Von Stephanie Gust
Dramatischer Rückstand beim Smart-Meter-Rollout und dem Ausbau intelligenter Netze, Technik aus der Nachkriegszeit und immense Finanzierungslücken: Die schleppende Transformation des Verteilnetzes gefährdet die Energiewende in Deutschland. Das ist das alarmierende Ergebnis der Umfrage "Scheitert die Energiewende auf der letzten Meile?" der auf den Energiesektor spezialisierten Managementberatung Axxcon, an der sich 104 Verteilnetzbetreiber in Deutschland beteiligt haben. Die Studie, die der ZfK schon vorab vorliegt, wird am 25. Juni verfügbar sein.
So benötigen die Netzbetreiber zur Sicherstellung von Netzstabilität und Integration von Flexibilitäten eine in Echtzeit steuerbare Infrastruktur – sogenannte Smart Grids. Jedoch geben lediglich drei Prozent der befragten Unternehmen an, Smart-Grid-Technologien weitgehend oder vollständig in ihre Netzarchitekturen integriert zu haben und umfassend zur Steuerung und Optimierung zu nutzen. Die Mehrheit von 65 Prozent hat lediglich erste Pilotprojekte gestartet, befindet sich in der Planungsphase oder hat noch gar nicht angefangen. Lediglich elf Prozent der befragten Unternehmen geben an, ihre digitale Infrastruktur sei optimal auf die zunehmende Datenmenge eingestellt. Der Einsatz von KI zur Netzsteuerung wird bislang nur von rund einem Fünftel der befragten Verteilnetzbetreiber geprüft, konkrete Anwendungen sind bislang kaum vorhanden.
Digitale Lösungen bisher kaum im Einsatz
"Fast zehn Jahre nach dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende hat ein erschreckend geringer Teil der Netzbetreiber digitale Lösungen eingeführt", fasst Armin Schelian, Partner und Energieexperte bei AXXCON, zusammen. "Die Unternehmen müssen dringend aus ihrer abwartenden Haltung herausfinden, sonst werden sie die Transformation nicht bewältigen. Verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen wären hierzu die beste Unterstützung."
So sollen in Deutschland bis 2030 mindestens 80 Prozent des Bruttostrombedarfs mit erneuerbaren Energien gedeckt werden. Die Anzahl von Wärmepumpen, E-Autos und Stromspeichern wird erheblich steigen. Die Lasten im Verteilnetz und die Volatilität bei der Erzeugung und im Verbrauch erhöhen sich enorm. Schon jetzt stoßen viele Verteilnetzbetreiber an ihre Grenzen. Viele Stadtwerke fahren bereits eine "Nulleinspeisestrategie": Neu installierte PV-Anlagen können zwar für den Eigenbedarf genutzt werden, aber nicht ins Netz rückspeisen. Es gibt Straßenzüge, in denen die zuständigen Netzbetreiber keine neuen Wärmepumpen und PV-Anlagen anschließen können.
Steuertechnologie aus den Nachkriegsjahren
Auch moderne Schalt- und Steuerboxen wurden bisher nur von wenigen Unternehmen in größerem Umfang eingeführt. Lediglich fünf Prozent berichten, dass der Einsatz komplett abgeschlossen ist. 19 Prozent erklären, es gebe entsprechende Vorrichtungen in einigen Bereichen. 23 Prozent befinden sich in einer sehr frühen Phase. Nicht zuletzt erklären 44 Prozent, dass sie zur Steuerung nur vereinzelt über alte Anlagen mit Rundsteuerempfängern verfügen. Deren noch immer weite Verbreitung passt ins Gesamtbild der Studie.
"Schätzungen zufolge basiert etwa 50 Prozent der deutschen Verteilnetztechnik auf Anlagen und Komponenten, die in den Nachkriegsjahren installiert wurden", so Maik Neubauer, Infrastruktur- und Regulierungsexperte bei Axxcon. Künftig werde jedoch ein "near-time-fähiges" Energiesystem benötigt, das hohe Daten- und Signalmengen in Echtzeit verarbeiten kann, um die hohen Volatilitäten in Ein- und Ausspeisung zu bewältigen. Nicht zuletzt wird die Koordinierung der Prozesse und der Datenaustausch zwischen den Verteilnetzbetreibern und der übergeordneten Hochspannungsebene immer wichtiger. "Gelingt dieser Austausch nicht, reichen die Risiken von stark schwankenden Strompreisen bis hin zu vielen Netzengpässen oder sogar Blackout-Situationen", so Neubauer.
Bei den Smart Metern, die zur Generierung der benötigten Daten gebraucht werden, ist der Engpass bekannt: Lediglich zwei Prozent aller deutschen Haushalte sind laut Bundesnetzagentur mit den digitalen Zählern in Kombination mit einem Kommunikationsmodul ausgestattet. Bis Ende dieses Jahres sollen es laut dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende 20 Prozent der darin definierten Pflichteinbaufälle sein – unter anderem Haushalte ab einem Verbrauch von jährlich 6000 kWh beziehungsweise mit PV-Anlagen ab einer bestimmten Leistung. Im Jahr 2032 soll jede Messstelle zumindest über einen digitalen Zähler verfügen. Laut der vorliegenden Studie hat ein Drittel der Netzbetreiber bislang zehn bis über 25 Prozent seiner Pflichteinbaufälle ausgestattet. Bei 58 Prozent sind es unter zehn Prozent oder der Rollout wurde noch gar nicht begonnen. "Ohne flächendeckende digitale Messstelleninfrastruktur befinden sich die Verteilnetzbetreiber in der neuen Energiewelt im Blindflug", so Neubauer.
Erhebliche Finanzierungslücken gefährden die Transformation
Was die Finanzierung betrifft, kann knapp die Hälfte der befragten Unternehmen den notwendigen Investitionsbedarf für die komplette Transformation des eigenen Stromnetzes benennen, der im Durchschnitt bei etwas über 100 Millionen Euro liegt. Multipliziert mit einer Anzahl von deutschlandweit rund 500 größeren Verteilnetzbetreibern (von 862 insgesamt), ergibt sich hochgerechnet ein Investitionsbedarf von 50 Milliarden Euro. Nur etwa ein Drittel davon kann laut der Studie aus eigenen Mitteln finanziert werden. Rund zwei Drittel der befragten Netzbetreiber planen eine klassische Fremdfinanzierung über Banken, die Hälfte will auf Kooperationen mit anderen EVUs setzen. 38 Prozent setzen zudem auf staatliche Fördermittel. Armin Schelian von Axxcon hebt die Bedeutung von Kooperationen hervor, die er für erfolgskritisch hält. "Die Netzbetreiber tun sich sichtlich schwer, die gesetzlichen Anforderungen, aber auch den Finanzierungsbedarf langfristig umzusetzen. Eine effiziente Nutzung der Stärken in Stadtwerke-Kooperationen ist dringend zu empfehlen", erklärt er.
Als größte Herausforderung der Netztransformation sehen die befragten Unternehmen regulatorische Anforderungen, insbesondere bemängeln sie unklare und sich häufig ändernde Rahmenbedingungen. Ein weiteres zentrales Problem für rund drei Viertel der Verteilnetzbetreiber ist der Mangel an Fachkräften. Nur ein Drittel der Unternehmen fühlt sich im Hinblick auf seine Personalressourcen gut gerüstet – insbesondere kleine kommunale Unternehmen tun sich schwer, die benötigten Experten zu finden.
Netzentgelte werden steigen
Trotz der in der Studie deutlich gewordenen Hindernisse hält die Hälfte der befragten Unternehmensvertreter die Stromnetztransformation unter den aktuellen Rahmenbedingungen für machbar. Jeder Zweite geht dabei von einem Zeitraum von bis zu zehn Jahren aus. Besonders mittelgroße Unternehmen äußern jedoch Zweifel an der Realisierbarkeit – eine Einschätzung, die die Axxcon-Experten teilen. "Ändert sich das bislang vorgelegte Tempo nicht dramatisch, sind zehn Jahre bis zur vollständigen Netztransformation unrealistisch", so Schelian.
Von den Unternehmen wird zudem ein erheblicher Kostenanstieg bei den Strompreisen erwartet. So geht jeder Fünfte der befragten Experten davon aus, dass sich die Netzentgelte bis 2030 um mindestens 40 Prozent erhöhen werden. Ein Haushalt mit einem jährlichen Verbrauch von 3500 kWh würde dadurch etwa 150 Euro mehr zahlen. Bei einem Unternehmen fallen schnell fünfstellige Beträge an. Schelian: "Das heizt die Diskussion um die hohen Strompreise in Deutschland zusätzlich an."
