Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) hat einer zusätzlichen Förderung neuer Gaskraftwerke am Dienstag eine Absage erteilt. Kathrin Thomaschki, die im BMWi das Referat „Versorgungssicherheit und Stromgroßhandel“ leitet, sagte auf einem Podium der EEX auf der Messe E-World zu 20 Jahren Stromgroßhandel und Energiebörse: "Wir brauchen über die KWK (Kraft-Wärme-Kopplung) hinaus keine weiteren Gaskraftwerke" als jene 7000 MW, die in Deutschland geplant sind. Es gebe genug "Marktanreize für einen Business Case mit Gaskraftwerken". Dies habe ihr erst kürzlich der Rückversicherer Munich Re bestätigt.
Einen Tag zuvor hatte die Brancheninitiative "Zukunft Erdgas" ebenfalls in Essen unter Verweis auf eine "Versorgungslücke" von bis zu 38.000 MW durch den doppelten Atom- und Kohleausstieg "flankierende Maßnahmen" am Strommarktdesign gefordert.
Gegen Kapazitätsmärkte
Referatsleiterin Thomaschki sprach sich auch gegen separate Kapazitätsmärkte aus, die etwa die Verbände VKU und BDEW fordern. Das BMWi sei in seinem Weißbuch von 2016 zur Strommarktreform "klug" gewesen, stattdessen weiterhin auf den jetzt 20 Jahre alten "Energy-only-Markt" (EOM) zu setzen. In ihm werden nur Strommengen gehandelt, aber keine Kraftwerks-Vorhalteleistung. Kapazitätsmärkte glätteten die Preisspitzen im Elektrizitätshandel. Diese seien aber ein "wichtiger Treiber für Lastflexibilität, Energieeinsparung und Innovationen".
Den EOM würde sie eigentlich gar nicht "Energy-only-Markt" nennen wollen, denn zumindest der Terminmarkt, in dem die immergleiche elektrische Leistung für einen definierten Zeitraum gehandelt wird, sei ein „marktlicher, also nichtstaatlich entwickelter Kapazitätsmarkt“.
BMWi: Energiewende ohne Netzausbau "am Ende"
"Nach wie vor" hält die Ministerialbeamtin den Netzausbau für "die Option, um Energiewende zu vollenden", und gleichzeitig wegen der Verzögerungen für die "größte Herausforderung". Es sei "klar, dass die Energiewende am Ende ist", wenn die geplanten Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungs(HGÜ)-Leitungen, die Windstrom nach Süddeutschland bringen sollen, nicht durchgesetzt werden könnten und sich Stromausfälle häufen würden.
Hier hakte Dirk Biermann ein, Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb beim ostdeutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 50Hertz. Er mache da gegenüber einem europäischen Versorgungssicherheits-Konzept den "Vorbehalt", dass die Nachbarländer in Unterdeckungs-Situationen erst ihre eigenen sogenannten geschützten Kunden versorgten. "Ich weiß nicht, ob das unsere Bürger verstehen werden." Biermann warnte vor europäischen Überlegungen mit "intelligenten Stromabschaltungen" und einem Zielmodell, das von bis zu drei Stunden Stromausfall im Jahr ausgeht.
"Einige Netzengpässe sollen übrig bleiben"
Einig war sich der ÜNB-Geschäftsführer mit der BMWi-Frau, dass die "europäische Kupferplatte" ohne jeden Netzengpass kein Ziel des grenzüberschreitenden Netzausbaus sein dürfe. "Wir sollten das volkswirtschaftliche Optimum anstreben", aber nicht "das letzte kW" Netz ausbauen. Netzengpässe sollten durchaus übrig bleiben können. Diese sind innerhalb Deutschlands zwischen Nord und Süd am größten, bis die HGÜ-Leitungen fertig sind. Es werde, so Biermann, bis dahin "hoffentlich" keine Teilung in zwei deutsche Strompreiszonen geben.
Kathrin Thomaschki sekundierte, es werde "sicher keine europäische Kupferplatte" geben. Auf eine Journalistenfrage antwortete sie, es gebe keine Gespräche mit Österreich, die regulatorisch beendete gemeinsame Preiszone wiederzubeleben. "Sie war ein Überbleibsel", sagte die Referatsleiterin. Nationale Preiszonen ergäben Sinn angesichts nationaler Netzentwicklungspläne und nationaler Erneuerbaren-Förderung.
"Aus für SLP, unterbrechbare Privatkunden"
Auf eine andere Frage räumte die Beamtin ein, bei einer "Schnappschuss-Betrachtung" müsste die deutsche Preiszone am Main geteilt werden. Aber man könne jetzt schon "sicher sein, dass es falsch sein wird". Niedrigere Großhandelspreise im Norden und höhere im Süden würden nicht aus sich selbst heraus zu Kraftwerksinvestitionen im Süden anreizen, da sie sich mit der Fertigstellung der HGÜ nicht mehr lohnten. Die Debatte müsse "weg vom Schnappschuss bin zu einer energie- und volkswirtschaftlichen Zielbild-Betrachtung".
Große Hoffnungen auf die Stabilisierung des Stromnetzbetriebs setzt Kathrin Thomaschki auf den gerade startenden Rollout der intelligenten Messsysteme (iMSys) und modernen Messeinrichtungen (mME): "Da ist noch ein Haufen ungenutztes Lastflexibilitäts-Potenzial. Die Digitalisierung hebt es. In Zukunft gibt es keine Standardlastprofile (SLP) mehr, aber unterbrechbare Verträge auch für Privatkunden." Unter unterbrechbaren Verträgen können Industriekunden vom Netzbetreiber abgeklemmt werden und erhalten hierfür eine Belohnung.
"Marktlich effizienter" Wasserstoff
In Sachen nationaler Wasserstoffstrategie, die vergangenes Jahr hätte fertig sein sollen und gerade zwischen den Ressorts abgestimmt wird ("Insofern brauchen Sie da noch ein bisschen Geduld."), mahnte Frau Thomaschki an, am Ende müsse Power-to-Gas "marktlich effizient sein". Im Moment sei die Elektrolyse zu Wasserstoff mit Hilfe von Grünstrom "eher auf Pilotprojekte beschränkt". Sie widersprach dem landläufigen Argument, es sei doch besser, Wasserstoff zu erzeugen, als Windräder aus dem Wind zu drehen: Auch solche Anlagen brauchten eine bestimmte Anzahl Benutzungsstunden, um sich zu rentieren.
Paul Giesbertz vom Vorstand des Energiehändler-Verbandes EFET ergänzte, wenn die Politik schon grünen Wasserstoff fördern wolle, solle sie nicht reflexartig bei der Erzeugung ansetzen. Dies verderbe nämlich die Preise. Vielmehr solle der Staat die Nachfrage erhöhen, durch Anreize oder Vorschriften für die Verbraucher.
BMWi beobachtet Post-EEG-Abbaurate
ÜNB-Mann Biermann äußerte die Sorge, wie Deutschland sein 65-Prozent-Erneuerbaren-Ziel für 2030 schaffen solle angesichts der "Akzeptanzprobleme" von Windenergieanlagen. "Viele" Alt-Anlagen, die demnächst aus der Förderung fallen, seien "nicht mehr genehmigungsfähig". Dies beunruhige ihn. Kathrin Thomaschki sagte auf eine Frage von EFET-Deutschland-Geschäftsführerin Barbara Lempp, das BMWi schaue sich die Abbaurate von Altanlagen im Rahmen des Versorgungssicherheits-Monitorings und im Hinblick auf das 65-Prozent-Ziel an. Sie wisse aber nicht, ob das Ressort hierüber ein Papier vorbereitet.
EEX-Chef Peter Reitz sagte auf eine Journalistenfrage, er sehe im Algotrading, also dem von Computern ausgelösten Handel von Energiekontrakten, "keine Gefahr". Welchen Anteil er mittlerweile ausmache, sei für die EEX "nicht eindeutig erkennbar". In der Fachliteratur sei von 50 Prozent die Rede. Algotrading-Systeme gäben schon automatische Orders von Offshore-Windanlagen in Abhängigkeit von den fort gemessenen Windgeschwindigkeiten ins Orderbuch der Börse Epex Spot ab. Wichtig sei, dass die Energiebörse Sicherheitsmechanismen einziehe. Einen "Flash Crash" wie in bestimmten Finanzmärkten habe es in den Energiemärkten noch nie gegeben, er sei auch nicht zu erwarten.
"Erfolgsmodell verfeinern für globale Blaupause"
Reitz' Bilanz von 20 Jahren Energiehandel ist wenig überraschend positiv: Heute seien Lieferzeiträume von einer Viertelstunde bis zu einer Dekade handelbar. Die EEX decke zudem 20 verschiedene Marktgebiete ab. Reitz: "Das ist ein Erfolgsmodell, das wir (im Zuge der Energiewende) verfeinern müssen, damit es globale Blaupause werden kann."(geo)
