Zwölf Gigawatt neue Windkraft an Land, EEG-Reform und Netzpaket noch vor der Sommerpause – Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) skizzierte beim BDEW-Kongress am Mittwoch ein ambitioniertes Programm.
Beim wohl heikelsten Punkt, dem Redispatch-Vorbehalt, blieb sie jedoch bewusst vage: Sie sei offen für alle Vorschläge, sagte sie. Als Beispiele nannte sie einen "systemdienlichen Redispatch-Vorbehalt" oder einen "anspruchsvollen FCA" – also sogenannte flexible Netzanschlussvereinbarungen. Konkret wurde damit zunächst wenig.
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Dass das Instrument so bleibt, wird allerdings immer unwahrscheinlicher. Auch Bundesumweltminister Carsten Schneider (SPD) erneuerte die Kritik aus Sicht des sozialdemokratischen Koalitionspartners. "Wir benötigen kluge Steuerungsinstrumente, und zwar so, dass Anlagenbetreiber Planungssicherheit haben."
Unklarheit und "politisches Hin und Her" seien dagegen "Gift" für Investitionen. "Deswegen lehne ich auch einen Redispatch-Vorbehalt ab." Er sei aber, wie Kollegin Reiche, offen für "kluge Vorschläge", die dasselbe Ziel erreichten.
Netzausbau dauert deutlich länger
Bei einer Diskussionsrunde auf dem Kongress wurde sichtbar, wie komplex der Interessenausgleich ist. Thomas König, Vorstandsmitglied beim Essener Energiekonzern Eon und dort für Netze zuständig, verteidigte den Redispatch-Vorbehalt mit einem schlichten Argument: "Windkraftanlagen haben im Schnitt Genehmigungszeiten von 16 Monaten." Demgegenüber dauere es sechs bis neun Jahre, bis eine neue 110-Kilovolt-Leitung genehmigt werde. "Wer in diesem Tempo weiter Erzeugungskapazitäten anschließe, ohne das Netz mitzudenken, produziere Engpässe."
Sopna Sury, zuständig für das Erneuerbaren-Geschäft beim Energiekonzern RWE in Europa und Australien, hatte eine andere Perspektive. Das Geschäftsmodell eines Erneuerbaren-Entwicklers sei eben kein regulierter Betrieb wie bei Netzbetreibern. "Das Risiko ist anders. Das Umsatzrisiko ist anders."
Viele kleinere Projektierer würden über Banken finanziert, die wenig Risikoaffinität mitbrächten. Der zentrale Einwand gegen den Vorbehalt sei nicht die Maßnahme an sich, sondern die Ungewissheit: "Man muss Investitionsentscheidungen treffen, ohne zu wissen, wo künftig Engpassregionen entstehen. Das schlage ich preislich auf. Dadurch wird es für alle teurer."
Mit dieser Kritik steht die Managerin nicht allein. Zuletzt hatte das Umweltbundesamt in einem internen Schreiben von Mehrkosten von bis zu 40 Milliarden Euro gewarnt.
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Flexible Netzanschlüsse oder anderes Instrument?
Flexible Netzanschlussvereinbarungen (kurz: FCA; aus dem Englischen: Flexible Connection Agreements) gelten parteiübergreifend als vielversprechender Ansatz – zumindest in der Theorie. EWE und EnBW haben einen konkreten Vorschlag vorgelegt: Projektierer in Engpassregionen sollen wählen können, ob sie warten, einen neuen Standort suchen oder eine flexible Anschlussvereinbarung eingehen.
Wer Letzteres wählt, nimmt für maximal 200 Volllaststunden pro Jahr Abregelungen ohne Entschädigung in Kauf. Aus dem Ministerium hieß es zuletzt allerdings, dass sogenannte flexible Netzanschlüsse allein die bestehenden Netzengpässe nicht ausreichend lösten.
Sury formulierte jedenfalls eine Grundbedingung für Erneuerbaren-Projektierer: "Verpflichten sich in dem FCA beide Seiten, an der Behebung des Netzengpasses zu arbeiten?" Die Verantwortung dafür dürfe nicht allein auf den Projektierern lasten.
Eon-Netzchef König konterte mit einem Praxisbeispiel: Bei einem 105-Megawatt-Batteriespeicher des Unternehmens Eco Stor in Schleswig-Holstein habe man zunächst einfach angeschlossen und beobachtet. Dabei habe man gelernt, dass der Speicher im 15-Minuten-Takt "zappele" – also die Einspeisung kurzfristig stark verringere oder erhöhe – und dadurch in netzkritischen Situationen die Lage sogar verschlimmere. Ein nachträglich vereinbarter FCA löste das Problem mit weniger als drei Prozent Einnahmeneinbuße für den Betreiber. "Zu solchen Lösungen müssen wir kommen", so König.
Berater stellen Systemkosten ins Zentrum
Ralph Kremp von der Unternehmensberatung BET Consulting brachte einen weiteren Ansatz in die Debatte: die sogenannte systemdienliche Anschlussleistung. Das Prinzip: Eine definierte Grenze, unterhalb derer Projektierer Planungssicherheit haben und oberhalb derer Netzbetreiber Eingriffsmöglichkeiten erhalten.
Zudem sollen beide Parteien die Kosten teilen, wenn keine Einigung auf einen FCA zustande kommt. "Wir teilen die Sorge, dass der Redispatch-Vorbehalt, wie er aktuell ausgestaltet ist, zu einer unvorhersehbaren Situation für Projektierer führt", sagte Kremp. In der Branche gilt der Vorschlag derzeit als vielversprechender als der von EWE und EnBW. Die Berater von BET hatten im vergangenen Jahr auch den sogenannten Monitoringbericht für die Energiewende im Auftrag des Wirtschaftsministeriums erstellt.
Aus dem Ministerium selbst – im Panel vertreten durch Abteilungsleiter Christian Schmidt, Referat Strom – kam zumindest eine klare Ansage: "Wir wollen keinen Ausbau verhindern. Wir sind bereit, über die Ausgestaltung zu sprechen." Ziel sei es, kurzfristig ein Instrument für regionale Steuerung zu etablieren, damit "Hotspots" nicht weiter überlastet würden – und so die Systemkosten zu senken.
Drei Jahre bis zur Lösung?
Am Ende des Panels bat die Moderatorin alle Teilnehmer um einen Blick ins Jahr 2029. König wünschte sich den Abschied vom "Windhundverfahren" – also der Praxis, dass schlicht derjenige angeschlossen wird, der zuerst fragt – zugunsten allgemeingültiger Kriterien für knappe Netzkapazitäten.
Sury hoffte auf gelebte flexible Netzanschlussvereinbarungen und spürbar beschleunigte Genehmigungsverfahren für den Netzausbau. Auch mit regional differenzierten Baukostenzuschüssen könne die Branche grundsätzlich leben.
Schmidt formulierte das Ziel schlicht: "Bei den Netzkosten und den Netzengpässen soll es deutlich nach unten gehen." Ob das gelingt, hängt nicht zuletzt davon ab, ob Reiche die Offenheit, die sie auf dem BDEW-Kongress signalisiert hat, bis zur Kabinettssitzung am 24. Juni in einen belastbaren Kompromiss übersetzen kann.
