Der Netzbetreiber Transnet BW mahnt zum Bau neuer Kraftwerke insbesondere im Süden Deutschlands, um für den Kohleausstieg 2030 gewappnet zu sein. "Für uns relevant ist der Inbetriebnahme-Termin", sagte der Vorsitzende der Geschäftsführung, Werner Götz, der Deutschen Presse-Agentur. Doch wenn er mit Blick auf Genehmigungsverfahren und Bauzeiten rückwärts rechne, entstehe eine Sorgenfalte: "Weil wir heute und jetzt starten müssen, wenn wir 2030 durchs Ziel laufen wollen."
Die politischen Entscheidungen zum Ausstieg aus Kernenergie und Kohle würden sehr effizient umgesetzt. "Parallel braucht es aber dann eine Kraftwerksstrategie, die Backup-Kapazität sicherstellt", sagte Götz. Für Baden-Württemberg gehe es um 6,5 Gigawatt - das entspricht 10 bis 15 größeren Kraftwerken. "2030 klingt relativ weit weg - ist aber, wenn man sich Bauprojekte anschaut, eigentlich schon morgen."
Mehrere Steinkohlekraftwerke in Netzreserve überführen
Der Energiekonzern EnBW etwa hat im Frühjahr in Stuttgart mit dem Bau des ersten von drei neuen Gaskraftwerken begonnen und will so bis 2026 die Stromerzeugung aus Kohle im mittleren Neckarraum beenden. Die Anlagen sollen spätestens 2035 mit grünem - also mit Hilfe von erneuerbaren Energien hergestellten - Wasserstoff betrieben werden. In einem Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zu einem beschleunigten Kohleausstieg bis 2030 heißt es jedoch auch, einige Steinkohlekraftwerke müssten "in die Netzreserve überführt werden und mit hinreichender Verlässlichkeit verfügbar sein, um eine effiziente Bewirtschaftung von Netzengpässen gewährleisten zu können".
Die Dringlichkeit bei dem Thema ist nach Götz' Einschätzung in Berlin erkannt - nicht zuletzt, weil Bundesenergieminister Robert Habeck und die Grünen die Energiewende wirklich möglich machen wollten. "Es ist das erste Mal, dass ich das Gefühl habe, dass ernsthaft zugehört wird, dass reflektiert wird und dass dann auch Lösungen gesucht werden." So werde beispielsweise bürokratischer Aufwand bei Genehmigungen für Tausende Schwerlasttransporte verringert, die für den Bau der SuedLink-Stromtrasse notwendig sind.
Nationale Strategie muss mit Brüssel abgestimmt sein
Doch das Thema sei hochkomplex, weil marktrelevante Faktoren berücksichtigt werden müssen und nicht nur eine nationale Strategie entwickelt werde. "Die muss mit Brüssel abgeglichen werden", erklärte Götz. Das dauere zum einen womöglich zu lang. Zum anderen bestehe die Gefahr, dass regionale Aspekte zu wenig berücksichtigt werden. "Eine Regionalisierung ist aus unserer Sicht aber existenziell wichtig."
Denn beispielsweise werde die Wasserstofftechnologie zuerst im Norden ausgebaut, wo Windenergie vom Meer ankommt. In Baden-Württemberg sei erst nach 2030 mit nennenswertem Ausbau zu rechnen. Und schon heute sei der Strombedarf im industriereichen Süddeutschland größer als die hier produzierte Menge. Immer wieder muss Strom importiert oder etwa aus Reservekraftwerken hinzugeführt werden.
Eigene Ideen bei Bundesnetzagentur und in Berlin vorgestellt
"Wir brauchen ein Anreizsystem, das die zeitliche Dringlichkeit und die regionale Verortung berücksichtigt", sagte der Manager. Daher habe Transnet BW ein Instrument als schnelle Lösung entwickelt, bei dem Kraftwerksbetreiber einen Investitionsvorschuss bekommen sollen auf Grundlage erwartbarer Redispatch-Erlöse. "Der Gedanke ist, ihnen auf Basis unserer Simulationen eine garantierte Abnahme zuzusichern. Damit hätten sie neben den erwartbaren Markterlösen eine zweite Einnahmequelle." Umsetzbar sei das marktkonform per Ausschreibung.
"Wir haben das System der Bundesnetzagentur vorgestellt, wir haben es in Berlin vorgestellt. Ich bin optimistisch, dass wir Gehör finden", sagte Götz. Als Übergangslösung könne das relativ schnell greifen und Investitionsentscheidungen schon fürs nächste Jahr möglich machen.
"Millionen Anlagen gehorchen nicht mehr unserem Befehl"
"Es ist eine handwerklich vielschichtige Aufgabenstellung, diesen regulatorischen Rahmen so umzusetzen, dass er auf Bundesebene mehrheitsfähig wird und dass er auch auf europäischer Ebene zustimmungsfähig wird", sagte Götz. Aber es sei machbar.
Anders als vor zehn Jahren seien die Rahmenbedingungen aber andere, weil nicht mehr alle Kraftwerke beliebig steuerbar seien. "Mehrere Millionen Anlagen in Deutschland gehorchen nicht mehr unserem Befehl, sondern produzieren dann, wenn die Außenbedingungen - also Sonne und Wind - es ermöglichen", so Götz. "Und der Verbraucher macht, was der Verbraucher eben so macht: Er geht an den Lichtschalter, schaltet die Kaffeemaschine ein - aber ruft nicht bei uns an, ob es gerade passt."
Engpassmanagement kostete vergangenes Jahr 4,2 Milliarden Euro
Es sei wichtig, Bürger bei den anstehenden Veränderungen mitzunehmen. "Wir fassen am Ende des Tages unser Gesamtsystem komplett an." Die Zustimmung zur Energiewende im Grundsatz sei hoch. Doch beim Bau konkreter Infrastruktur wie Kraftwerken und Masten entstünden persönliche Betroffenheiten. Da müsse erklärt werden, warum das nötig ist. "Wenn wir A wollen, müssen wir auch B akzeptieren", sagte Götz.
Am Ende entlaste der Netzausbau die Verbraucher auch finanziell, weil Ausgaben für Redispatch-Maßnahmen umgelegt werden; die Stromrechnung also steigt. "Das ist ein Thema, das wir im Auge behalten müssen, weil Energiewende und Energieversorgung bezahlbar sein müssen." Würde die wirtschaftliche Belastung zu stark, gefährde das die Akzeptanz. Im vergangenen Jahr schlug das Engpassmanagement laut Bundesnetzagentur mit rund 4,2 Milliarden Euro zu Buche. "Das ist eine Dimension, bei der ich sage, das ist nicht tolerabel. Da müssen wir dringlich technisch gegenarbeiten. Es ist verlorenes Geld." (dpa/hil)
