Als limitierender Faktor eines ungebremsten Ausbaus der erneuerbaren Energien gelten derzeit in vielen Ländern Europas sowie weltweit die Stromnetze. Aus einem System aufbauend auf großen, fossilen Kraftwerken stammend sind die Netze noch nicht auf dezentrale und intermittierende Erzeugung ausgelegt – eine Herkulesaufgabe für die Energiewirtschaft, Politik und Netzbetreiber.
Wir sprachen auf dem Forum Solar PLUS mit Thomas Dederichs, Leiter Strategie und Energiepolitik bei der Amprion GmbH, über die Herausforderungen in diesem Prozess sowie darüber, wer welche Kosten trägt und wie die Verbraucher entlastet werden können.
Wir bei Amprion haben in den vergangenen zwei Jahren bereits viele Netzausbauprojekte beschleunigt. Aber klar ist auch: Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) stehen vor einem riesigen Berg: Im letzten Netzentwicklungsplan wurde eine Gesamtinvestitionssumme von 330 Milliarden € bis zum Jahr 2045 allein für die Übertragungsnetze identifiziert. Amprion ist, im Gegensatz zu anderen ÜNB, mehrheitlich privatwirtschaftlich, wir haben keine staatliche Beteiligung. Auch wir haben in den letzten Jahren gemerkt, dass die Kapitalbeschaffung in diesen Größenordnungen kein einfaches Unterfangen ist. Daher haben wir mit der Bundesnetzagentur einen stetigen Dialog, wie eine angemessene Verzinsung aussehen könnte. Die Energiewende ist ein überwiegend fremdkapitalfinanziertes Projekt. Die Regulierung gibt hier eine regulatorische EK-Quote von 40 Prozent an, der Rest wird über Fremdkapital finanziert Perspektivisch werden sich viele Netzbetreiber sogar noch davon wegbewegen und weniger Eigenkapital im Verhältnis zum Fremdkapital einsetzen. Wenn wir eine vernünftige Eigenkapitalausstattung und -verzinsung haben, wird es für die Netzbetreiber einfacher und günstiger, Fremdkapital zu finanzieren. Das wirkt sich am Ende auch bei den Netzkunden aus.Daher braucht es zügig einen angemessenen Regulierungsrahmen.
In Bezug auf die Fremdkapitalbeschaffung haben wir uns in den letzten Jahren erfolgreich als Frequent Issuer von Grünen Anleihen an den internationalen Kapitalmärkten etabliert. Eine angemessene Eigenkapitalverzinsung ist aber eine Grundvoraussetzung dafür, dass wir diesen erfolgreichen Pfad auch bei der Begebung von Anleihen weiter beschreiten. Daher haben wir mit der Bundesnetzagentur einen stetigen Dialog, wie eine angemessene Verzinsung aussehen könnte.
Die derzeitige Anreizregulierung zielt darauf ab: Wo kann ich Kosten einsparen? Wie kann ich in einem eingeschwungenen Systemzustand noch Effizienzen heben? Wir sind aber nicht in einem eingeschwungenen Systemzustand, sondern befinden uns in einer Transformation und starken Wachstumsphase!
Es ist schon deutlich besser geworden. Wir haben uns in diesem Jahr an einer Aktivität des Bundesverbands für Erneuerbare Energien (BEE) beteiligt. Da ging es um die gemeinsame Nutzung von Netzanschlüssen – und das wollen wir als Netzbetreiber unterstützen, da wir sehen, dass die Erneuerbaren eine ganz wesentliche Aufgabe im Hinblick auf den zukünftigen Systembetrieb übernehmen. Auch die Vermarktung von Systemdienstleistungen wird relevant. Interessant für uns sind die kommenden Ausschreibungen, unter anderem die Bereitstellung von Blindleistung und Momentanreserve. Damit wird es weitere Bereiche für die Zusammenarbeit zwischen Anlagenbetreibern von Erneuerbaren und ÜNB geben. Wichtig zu sagen ist: Wir haben am Anfang der Energiewende Erneuerbare geschützt in dieses System eingeführt, das stabil von anderen Energiearten geführt wurde. Jetzt aber sind die Erneuerbaren in der Mehrheit, stellen 50 bis 65% der Stromerzeugung, perspektivisch 80% ab 2030. Dann müssen Sie auch einen größeren Beitrag für die Systemstabilität leisten.
Im Moment habe ich eine junge, motivierte Mannschaft, die Lust auf Change hat, die diese Prozesse auch intensiv begleitet. Ganz viele sind intrinsisch motiviert, stehen zur Energiewende und versuchen, den besten Weg nach vorne zu finden. Der ÜNB hat immer eine spezielle Rolle, weil wir die Gesamtverantwortung für die Systemstabilität haben. Wir sind die, auf die im Zweifel alle schauen werden, wenn das Licht flackert. Deswegen müssen wir unangenehme Dinge ansprechen, zum Beispiel das Thema Erzeugungsüberschüsse bei PV-Anlagen. Wenn Entwicklungen erfreulicherweise so dynamisch sind, dass sie vielleicht an Grenzen stoßen, passen wir auf: Wo muss man nachsteuern, bei der Steuerbarkeit, bei der Digitalisierung, beim Smart Meter Rollout?
Der Großteil der steigenden Netzentgelte sind nicht hauptsächlich auf Abregelungen zurückzuführen. Man muss unterscheiden zwischen Einspeisemanagement und Redispatch. Wenn wir einen Netzengpass sehen, dann kommt es zu Eingriffen in den Fahrplan. Das heißt, auf der Seite nördlich des Engpasses werden Anlagen runtergefahren, auf der Seite südlich des Engpasses werden Anlagen hochgefahren, um den Netzengpass zu beheben und Schäden an den Leitungen zu vermeiden. Dieser Prozess hat im Jahr 2022 bundesweit annähernd 4 Milliarden Euro gekostet. 2023 waren es 3 Milliarden Euro, Der Rückgang hat einerseits mit Preiseffekten am Markt zu tun. Andererseits damit, dass wir viele Maßnahmen ergriffen haben, um das Netz im Bestand zu ertüchtigen: Höhere Auslastung, Hochtemperaturleiterseile, sogenanntes Freileitungsmonitoring; das die Leitungen vom Wind gekühlt werden. Das heißt, dass wir das Netz in windstarken Stunden höher auslasten können als in den windschwachen Stunden. Das korreliert gut mit der benötigten Übertragungskapazität.
Nur der Netzausbau wird langfristig die Kosten senken. So lange werden uns Redispatch-Kosten noch erhalten bleiben. Wir befinden uns derzeit in einer Übergangsphase, in der auch Kosten durch die Transformation entstehen. Wenn Sie ein Eigenheim erwerben oder in eine größere Wochnung umziehen wollen, jedoch noch in ihrer alten Wohnung wohnen, , müssen Sie eine Zeit lang beide bezahlen. Das ist eine Analogie zu dem, was im Energiesystem gerade passiert. Wir zahlen immer noch für das alte System, das auf großen fossilen Anlagen basierte. Gleichzeitig bauen wir das neue System, in dem sich die Transportstrecke zwischen grünen Kraftwerken und Verbrauchern vergrößert. Da sind viele Kosten aber auch Investitionen mit verbunden.
Bis 2028 planen wir 27,5 Milliarden € in unser Netz zu investieren. Das wirkt sich auf die Netzentgelte aus. Selbst wenn sich die Redispatch-Kosten reduzieren, erhöhen sich ja die Investitionen in den Netzausbau. Solange Transformationskosten und Investitionen die Netzentgelte belasten, müssen Lösungen gefunden werden, um die Netzkunden zu entlasten. Im vorletzten Jahr gab es einen Zuschuss aus dem Bundeshaushalt in Milliardenhöhe, der die Netzentgelte deutlich stabilisiert hat. Auch über die Senkung der Stromsteuer könnte diskutiert werden.
Beim Wasserstoff ist man den Weg der Amortisationskonten (Anm. d. Red.: Ein Amortisationskonto überbrückt die entstehende Differenz zwischen dem notwendigen und dem von der Bundesnetzagentur festgelegten Netzentgelt durch jährliche Ausgleichzahlungen) gegangen. Das wäre mit Blick auf eine langfristige Refinanzierung dieser Netze und den Aufbau einer Infrastruktur ebenfalls eine Option. Immerhin sind wir auf dem Weg, die Kapazitäten des Stromsystems mehr oder weniger zu verdoppeln. Wir kommen aus einer Welt, in der wir heute 500 bis 600 Terawattstunden Strom im Jahr verbrauchen und wollen in eine Welt, in der wir voraussichtlich 1000 bis 1100 Terawattstunden im Jahr über diese Systeme transportieren. Da kann man auch politisch eine Diskussion darüber führen, wer wann welche Kosten trägt.
Derzeit sind rund ein Drittel, sogenannte Engpassmanagementkosten. Darüber sind wir dazu verpflichtet Reserven für die Netzstabilität vorzuhalten. Diese Reservekraftwerke mit einer Kapazität von insgesamt fast 10 Gigawatt werden ebenfalls über die Netzentgelte finanziert. Es handelt sich um verschiedene Arten von Reserven, von der Sicherheitsreserve, Netzreserve bis zu Kapazitätsreserven und besonderen netztechnischen Betriebsmitteln. Die Transformationskosten in den Netzentgelten umfassen also einen erheblichen Kostenblock aus dem Redispatch, dem Einspeisemanagement sowie einen großen Anteil an Reservekosten.
Ungefähr die Hälfte der Kosten sind Investitionen in die Zukunft – die eigentlichen Netzkosten. Die Übertragungsnetzentgelte sind im letzten Jahr so stark gestiegen wie noch nie. Aber wenn man im Hinterkopf behält, dass ein Drittel davon eigentlich gar nicht wirklich was mit Netz zu tun hat, sondern im weitesten Sinne Transformationskosten für den Netzausbau sind, muss man die Debatte führen: Wie kann man das so verträglich wie möglich machen? Denn wir wollen ja, dass die Menschen elektrifizieren, Strom für Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen verbrauchen. In der Industrie soll umgestellt werden auf Stromnutzung. Das wird deutlich erschwert, wenn der Strompreis, auch durch Netzentgelte, so hoch ist, dass die Elektrifizierung für die Unternehmen zu teuer wird.
Wir als Netzbetreiber wollen so wenig wie möglich eingreifen. Im Idealfall sind diese Anlagen so gut in den Markt integriert, dass sie auf Marktsignale reagieren. Die Anlagen in der Direktvermarktung haben heute schon den ökonomischen Anreiz rauszugehen, wenn die Preise stark negativ sind. Das tun sie aber nicht alle. Sie gehen im Zweifel einen finanziellen Nachteil ein. Wir sind interessiert daran zu verstehen, warum. Denn als Bilanzkreisverantwortliche müssen alle dafür sorgen, dass das System ausgeglichen ist und dass sich die Anlagen so verhalten, wie es ökonomisch rational ist.
Daneben gibt es aber einen großen Block von kleinen Anlagen, die nicht in der Direktvermarktung sind. Wir Netzbetreiber vermarkten diese Anlagen, das heißt, eine klassische PV-Aufdachanlage kriegt ihr Geld direkt über den Netzbetreiber ausgezahlt, meistens dann über den Verteilnetzbetreiber (VNB). Da sehen wir tatsächlich ein Risiko, weil der Block der nicht-steuerbaren Anlagen jedes Jahr größer wird. Diese Anlagen sind so klein, dass sie nicht zwingend einen Smart Meter haben. Das heißt, es gibt keine technische Möglichkeit, ein Preissignal oder ein Signal zur notwendigen Abschaltung zu senden. Deshalb senkt das BMWK die Grenze für die Steuerbarkeit der Anlagen im EnWG auf 7kW ab, damit auch diese Anlagen auf Preissignale reagieren. Wir halten eine Absenkung auf 2 kW für sinnvoll. Es geht um den perspektivischen Aufbau einer Digitalinfrastruktur, die ermöglicht, dass auch eine klassische Aufdachanlage zumindest in systemkritischen Situationen erreicht werden kann.
Wir ÜNB haben schon immer einen tiefen Einblick in unsere Systeme. Wir messen in annähernd allen Umspannwerken in Echtzeit Auslastung, Spannung, Ströme etc. Das heißt, wir haben im Übertragungsnetz eigentlich eine Zustandserfassung, die sehr belastbar ist. Bei den VNB war das in der Vergangenheit ökonomisch nicht immer sinnvoll und vor allem regulatorisch sehr kompliziert, Stichwort Smart-Meter. Wenn man jedoch einen flexiblen Verbrauch möglichst effizient nutzen will, muss Sensorik eingesetzt werden. Daher setzen die VNB nun vermehrt auf Messtechnik und intelligente Transformatoren.