Die unkontrollierte Erneuerbareneinspeisung stellt die Netzbetreiber zunehmend vor Herausforderungen. Das Solarspitzengesetz sei ein Schritt in die richtige Richtung, um für mehr Steuerbarkeit im System zu sorgen, sagt Hendrik Neumann, CTO des Übertragungsnetzbetreibers Amprion, im Interview mit der ZfK. Die Verbesserung der Steuerbarkeit sei wichtig, um in kritischen Netzsituationen reagieren zu können, erklärt er.
Herr Neumann, was haben Sie eigentlich gegen PV?
Neumann: Rein gar nichts! Die aktuelle Herausforderung besteht aktuell lediglich darin, dass die PV-Anlagen nicht wirklich vollständig in den Markt integriert sind und sich somit nicht marktorientiert verhalten. Das war aber letztlich der Grundgedanke des EEG: Sie sollten eine feste Vergütung erhalten, unabhängig davon, wo sie stehen und wie der aktuelle Marktpreis aussieht. Eine weitere Herausforderung ist, dass der Großteil der Anlagen nicht netzdienlich gesteuert werden kann. Das bedeutet, die Netzbetreiber benötigen die Möglichkeit, auf die Anlagen steuernd zuzugreifen, um Netzengpässe zu verhindern. Dies ist heute aus verschiedensten Gründen häufig nicht der Fall.
Das hohe Ausbautempo steht ja konträr zu der Sorge vor Überregulierung. Wurde die Balance zugunsten des Tempos gestört?
In den vergangenen Jahren hat der Netzausbau dem starken Zubau der Erneuerbaren nicht standgehalten, unter anderem wegen der langen Genehmigungsverfahren. Diesen Umstand werden wir jetzt im Nachhinein wohl nicht mehr vollständig heilen können. Für die PV-Anlagen, die schon heute eigentlich steuerbar sein müssten – es aber nicht sind – arbeiten die Netzbetreiber auf Hochtouren, um die Situation zu verbessern. Mit der Gesetzesänderung wird bei den neu hinzukommenden Anlagen für Verbesserungen gesorgt. Es ist wichtig, damit diese Anlagen in der Zukunft besser im Netz integriert sind.
Kommen diese Nachbesserungen des Gesetzgebers nicht viel zu spät?
Wir hätten uns gewünscht, dass diese Reformen früher gekommen wären. Das Solarspitzengesetz ist ein Schritt in die richtige Richtung. Es sieht vor, dass kleineren Anlagen bei negativen Strompreisen keine EEG-Vergütung mehr ausgezahlt wird. Aus unserer Sicht ein Anfang, der zu einer echten Preisreaktion aller Anlagen, auch der größeren, ausgebaut werden muss. Die Verbesserung der Steuerbarkeit ist wichtig, um in kritischen Netzsituationen reagieren zu können. Die Regelung gilt für Anlagen ab 7 kW. Wir hätten uns hier gewünscht, dass die neu gesetzten Schwellen noch weiter abgesenkt worden wären: Die vielen PV-Anlagen unter sieben Kilowatt bleiben nämlich auch nach neuer Gesetzgebung nicht steuerbar.
Sind sie wirklich so netzrelevant?
Ja, wenn Sie sich anschauen, wie hoch der Anteil dieser Anlagen am Gesamtzubau von 17 Gigawatt war. Die Menge macht es an dieser Stelle. Es hätte deshalb schon geholfen, wenn diese Größenvorgabe noch mehr abgesenkt worden wäre.
Ist eine solche Nachschärfung noch möglich?
Das kann nur die neue Bundesregierung sagen. Wir konzentrieren uns darauf, das umzusetzen, was beschlossen worden ist, aber auch gemeinsam mit den anderen Netzbetreibern das umzusetzen und einzufordern, was es ja vorher schon gab. Vorher mussten die Anlagen mit einer Leistung von über 25 kW steuerbar sein. Sie mussten, waren aber nicht durchgängig steuerbar. Und da müssen wir dran arbeiten, dass wir da eine höhere Steuerbarkeit im Falle von Netzengpässen erreichen.
"Warum die Anlagen nicht erreichbar sind, kann ganz unterschiedliche technische oder organisatorische Gründe haben"
Verstoßen also einige Anlagenbetreiber gegen die Vorschriften?
Warum die Anlagen nicht erreichbar sind, kann ganz unterschiedliche technische oder organisatorische Gründe haben. Wir müssen also diese Vorgaben konsequenter umsetzen. Und wenn ich "wir" sage, meine ich sowohl Übertragungsnetzbetreiber als auch Verteilnetzbetreiber.
Welche Instrumente stehen Ihnen jetzt zur Verfügung, um die unkontrollierte Solarstromeinspeisung einzudämmen?
Das Thema Steuerbarkeit steht auf jeden Fall ganz oben auf der Liste. Das Aufgabenfeld, um die Hürden dort abzubauen, ist mitunter sehr kleinteilig. Für die Verteilnetzbetreiber ist dies ein echtes Massenthema, um bei jeder relevanten PV-Anlage zu schauen, wie die Situation dort aussieht. Aber wir müssen auch an der Weiterentwicklung der Prozesse arbeiten, denn das Energiesystem befindet sich in einer Transformation mit fundamentalen Veränderungen. Extrem wichtig wird dabei die insgesamt effektivere Einbeziehung der Erneuerbaren in das Engpassmanagement sein.
Wie könnte da die Kooperation mit den Verteilnetzbetreibern helfen?
Die Kooperation mit den Verteilnetzbetreibern in unserem Netzgebiet funktioniert sehr gut. Sie ist sowohl für die Beherrschung horizontaler als auch vertikaler Engpässe im Netz sehr wichtig, da der weitaus überwiegende Anteil der PV-Anlagen am Verteilnetz angeschlossen ist. Die Vorschläge der Verteilnetzbetreiber, darunter die Überbauung der Netzknoten, können sinnvoll sein, weil die Gleichzeitigkeit der Einspeisung gegebenenfalls unwahrscheinlich ist. Auch ein Batteriespeicher an dem gleichen Netzknoten kann aus meiner Sicht ebenfalls sinnvoll sein. Wir tun uns aber keinen Gefallen, zu sagen: 'Du kannst das alles überbauen und nach mir die Sintflut.' Wir müssen uns darüber im Klaren sein, dass es zu Abregelungen kommen kann, sofern die Anlagen mehr einspeisen als zulässig.
"Die klassischen 15-Minuten-Produkte Strommarktes sind nicht dynamisch genug"
Wie könnte der Markt aus Ihrer Sicht seinen Beitrag zur Netzstabilität leisten?
Die Dynamik des Marktes und auch die Dynamik des Systems wird sich mit Sicherheit stärker in Richtung Echtzeit verschieben, einfach aufgrund der starken Volatilität der Einspeisung. Da sind die klassischen 15-Minuten-Produkte Strommarktes nicht dynamisch genug. Auch die Batteriespeicher werden wegen ihrer sehr schnellen Reaktionszeit an Bedeutung gewinnen. Da kann ein Großkraftwerk nicht mithalten. Ich bin fest der Überzeugung, dass sich immer mehr Dynamik in die letzte Viertelstunde des Stromhandels vor Echtzeit verschieben wird. Und dafür benötigen wir zusätzliche geeignete Werkzeuge. Die Möglichkeit von Restriktionen durch die Netzbetreiber, da wo ein Eingriff zwingend notwendig ist, wird ein Teil des Marktmodells werden müssen.
Folgt auf den PV-Boom nun ein Batteriespeicher-Boom?
Ja, diese Tendenz ist auf jeden Fall deutlich. Und diese Speicher können, sie müssen es sogar, sowie beispielsweise auch Elektrolyseure, einen Beitrag zur Systemstabilität leisten. Schon heute sind die Großbatteriespeicher verpflichtet, am Engpassmanagement-Prozess teilzunehmen. Das ist aber leider auch ein Beispiel dafür, wo etwas gut gemeint ist, aber die Umsetzung nicht die gewünschte Wirksamkeit entfaltet.
Können Sie das erläutern?
Die Maßnahmen passen nicht zu unseren heutigen Prozessen. Denn wenn wir Leistung für das Engpassmanagement anfordern, ist die Bereitstellung mit einem Vorlauf verbunden. Diesen braucht der gesamte Markt, darunter auch Kraftwerke. Wenn aber ein Batteriespeicherbetreiber nicht verbindlich zusichern kann, dass wir eine bestimmte Leistung zu einem bestimmten Zeitpunkt erhalten, ist dies unter Umständen für unsere Zwecke gar nicht brauchbar. Dies zeigt, dass diese Instrumente und Prozesse noch nicht gut zueinander passen.
Sowohl bei der Allokation der Batteriespeicher als auch bei deren Betrieb müssen wir die Systemsicherheit im Hinterkopf haben. Auf Ihre Frage ob ich uns jetzt in der Rolle als Eigentümer eines Batteriespeichers als einem netzdienlichen Betriebsmittel sehe, würde ich sagen, das muss nicht zwangsläufig der Fall sein, solange wir ein Modell finden, bei dem wir im Sinne des Engpassmanagements Zugriff auf den Batteriespeicher haben und bei dem der Betreiber auch weiterhin seinen Business Case verfolgen kann.
Mit unserem Netzbooster-Projekt wollen wir fünf Batteriespeicher mit je 50 Megawattstunden Kapazität an der Schnittstelle zwischen Verteilnetz und Übertragungsnetz platzieren. Hier wollen wir die bestmögliche Integration ins System testen und erwarten davon einen dreifachen Nutzen: Vorteile für das Engpassmanagement des ÜNB, Optimierungsmöglichkeiten des VNB und natürlich auch der Nutzen des Speichers für den Betreiber. Wir befinden uns kurz vor Ende der Ausschreibungsphase dieses Vorhabens und erwarten später lehrreiche Erkenntnisse.
Wie könnte die Bundesregierung helfen, den Ausbau von Speichern zu fördern und eine bessere Balance zwischen Angebot und Nachfrage herzustellen?
Ja, es gibt tatsächlich Maßnahmen, die bereits beschlossen wurden. Ein zentraler Punkt ist die Netzentgeltbefreiung für Batteriespeicher für 20 Jahre, wenn die Anlage bis Juli 2029 in Betrieb genommen wurde. Auch das hat sicherlich dazu beigetragen, dass wir derzeit über 200 Gigawatt an Anschlussanfragen für Batteriespeicher sehen. Jeder Interessent kann eine Netzanschlussanfrage bei uns stellen, wie es bereits etliche getan haben. Am Ende müssen wir diese Anfragen diskriminierungsfrei behandeln und Speicher anschließen. Derzeit ist der einzige wirtschaftliche Anreiz für den Betrieb von Batteriespeichern der Marktpreis. Betreiber möchten bei niedrigen Preisen, idealerweise sogar bei negativen Preisen, Energie einspeichern und diese bei höheren Preisen wieder ins Netz einspeisen. Das ist nicht per se problematisch. Problematisch wird es dann, wenn die Fahrweise des Speichers den Zustand im Stromnetz ignoriert und beispielsweise bestehende Netzengpässe verstärkt.
Bezüglich der Baukostenzuschüsse für Batteriespeicher sieht das Positionspapier der Bundesnetzagentur eine differenzierte Regelung vor. Es hängt davon ab, wo sich der Speicher im Netz befindet. In solchen Fällen, wo die Batteriespeicher an einem aus Systemsicht ungünstigen Standort liegen, fällt der Baukostenzuschuss niedriger aus als in anderen Fällen.
Möglicherweise wird es hinsichtlich der Frage, wie viele Batteriespeicher wir zukünftig im Energiesystem erwarten, auch darum gehen, ob wir irgendwann eine Marktsättigung bei Batteriespeichern sehen werden. Gleichzeitig stellt sich die Frage: Wie groß ist die Flexibilität der Nachfrage? Es gibt bereits Industriekunden, die ihren Verbrauch anpassen können. Wenn sie es schaffen, ihren Stromverbrauch stärker auf die günstigen Preiszeiten zu verlagern, trägt das zur Systemstabilisierung bei. Dasselbe gilt auch für Batteriespeicher. Sie bieten eine große Chance, das Energiesystem flexibler und effizienter zu gestalten.
Das Interview führte Artjom Maksimenko
