erneuerbaren, Netzen und flexiblem Verbrauch steigt der Bedarf in dem untersuchten Szenario auf bis zu 35,5 GW.[8]
Solche Leistungen können künftig aus verschiedenen Quellen kommen: steuerbare Kraftwerke, Speicher, flexible industrielle Anlagen, Importe und später möglicherweise verstärkt Wasserstoffkraftwerke.
Der wirtschaftliche Knackpunkt liegt auf der Hand: Ein Kraftwerk, das nur während weniger kritischer Stunden gebraucht wird, muss trotzdem gebaut, gewartet und finanziert werden.
Dasselbe gilt für Batteriespeicher. Sie können immer größere Teile kurzfristiger Schwankungen ausgleichen. Mehrtägige Phasen mit hohem Wärmebedarf und geringer Wind- und Solarproduktion stellen allerdings andere Anforderungen als ein Batteriespeicher, der mittags Solarstrom aufnimmt und ihn am Abend wieder abgibt.
Das künftige Stromsystem braucht deshalb nicht eine einzige Lösung, sondern mehrere Systeme, die zusammenspielen.
6. Das Stromnetz wird zur eigentlichen Großbaustelle
Selbst ausreichend erzeugter Strom hilft wenig, wenn er nicht zum Verbraucher transportiert werden kann.
Die Bundesnetzagentur beziffert das heutige Volumen der Stromnetzentgelte auf rund 37 Milliarden Euro pro Jahr. Nach Angaben der Behörde rechnen Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber bis 2045 mit Investitionen von ungefähr 600 Milliarden Euro in die Netzinfrastruktur.[5]
Das betrifft große Nord-Süd-Leitungen genauso wie das Kabel vor der Haustür.
Gerade im Verteilnetz findet ein großer Teil des Umbaus statt. Wärmepumpen und Wallboxen hängen meistens am Niederspannungsnetz. Große Photovoltaikanlagen speisen ein. Neue Trafostationen verbinden Nieder- und Mittelspannung. Digitale Technik soll erkennen, wo gerade Kapazitäten frei sind und wo ein Engpass entsteht.
Wie teuer das werden kann, lässt sich aktuell in Schleswig-Holstein beobachten.
Schleswig-Holstein Netz investiert allein in der Gemeinde Büchen rund 11,2 Millionen Euro. Dort werden etwa 18 Kilometer Mittelspannungsleitungen und mehr als 18 digitale Ortsnetzstationen neu gebaut oder ersetzt. Ein Grund für den Ausbau sind neue Bauprojekte, Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur.[4]
Im Kreis Segeberg wurden 2025 mehr als 15 Millionen Euro investiert. Allein 83 neue digitale Ortsnetzstationen schlugen dort nach Angaben des Netzbetreibers mit rund sieben Millionen Euro zu Buche. Eine zusätzliche 2,3 Kilometer lange Mittelspannungsleitung kostete mehr als 700.000 Euro, eine weitere 4,1 Kilometer lange Trasse mehr als 1,1 Millionen Euro.[9]
Das sind keine Preislisten für Quickborn. Sie zeigen aber sehr anschaulich, warum ein Stromnetzumbau schnell siebenstellige Summen erreicht.
7. Warum Wärmepumpen künftig steuerbar sein müssen
Der Gesetzgeber versucht, einen Teil des Netzausbaus durch intelligente Steuerung zu begrenzen.
Neue Wärmepumpen, Wallboxen, bestimmte Batteriespeicher und Klimaanlagen mit mehr als 4,2 kW Anschlussleistung fallen grundsätzlich unter § 14a Energiewirtschaftsgesetz. Bei einem konkreten lokalen Netzengpass kann der Netzbetreiber deren Leistung zeitweise begrenzen.[10]
Der normale Haushaltsstrom bleibt dabei separat. Für die steuerbare Anlage wird eine Mindestleistung vorgehalten. Im Gegenzug erhält der Betreiber eine Reduzierung der Netzentgelte.
Technisch braucht man dafür erheblich mehr als einen klassischen Stromzähler.
Erforderlich sind intelligente Messsysteme, Smart-Meter-Gateways, Steuerungseinrichtungen, sichere Datenkommunikation und auf Seiten des Netzbetreibers Systeme, die den Zustand des Netzes erfassen und daraus Steuerentscheidungen ableiten können.
Bei den Stadtwerken Quickborn ist dieser Umbau bereits sichtbar. Für Ende 2025 werden 388 vorhandene intelligente Messsysteme und 173 Vereinbarungen nach § 14a EnWG ausgewiesen. Nach aktuellem Stand müssen rund 2.756 Messstellen auf intelligente Messsysteme umgerüstet werden; hinzu kommen mehr als 15.000 moderne Messeinrichtungen.[2][11]
Der klassische Stromzähler bekommt damit gewissermaßen einen Internetanschluss – und das Stromnetz ein Nervensystem.
8. Was könnte der Netzausbau für Quickborn kosten?
Genau lässt sich das erst beantworten, wenn eine konkrete Netzplanung der Stadtwerke vorliegt: Welche Ortsnetzstation erreicht wann ihre Grenze? Welcher Kabelabschnitt reicht aus? Wo muss verstärkt werden? Braucht Quickborn zusätzliche Mittelspannungskapazität oder später sogar eine größere Übergabestation zum vorgelagerten Netz?
Für eine erste wirtschaftliche Einordnung lässt sich mit drei Modellgrößen arbeiten.
| Modell | angenommene Investition | jährlicher Kapitaldienst bei 30 Jahren / 4 % | rechnerisch je heutiger Entnahmestelle |
|---|---|---|---|
| begrenzter Ausbau | 5 Mio. € | ca. 289.000 € | ca. 18 € pro Jahr |
| mittlerer Ausbau | 10 Mio. € | ca. 578.000 € | ca. 36 € pro Jahr |
| umfangreicher Ausbau | 15 Mio. € | ca. 867.000 € | ca. 54 € pro Jahr |
Die Stadtwerke weisen aktuell 15.963 Entnahmestellen aus. Die Tabelle verteilt den Kapitaldienst zu Vergleichszwecken gleichmäßig auf diese Entnahmestellen. In der wirklichen Netzentgeltrechnung erfolgt die Verteilung anders: Haushalte, Gewerbe, größere Verbraucher und unterschiedliche Netzebenen tragen die Kosten nach der jeweils geltenden Systematik.[2]
Eine zweite Betrachtung verteilt die Investition auf die heute transportierten 71,3 GWh Strom. Beim mittleren Modell von zehn Millionen Euro ergibt sich daraus ein rechnerischer Aufschlag von rund 0,81 Cent je Kilowattstunde.
Bei 3.500 kWh Jahresverbrauch wären das ungefähr 28 Euro pro Jahr.
Die Größenordnung von 5 bis 15 Millionen Euro ist dabei bewusst als Modellkorridor von Quickborn Aktuell gekennzeichnet. Grundlage sind das Quickborner Netzvolumen und aktuelle Investitionsbeispiele vergleichbarer Verteilnetzmaßnahmen in Schleswig-Holstein.
9. Wie verteilen sich diese Kosten auf die Haushalte?
Zum Kabel und zum Trafo kommt die digitale Infrastruktur.
Das derzeit veröffentlichte Preisblatt der Stadtwerke weist bei steuerbaren Verbrauchseinrichtungen für das intelligente Messsystem einen Kostenanteil von jährlich 80 Euro brutto auf Seiten des Anschlussnetzbetreibers und 50 Euro beim Anschlussnutzer aus. Für die Steuerungseinrichtung kommen jeweils weitere 50 Euro hinzu.[12]
Auf der Netzbetreiberseite ergibt sich damit bei einem vollständig ausgestatteten steuerbaren Anschluss eine Größenordnung von 130 Euro jährlich.
Bei beispielhaft 2.000 solchen Anschlüssen wären das rund 260.000 Euro pro Jahr.
Kombiniert man diese reine Modellgröße mit dem Kapitaldienst einer Investition von zehn Millionen Euro, landet man bei rund 838.000 Euro jährlich.
Verteilt auf die heutige Strommenge des Netzes entspricht das ungefähr 1,17 Cent je Kilowattstunde. Bei einem Haushalt mit 3.500 kWh wären das rechnerisch rund 41 Euro im Jahr.
Diese Zahl soll die Größenordnung verständlich machen. Die reale Finanzierung erfolgt über die regulierten Erlösobergrenzen und Netzentgelte, über unterschiedliche Nutzergruppen und über viele Jahre. Auch steigender Stromverbrauch verteilt die Fixkosten auf mehr Kilowattstunden.
Für Besitzer einer steuerbaren Wärmepumpe gibt es gleichzeitig Entlastungen. Das Preisblatt der Stadtwerke Quickborn für 2026 weist im Modul 1 beispielsweise eine pauschale Netzentgeltreduzierung von 159,70 Euro brutto pro Jahr aus.[13]
Es entsteht also ein System aus zusätzlichen Kosten für Technik und Netz auf der einen Seite und gezielten Entlastungen für netzdienlich steuerbare Verbraucher auf der anderen.
10. Wird Strom künftig teurer oder günstiger?
Eine einfache Antwort wäre schön. Der Strommarkt macht es etwas komplizierter.
Auf der Erzeugungsseite entstehen zunehmend Stunden mit sehr günstigem Strom. 2025 gab es in Deutschland bereits 573 Stunden mit negativen Großhandelspreisen. Gleichzeitig gab es 40 Stunden mit Preisen von mehr als 300 Euro je Megawattstunde. Im Jahresdurchschnitt lag der Day-Ahead-Preis bei 89,32 Euro je MWh.[7]
Damit wird sichtbar, wohin sich das System entwickelt: Viel Sonne und Wind können den Strompreis zeitweise sehr stark drücken. In knappen Stunden wird Strom dagegen deutlich wertvoller.
Für Haushalte ist der Börsenpreis allerdings nur ein Teil der Rechnung.
Die Bundesnetzagentur ermittelte zum 1. April 2025 für typische Haushaltskunden einen durchschnittlichen Strompreis von 40,05 Cent je Kilowattstunde. Darin stecken Energiebeschaffung und Vertrieb, Netzentgelte, Messkosten, Steuern und Umlagen.[14]
Die Netze gewinnen dabei erheblich an Gewicht. Rund 30 Prozent der Stromkosten eines Haushalts entfallen nach Angaben der Bundesnetzagentur inzwischen auf Netzentgelte. Genau über deren künftige Verteilung läuft derzeit eine umfassende Reform. Die bisherigen Regeln laufen Ende 2028 aus.[5]
Für Quickborn zeigt das Jahr 2026 bereits, wie stark politische Entscheidungen die Rechnung verändern können. Ein Haushalt mit 3.500 kWh zahlt nach dem veröffentlichten Musterfall rund 506,40 Euro brutto Netzentgelt im Jahr. Ohne den Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzkosten wären es rund 551,39 Euro – also rund 45 Euro mehr.[15]
Die Kosten sind damit weiterhin vorhanden; ihre Finanzierung kann zwischen Stromrechnung und öffentlichen Haushalten verschoben werden.
Für die kommenden Jahre sprechen deshalb mehrere Kräfte in unterschiedliche Richtungen:
Wind und Solar drücken in vielen Stunden die Erzeugungskosten. Netzausbau, Speicher, steuerbare Kraftwerke und Digitalisierung erhöhen die Systemkosten. Ein steigender Stromverbrauch verteilt einen Teil der Netzkosten auf mehr Kilowattstunden. Staatliche Zuschüsse und die künftige Netzentgeltsystematik entscheiden mit darüber, welcher Teil schließlich auf der Haushaltsrechnung erscheint.
Seriös ist deshalb eher eine Betrachtung dieser Kostenblöcke als eine einzelne Prognose nach dem Muster „2035 kostet Strom exakt X Cent“.
Für Verbraucher dürfte zugleich der Zeitpunkt des Stromverbrauchs wichtiger werden. Die Stadtwerke Quickborn bieten 2026 bereits zeitvariable Netzentgelte für entsprechend ausgestattete steuerbare Verbraucher an: Im veröffentlichten Preisblatt reicht der Arbeitspreis je nach Zeitfenster von 2,13 Cent bis 14,07 Cent je kWh brutto.[13]
Wer Wärmepumpe, Elektroauto und vielleicht einen Batteriespeicher flexibel steuern kann, bekommt damit künftig einen wirtschaftlichen Vorteil gegenüber einem völlig starren Stromverbrauch.
11. Was bei der Quickborner Wärmeplanung noch dazugehört
Die bisherige Wärmeplanung beschäftigt sich ausführlich mit Wärmebedarf, Wärmepumpen, möglichen Wärmenetzen und Gebäudestrukturen.
Für die nächste Stufe gehört aus unserer Sicht die Stromnetzseite genauso sichtbar auf den Tisch.
Interessant wären dabei ganz konkrete Zahlen:
- Welche zusätzliche Spitzenlast erwarten die Stadtwerke für 2030, 2035 und 2040?
- Wie viele Wärmepumpen werden dabei angenommen?
- Welche Ortsnetzstationen müssen verstärkt oder ersetzt werden?
- Welche Niederspannungs- und Mittelspannungsleitungen brauchen mehr Kapazität?
- Wie viel zusätzliche Leistung muss aus dem vorgelagerten Netz kommen?
- Wie viele intelligente Messsysteme und Steuerungseinrichtungen werden benötigt?
- Welches Investitionsvolumen sehen die Stadtwerke dafür in den kommenden Jahren?
- Welche Auswirkungen werden für die Netzentgelte erwartet?
Damit würde die kommunale Wärmeplanung von einer reinen Wärmebetrachtung zu einer tatsächlichen Energieplanung.
Denn es reicht am Ende nicht, auf einer Karte festzustellen, dass in einem Wohngebiet Wärmepumpen technisch gut einsetzbar sind. Die benötigte elektrische Leistung muss auch durch das Kabel in dieser Straße und durch den zuständigen Trafo passen.
12. Schlussfolgerung: Die Wärmewende endet nicht am Heizungskeller
Die Frage „Wo soll der ganze Strom herkommen?“ lässt sich beantworten.
Nach den Planungen der Bundesnetzagentur soll Deutschland erheblich mehr Strom aus Wind und Sonne erzeugen. Speicher, europäischer Stromhandel, flexible Verbraucher und zusätzliche steuerbare Leistung sollen die Zeiten überbrücken, in denen diese Quellen weniger liefern.
Technisch ist dafür ein wesentlich größeres und intelligenteres Stromsystem vorgesehen.
Und genau dort steckt ein erheblicher Teil der Kosten.
Bis 2045 stehen deutschlandweit Netz-Investitionen in einer Größenordnung von mehreren hundert Milliarden Euro im Raum. Auf Quickborn heruntergebrochen erscheint für einen stärkeren örtlichen Ausbau eine Größenordnung von mehreren Millionen Euro plausibel. In einem mittleren Modell von zehn Millionen Euro liegen die daraus abgeleiteten Kosten für einen typischen Haushalt eher bei einigen zehn Euro pro Jahr als bei einer einmaligen vierstelligen Rechnung.
Dazu kommen Mess-, Steuer- und Regeltechnik sowie die bundesweiten Kosten für Kraftwerke, Speicher und Übertragungsnetze.
Die gute Nachricht steckt gleichzeitig im System: Eine Wärmepumpe macht aus einer Kilowattstunde Strom mehrere Kilowattstunden Wärme. Elektroautos und Wärmepumpen können flexibel gesteuert werden. Batteriespeicher können Strom aus günstigen Stunden in teurere Stunden verschieben. Und ein größerer Stromverbrauch verteilt einen Teil der ohnehin notwendigen Netzinfrastruktur auf mehr Kilowattstunden.
Für Quickborn bleibt deshalb vor allem eine Aufgabe:
Bei der kommunalen Wärmeplanung muss neben der Frage „Wie wollen wir künftig heizen?“ genauso konkret die Frage beantwortet werden: „Welche Strominfrastruktur brauchen wir dafür – und was wird sie kosten?“
Die Wärmewende findet schließlich nicht nur im Heizungskeller statt.
Sie findet auch unter dem Gehweg, im Trafohäuschen und in der Netzleitstelle der Stadtwerke statt.
13. Quellen und Datengrundlagen
- Bundesnetzagentur – Integration steuerbarer Verbrauchseinrichtungen / Szenariorahmen Strom: Für 2037 werden rund zwölf Millionen Wärmepumpen mit 53 bis 69 TWh Stromverbrauch, 19 bis 25 Millionen Elektro-Pkw mit 46 bis 65 TWh sowie ein gesamter Bruttostromverbrauch von 899 bis 1.053 TWh angesetzt. Die erneuerbare Stromerzeugung wird mit 904 bis 939 TWh angegeben. [oai_citation:0‡Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Vportal/Energie/SteuerbareVBE/WeitereInformationen.html?utm_source=chatgpt.com)
- Stadtwerke Quickborn – Netzstrukturdaten und netzrelevante Daten 2025: 71.323.869 kWh entnommene Jahresarbeit, 15.963 Entnahmestellen, 756,136 Kilometer Erdkabel, 77.520 kVA Ortsnetztransformatorleistung, 388 intelligente Messsysteme und 173 Vereinbarungen nach § 14a EnWG. Die Jahreshöchstlast betrug 14.822 kW beziehungsweise einschließlich Verlusten 15.069 kW. [oai_citation:1‡Stadtwerke Quickborn](https://www.stadtwerke-quickborn.net/netzstrukturdaten?_hash=HSXrKaLhMKcj12KXYGuftwD9nrwSGUufxCSC47lAXyc%3D&ctx=a%3A1%3A%7Bs%3A2%3A%22id%22%3Bi%3A60%3B%7D&d=attachment&f=Ergebnis+SWQ+EFl+Strom+2025+Strukturdaten.pdf&p=quickborn%2Fdownloads%2Fnetzinformation-strom%2FLastflussberechnungen+%26+Hochlastzeitfenster%2FErgebnis+SWQ+EFl+Strom+2025+Strukturdaten.pdf)
- Stadt Quickborn / HIC Consulting – Kommunale Wärmeplanung: Bestands- und Potenzialanalyse der Quickborner Wärmeversorgung, vorgestellt am 9. September 2026; Wärme-Endenergieverbrauch rund 192,4 GWh, umfangreiche Potenziale für Wärmepumpen und Wärmenetze. [oai_citation:2‡Quickborn](https://www.quickborn.de/waermeplanung.html?utm_source=chatgpt.com)
- Schleswig-Holstein Netz – Netzausbau Büchen: Investition von rund 11,2 Millionen Euro für unter anderem 18 Kilometer Mittelspannungsleitungen und mehr als 18 digitale Ortsnetzstationen. [oai_citation:3‡Mynewsdesk](https://www.mynewsdesk.com/de/hansewerk/pressreleases/sh-netz-investiert-rund-112-millionen-euro-in-das-stromnetz-in-der-gemeinde-buechen-3438210?utm_source=chatgpt.com)
- Bundesnetzagentur – Reform der Netzentgeltsystematik AgNes: Rund 37 Milliarden Euro Netzentgelte jährlich, etwa 30 Prozent Anteil an den Stromkosten privater Haushalte und von den Netzbetreibern erwartete Investitionen von ungefähr 600 Milliarden Euro bis 2045. [oai_citation:4‡Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Allgemeines/DieBundesnetzagentur/Insight/Texte/Energiewende/AgNes_PV.html?utm_source=chatgpt.com)
- Bundesnetzagentur – Szenariorahmen 2027–2040/2045: Laufende Konsultation seit dem 31. August 2026; die neuen Entwürfe berücksichtigen unter anderem höhere Leistungen und Verbräuche durch Rechenzentren und Großbatteriespeicher. [oai_citation:5‡Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2026/20260831_Szenariorahmen.html?nn=660040&utm_source=chatgpt.com)
- Bundesnetzagentur / SMARD – Strommarkt 2025: Durchschnittlicher Day-Ahead-Preis 89,32 Euro/MWh, 573 Stunden mit negativen Strompreisen, 40 Stunden über 300 Euro/MWh, 76,2 TWh Importe und 54,3 TWh Exporte. [oai_citation:6‡Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/EN/2026/20260104_SMARD.html?utm_source=chatgpt.com)
- Bundesnetzagentur – Versorgungssicherheitsmonitoring: Bis 2035 zusätzlicher Bedarf an steuerbarer Leistung von bis zu 22,4 GW im Zielszenario beziehungsweise 35,5 GW im Szenario einer verzögerten Energiewende. [oai_citation:7‡Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/1072798?utm_source=chatgpt.com)
- Schleswig-Holstein Netz – Investitionen im Kreis Segeberg: Mehr als 15 Millionen Euro Investitionen 2025, darunter rund sieben Millionen Euro für 83 digitale Ortsnetzstationen sowie weitere Mittelspannungsleitungen. [oai_citation:8‡Mynewsdesk](https://www.mynewsdesk.com/de/hansewerk/pressreleases/sh-netz-investiert-im-jahr-2025-mehr-als-15-millionen-euro-in-strom-und-gasnetze-im-kreis-segeberg-3426247?utm_source=chatgpt.com)
- Bundesnetzagentur – § 14a EnWG: Regelungen für steuerbare Verbrauchseinrichtungen ab mehr als 4,2 kW Anschlussleistung, darunter Wärmepumpen, Wallboxen und Batteriespeicher. [oai_citation:9‡Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/885986?utm_source=chatgpt.com)
- Stadtwerke Quickborn – Veröffentlichungspflichten Messstellenbetrieb: Nach aktuellem Stand sind rund 15.402 Messeinrichtungen auf moderne Messeinrichtungen und rund 2.756 Messstellen auf intelligente Messsysteme umzurüsten. Für §-14a-Verbraucher sind intelligente Messsysteme und Steuerungseinrichtungen vorgesehen. [oai_citation:10‡Stadtwerke Quickborn](https://www.stadtwerke-quickborn.net/veroeffentlichungspflichten?utm_source=chatgpt.com)
- Stadtwerke Quickborn – Preisblatt Messstellenbetrieb: Kostenaufteilung für intelligente Messsysteme und Steuerungseinrichtungen bei steuerbaren Verbrauchseinrichtungen. [oai_citation:11‡Stadtwerke Quickborn](https://www.stadtwerke-quickborn.net/veroeffentlichungspflichten?_hash=EwRJJ%2FVIgTUhR0QC8RJ859IVBL%2FofZG9rdAJ5VJtsjo%3D&ctx=a%3A1%3A%7Bs%3A2%3A%22id%22%3Bi%3A390%3B%7D&d=attachment&f=SWQ+gMSB+S+25V3+PB_20250801.pdf&p=quickborn%2Fdownloads%2Fgrundzustaendiger-messstellenbetrieb%2FSWQ+gMSB+S+25V3+PB_20250801.pdf&utm_source=chatgpt.com)
- Stadtwerke Quickborn – Netzentgelte Strom 2026: Pauschale Reduzierung für steuerbare Verbrauchseinrichtungen im Modul 1 von 159,70 Euro brutto pro Jahr; zusätzlich zeitvariable Netzentgelte im Modul 3. [oai_citation:12‡Stadtwerke Quickborn](https://www.stadtwerke-quickborn.net/netzzugang-und-entgelte-strom?_hash=vOY9EdBxcUnPbJYuHHGtEUqap4g914bLnS%2FWPgtTuuc%3D&ctx=a%3A1%3A%7Bs%3A2%3A%22id%22%3Bi%3A42%3B%7D&d=attachment&f=Preisblatt+NE+SWQ+Strom+01+01+2026.pdf&p=quickborn%2Fdownloads%2Fnetzinformation-strom%2FPreisbla%CC%88tter%2FNNE+endgu%CC%88ltig%2FPreisblatt+NE+SWQ+Strom+01+01+2026.pdf)
- Bundesnetzagentur – Strompreise für Haushaltskunden: Durchschnittlicher Haushaltsstrompreis zum 1. April 2025 von 40,05 Cent je Kilowattstunde. [oai_citation:13‡Bundesnetzagentur](https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Vportal/Energie/PreiseAbschlaege/Tarife-table.html?utm_source=chatgpt.com)
- Stadtwerke Quickborn – typisierte Netzentgelte 2026: Bei 3.500 kWh Jahresverbrauch werden 506,40 Euro brutto einschließlich des Bundeszuschusses ausgewiesen; ohne diesen Zuschuss wären es rechnerisch 551,39 Euro. [oai_citation:14‡Stadtwerke Quickborn](https://www.stadtwerke-quickborn.net/netzzugang-und-entgelte-strom?_hash=vLfR44gNwkuHPtBNTA2X0nrgEPYCEd7RQQa6wsQ%2BK4o%3D&ctx=a%3A1%3A%7Bs%3A2%3A%22id%22%3Bi%3A42%3B%7D&d=attachment&f=Preisblatt+NE+SWQ+Strom+01+01+2026_typisierte_Abnahmefa%CC%88lle.pdf&p=quickborn%2Fdownloads%2Fnetzinformation-strom%2FPreisbla%CC%88tter%2FNNE+endgu%CC%88ltig%2FPreisblatt+NE+SWQ+Strom+01+01+2026_typisierte_Abnahmefa%CC%88lle.pdf&utm_source=chatgpt.com)
- Deutsche Energie-Agentur – dena-Verteilnetzstudie II: Untersuchung der technischen, wirtschaftlichen und finanziellen Anforderungen an kommunale Verteilnetzbetreiber auf dem Weg zur Klimaneutralität. [oai_citation:15‡dena.de](https://www.dena.de/infocenter/dena-verteilnetzstudie-ii?utm_source=chatgpt.com)
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