Die Energiewende steckt im Detail

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Über viele Jahre lag der Fokus bei der Energiewende in erster Linie auf der Erzeugung. Klar, wenn wir unseren Strombedarf immer mehr durch Erneuerbare abdecken wollen und davon ausgehen können, dass der Verbrauch tendenziell eher steigt als sinkt, bedarf es eines Ausbaus regenerativer Erzeugungskapazitäten. Das gilt natürlich noch immer. In letzter Zeit konnte man in der wirtschaftspolitischen Diskussion aber eine gewisse Verschiebung feststellen. Denn je mehr Erzeugungsleistung von den Erneuerbaren Energien kommt, desto dringlicher wird die Aufgabe, das energiewirtschaftliche Gesamtsystem entsprechend darauf auszurichten. Und spätestens dann wird klar, dass die Energiewende nicht nur in der Erzeugung stattfinden kann, sondern auch – im Sinne der Sektorkopplung – im Wärmemarkt, dem Gebäudesektor und dem Verkehr, ganz besonders aber: in den Netzen. Denn Versorgungssicherheit bedeutet nicht nur gesicherte Leistung, sondern auch Netzstabilität.

Laut Koalitionsvertrag, der (nebenbei bemerkt) je nach Regierungspartei und Perspektive einen unterschiedlich großen Interpretationsspielraum zulässt, ist der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien an die „Aufnahmefähigkeit der entsprechenden Netze“ geknüpft. Die Herausforderung bestehe in einer besseren Synchronisierung von Erneuerbaren Energien und Netzkapazitäten. Vergleicht man die bestehende Netzinfrastruktur mit der regionalen Verteilung erneuerbarer Erzeugungskapazitäten, fällt sofort auf: Es gibt ein Mismatch. Wie der BNetzA-Präsident Jochen Homann im Rahmen der BBH-Energiekonferenz am 6.6.2018 in Berlin betonte, steht den Überkapazitäten im Norden ein Stromdefizit im Süden gegenüber. Die Folge: bundesweite Redispatch-Maßnahmen in Höhe von 1,4 Mrd. Euro allein im Jahr 2017. Durch Sektorkopplung sei dieses regionale Ungleichgewicht nicht zu kompensieren. Nun ja, dann also: Netzausbau. Aber genau der kommt eben nicht so voran wie er eigentlich müsste. Sie merken selbst: Jetzt drehen wir uns im Kreis. Denn welche Rückschlüsse soll man jetzt für die Ausbauziele der Erneuerbaren Energien ziehen?

Zoomen wir ein bisschen näher ran, sehen wir, dass die Energiewende (auch) in den Verteilnetzen stattfindet. Schließlich ist hier das Gros der EE-Anlagen angeschlossen und die zunehmend dezentrale Erzeugung findet hier ihre netzseitige Entsprechung. Der Verteilnetzbetrieb steht vor anderen, aber nicht minder grundlegenden Herausforderungen. Wie die BBH/BBHC-Studie „Verteilnetzbetreiber 2030“ gezeigt hat, sind die Netzbetreiber imstande, einen wesentlichen Beitrag für die Netzstabilität und die Systemsicherheit zu leisten. Sie können – analog zu den Übertragungsnetzbetreibern – Systemdienstleistungen erbringen, um die Belastungen des Netzes auszugleichen. Mit den richtigen Werkzeugen und Daten können sie diese Aufgaben auch zukünftig erfüllen.

Um die Netze für die Trends der Energiewende, Digitalisierung und Sektorkopplung fit zu machen, sind aber auch hier Investitionen in beachtlicher Größenordnung notwendig. Nach den Regeln des Finanzmarktes funktionieren Investitionsanreize allerdings nur über angemessene Renditen. Die Renditen, die aktuell am Kapitalmarkt üblich sind, sind deutlich höher als die Eigenkapitalverzinsung, wie sie den Netzbetreibern von der BNetzA zugestanden worden sind. Bekanntermaßen obliegt es nun dem BGH zu entscheiden, ob der EK-Zinssatz korrigiert werden muss, nachdem das OLG Düsseldorf den Beschwerden von über 1.200 Netzbetreibern Recht gegeben hat.

Man kann sich natürlich auch die Frage stellen, ob die heutige komplexe Ausgestaltung der Regulierung überhaupt noch in unsere Zeit passt. Viele alternative Finanzierungsmöglichkeiten werden nämlich so von vorn herein ausgeschlossen: Theoretisch vorstellbar wäre da ein arbeitsteiliger Netzbetrieb, der die Option für Kooperationen zulässt, z.B. in Form von Pacht- oder Leasingmodellen. Manchmal muss man das System eben grundlegend neu aufsetzen. Wie bei der Energiewende zum Beispiel.

Ansprechpartner: Prof. Christian Held/Dr. Ines Zenke

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