Viel Sonne, wenig Netz: Wieso der Reiche-Plan die Branche spaltet

An sonnigen Tagen speisen im Netzgebiet der Nürnberger N-Ergie rund 2200 Megawatt (MW) Photovoltaik ein. 750 MW davon müssen bereits abgeregelt werden – nicht weil der Strom nicht gebraucht würde, sondern weil das Netz ihn schlicht nicht aufnehmen kann. "Weiterer PV-Ausbau wird zum Großteil jahrelang abgeregelt werden", sagte Kerstin Fröhlich, Geschäftsführerin von N-Ergie Netz, beim Forum Zukunftsenergien am Mittwoch in Berlin. Die Schere zwischen Einspeisung und Lastaufnahme werde weiter auseinandergehen.

Dieser Alltag vieler Verteilnetzbetreiber ist der Ausgangspunkt für das geleakte Netzanschlusspaket des Bundeswirtschaftsministeriums – und für eine Debatte, die grundlegende Zielkonflikte der Energiewende offenbart. Das Paket soll Netzanschlüsse besser steuern, Kapazitäten transparenter machen und die Synchronisation zwischen Netzausbau und Erneuerbaren-Zubau verbessern. Doch was Netzbetreiber als notwendige Lenkungswirkung begrüßen, sehen Stromerzeuger als existenzielle Bedrohung für ihre Investitionskalkulationen.

Redispatch-Vorbehalt: Wo die Fronten verlaufen

Der schärfste Streitpunkt ist der sogenannte Redispatch-Vorbehalt. Er würde Netzbetreibern erlauben, Einspeisungen ohne Entschädigung zu beschränken – für bis zu zehn Jahre und in Regionen, die bis zu drei Prozent des Bundesgebiets umfassen könnten. Für Markus Hagel, Leiter Energiepolitik beim Stadtwerk-Verbund Trianel, ist das eine rote Linie: "Da brauche ich gar nicht zur Bank gehen und fragen, ob sie mir einen Kredit für ein Projekt geben möchte." Wer zu jeder Zeit ohne Entschädigung abgeregelt werden könne, habe keinen belastbaren Businesscase mehr.

Fröhlich sieht das aus Netzbetreiber-Perspektive anders. Der Redispatch-Vorbehalt und Baukostenzuschüsse (BKZ) seien Instrumente mit echter Lenkungswirkung – genau das, was das Netzpaket leisten solle. Energiepolitisch brisant: Viele Stadtwerke sind gleichzeitig Netzbetreiber und Erzeuger – sie sitzen damit auf beiden Seiten des Konflikts.

Mario Liebensteiner, Juniorprofessor für Energiemärkte an der Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg, ordnet das strukturell ein: "Redispatch in Deutschland ist zu einem Monster an Kosten ausgewachsen, das unbedingt reformiert gehört." Die 3-Prozent-Grenze, wie sie das Netzpaket vorschlägt, hält er allerdings für arbiträr und zu niedrig angesetzt. Sein Plädoyer: Standortkosten fossiler Anlagen stärker einpreisen – dann bräuchte es weniger Förderinstrumente und weniger administrative Eingriffe.

Baukostenzuschüsse und Priorisierung: Markt oder Plan?

Etwas weniger kontrovers, aber strategisch bedeutsam: die geplante Möglichkeit regional differenzierter Baukostenzuschüsse. Trianel sieht darin ein akzeptables Instrument – sofern die Differenzierung tatsächlich regional greift. Problematisch sei jedoch die Wechselwirkung mit dem PPA-Markt: In Power Purchase Agreements könnten Baukostenzuschüsse nicht abgebildet werden. Das Ergebnis wäre paradox – mehr Projekte würden in die staatliche Förderung gedrängt, statt in den freien Markt.

Bei der Priorisierung von Netzanschlussbegehren mahnt Hagel klare gesetzliche Kriterien an. Das Netzpaket verweist auf den Netzentwicklungsplan als Grundlage – was Trianel skeptisch sieht: So würden Übertragungsnetzbetreiber faktisch energiepolitische Steuerungsmacht erhalten, ohne, dass der Gesetzgeber diese Verantwortung explizit zugewiesen hätte.

Was die Systemkosten-Studie sagt

Einen quantitativen Rahmen liefert eine Studie der Friedrich-Alexander-Universität, die Liebensteiner für N-Ergie und die Thüga-Tochter Syneco Trading erstellt hat. Modelliert wurde das deutsche Stromsystem für das Jahr 2037 bei 620 Terawattstunden (TWh) Verbrauch – eine deutliche Steigerung gegenüber heute, aber eben auch kein Quantensprung.

Das Ergebnis der Studie ist dabei eindeutig: Das kostenoptimale System wählt 69 Gigawatt (GW) Gaskapazität. Bereits 50 GW steuerbare Leistung senken die Systemkosten um rund 50 Prozent und die Spotmarktpreise um etwa 60 Prozent gegenüber einem reinen Erneuerbaren-Szenario.

Ein System ohne steuerbare Kraftwerke sei zwar technisch möglich – aber deutlich teurer, vor allem wegen der enormen Batteriekapazitäten zur Absicherung von Dunkelflauten. Extreme Wetterjahre verstärken diesen Effekt. Pfade über Wasserstoff oder die Abscheidung und Speicherung von klimaschädlichem Kohlendioxid (CCS) liegen kostenmäßig nahe am Gaspfad, weil diese Kapazitäten ohnehin nur selten abgerufen werden.

Einordnung: Mehr regionale Differenzierung, weniger Scheinlösungen

Was bleibt? Das Netzpaket adressiert reale Probleme – das ist unbestritten. Doch die Debatte in Berlin zeigte, dass pauschale Instrumente wie ein zehnjähriger Redispatch-Vorbehalt das Investitionsklima für Erneuerbaren-Projekte ernsthaft beschädigen könnten.

Liebensteiner brachte es auf den Punkt: Regionale Strompreiszonen oder nodale Preise an Netzknoten wären volkswirtschaftlich effizienter. Er weiß aber auch, dass die Politik hier vor verteilungspolitischen Problemen steht – manche Regionen und Akteure würden dabei verlieren, einige womöglich existenzbedrohend.

Der Weg zu einem besseren System führt über transparente Verfahren, klare gesetzliche Kriterien und mehr regionale Differenzierung. Ob das Netzanschlusspaket diesen Weg ebnet oder verstellt, wird die weitere politische Debatte zeigen.