Herr Rendschmidt, es ist einiges passiert in den letzten Monaten in der Energiepolitik, befeuert durch den Krieg in der Ukraine. Hat denn die Bundesregierung aus Ihrer Sicht schon genügend angestoßen in Richtung einer resilienteren Energieversorgung, einer Balance zwischen Klimaschutz und Versorgungssicherheit?
Es wird allerhöchste Zeit, dass wir neben dem Klimaschutz auch die Versorgungssicherheit noch ernster nehmen. Und zwar in verschiedenen Dimensionen. Einerseits die sehr kurzfristige, die derzeit die Debatte maßgeblich bestimmt. Dabei geht es vor allem um die Frage, wo wir künftig Brennstoffe wie Gas einkaufen, sei es in Qatar oder Israel, um die Brennstoffverfügbarkeit und die Transportinfrastruktur wie LNG-Terminals.
Doch sollten wir bei der Debatte um Versorgungssicherheit nicht den erforderlichen Anlagenpark an Erzeugungsanlagen vergessen. Und je mehr wir Erneuerbare zubauen und im System haben, umso mehr brauchen wir Backup-Anlagenkapazitäten, die natürlich künftig auch mit klimaneutralen Brennstoffen betrieben werden. Hierfür brauchen wir mehr Awareness. Denn es geht hier um langfristige Investitionsentscheidungen. Ein Gaskraftwerk braucht sechs bis acht Jahre, bis es in Betrieb genommen werden kann. Wenn man die Planung heute beginnt, wird das Kraftwerk frühestens 2029 oder 2030 ans Netz gehen.
Geht es Ihnen hierbei hauptsächlich um die Erzeugungsanlagen oder auch um den Maschinen- und Anlagenbau?
Es geht mir um die Herstellung und die Bereitstellung der Energieerzeugungsanlagen, damit die Versorgungssicherheit in Deutschland gewährleistet werden kann. Wir brauchen Anreize für die Betreiber und für die Anlagenhersteller für Investitionen bzw. für den Bau von Gasturbinen und -motoren, Wasserstoff, Wind- & PV- oder KWK-Anlagen. Das dürfen wir nicht aus dem Blick verlieren.
Wie sehen Sie denn in dem Zusammenhang die Importabhängigkeit, insbesondere von China, sowohl was die Rohstoffe betrifft als auch bei Komponenten. Denken Sie das mit in ihren Forderungen und Empfehlungen für eine resilienteres Energiesystem?
Das denken wir sehr stark mit. Spätestens seit dem 24. Februar dieses Jahres wissen wir, dass Energiepolitik eben auch ein Stück weit Sicherheitspolitik ist. Und es ist auch Industriepolitik. Es geht auch um technologische Abhängigkeit, um Knowhow-Abhängigkeit und um Wertschöpfung. Bei den Lieferketten darf die Abhängigkeit von Regionen außerhalb Europas, nicht so groß sein, dass sie unsere Sicherheit gefährdet. Wir setzen uns dafür ein, dass die Wertschöpfung bei uns stattfindet und das Know-how hierbleibt.
Was sind denn aus Ihrer Sicht wesentliche Komponenten eines künftigen Strom- bzw. Energiemarktdesigns?
Wir haben im Wesentlichen heute immer noch einen Energy-Only-Markt (EOM). Also ein System, das auf Grenzkosten basiert, wie dem Gaspreis. Doch es kommen immer mehr Anlagen ins System, die gar nicht mehr nach Grenzkosten funktionieren, vor allem Windkraft und Photovoltaik. Sie funktionieren rein nach „Flatrate“-Kosten. Das heißt, es gibt keine schwankenden, sondern vielmehr stabile Kosten.
Allerdings ist die Erzeugung bzw. die Einspeisung volatil. Das führt dazu, dass im Zuge der Merit-Order steuerbare Kraftwerke, sehr viel seltener laufen, und vor allem dann, wenn die Preise steigen. Die Politik ging bisher davon aus, dass die höheren Preise einen Anreiz geben, in Kraftwerke zu investieren, vor allem Gaskraftwerke. Jetzt sehen wir aber, dass dies nicht stattfindet.
Warum? Was sind die Gründe hierfür?
Weil die Risikoprofile nicht mitbetrachtet werden. Typische Investoren in Gaskraftwerke sind beispielsweise Stadtwerke. Und die gehören der Öffentlichkeit. Um es plakativ zu machen: Ein Bürgermeister hat eine hohe Verantwortung seinen Assets gegenüber. Und wenn ein Gaskraftwerk bisher sauber durchlief, mit 6000 bis 8000 Stunden im Jahr, war dies eine berechenbare Einnahme mit x-Prozent Rendite, um beispielsweise Hallenbäder oder Stadtbüchereien quer zu subventionieren.
Doch nun schwankt diese saubere Kurve. Die Einnahmen sind vielleicht ähnlich, aber das Risiko ist ungleich höher. Das lehnt der klassische Investor in Deutschland als zu risikoreich ab. Auch deswegen findet die Investition nicht statt.
Was müsste also passieren?
Es gibt heute im EOM auch schon eine implizite Entlohnung für Versorgungssicherheit, doch die beiden Komponenten Erzeugung und vorgehaltene Leistung sind in einem gemeinsamen Preis enthalten. Dies muss separat betrachtet werden. Wir müssen die Preiskomponenten der erzeugten Kilowattstunden von der vorgehaltenen Leistung trennen. Wenn diese beiden Teile des Umsatzes bzw. des Revenuestreams voneinander getrennt und transparent gemacht werden, können auch Investoren gefunden werden.
Hierdurch werden die Risikoprofile erfüllt und neue Anlagen können ins System kommen. Für mich ist das der Schlüssel. Doch bisher fehlt der Politik noch die Erkenntnis, dass es hierbei um Risikoverteilung geht.
Und braucht es auch Veränderungen im Bereich der Erneuerbaren Energien?
Wir brauchen hier ein Strommarktdesign, das sich stärker an deren flachen Kapitalkosten und weniger an den Grenzkosten orientiert. Denn die Grenzkosten bei Wind- und PV-Anlagen sind im Wesentlichen Null, deshalb läuft auch hier der EOM ins Leere und wir brauchen eine andere Entlohnung. Power-Purchase-Agreements (PPAs) folgen dieser Logik bereits und sind ein Umsatzmodell, das viel näher an die Realität kommt als der derzeitige EOM bzw. die Marktprämie.
Was sind nun die nächsten Schritte? Wie wollen Sie weiter vorgehen?
Der Fachverband VDMA Power Systems wird im Sommer eine Plattform Strommarktdesign ins Leben rufen und diese Fragen mit der Politik und verschiedenen Stakeholdern diskutieren. Wichtig ist uns hierbei auch aufzuzeigen, dass vorgehaltene Leistung nicht nur über staatliche Finanzierungstöpfe finanziert werden kann, sondern auch marktlich, beispielsweise über Auktionen. Wir werden dazu Vorschläge unterbreiten.
Das Interview führte Hans-Christoph Neidlein
