neue energie: Sie haben jüngst in einem Interview erklärt, dass es kein Problem sei, 70 bis 80 Prozent Erneuerbare ins Netz zu integrieren, ohne zusätzliche Flexibilitätsoptionen. Wie ist dies genau zu verstehen?

Boris Schucht: Man muss sehr stark differenzieren. Es geht um die Frage, ob die Leistungsabdeckung für Deutschland gesichert ist und was wir hierfür an Flexibilität benötigen. Wir haben bis zu einem Erneuerbaren-Anteil von rund 40 Prozent am Stromverbrauch erlebt, dass für den Flexibilitätsbedarf, also für den Ausgleich der Schwankungen im System,  die Nachfrage entscheidend war und die erneuerbaren Energien nicht zu einer Destabilisierung führten. Die bestehenden Flexibilitätsoptionen sind relativ groß, zum einen mit dem vorhandenen konventionellen Kraftwerkspark, der sehr viel flexibler ist als man vielleicht vermutet, zum anderen kommen neu zu erschließende Flexibilitätsmaßnahmen hinzu. Aus heutiger Sicht wird Flexibilität bis zu einem Anteil von 70 bis 80 Prozent nicht das drängendste Problem sein. Erst dann müssen wir neue Speicherlösungen etabliert haben, vor allem saisonale Speicher. Das alles gelingt auch durch die Integration neuer Anbieter – und da sind wir sehr stolz, dass wir seit diesem Jahr auch Windenergieanlagen die Möglichkeit bieten, am Regelenergiemarkt teilzunehmen. Erste Anlagen sind bereits präqualifiziert.  Zusätzlich wird es wichtig sein, die bereits vorhandene und neu entstehende kleinteilige Flexibilität insbesondere auf der Verbrauchsseite in die Regelenergiemärkte einzubinden. Ein wichtiger Schlüssel dabei ist die Senkung der Kosten für Lastprofilmessungen und sichere IT-Anbindungen. Hier wird der Smart-Meter-Rollout einen wichtigen Beitrag leisten. Das alles zusammen ergibt, dass Flexibilität nicht die größte der Herausforderungen bei der Integration von Erneuerbaren zu sein scheint.

neue energie: Welche Herausforderung halten Sie denn für die größte?

Schucht: Ich glaube, für Deutschland wird die größte Herausforderung bei der Integration der Erneuerbaren der Netzausbau sein. Egal bei welchen Szenarien, wir benötigen eine substanziell andere Infrastruktur. Das heißt, wir brauchen Nord-Süd-Trassen, um Erneuerbaren-Strom zu den Verbraucherzentren transportieren zu können. Eine zweite Herausforderung wird sicher sein, in der regionalen aber auch in der gesamtdeutschen Sicht sicherzustellen, dass die Leistungsbilanzen abgedeckt sind. Im Moment leben wir noch in einer Zeit mit nicht ganz unerheblichen Überkapazitäten im Markt. Es ist aber absehbar, dass diese Situation abnimmt. Schon jetzt sehen wir ja ganz andere Situationen in Süddeutschland als in Norddeutschland oder unserer Regelzone, die ja mit großen Überschüssen eher ein Energieexporteur ist.

neue energie: Sie sagen, wir brauchen zusätzliche Trassen, um Windstrom zum Verbraucher zu bringen. Eine Lösung könnte doch aber auch sein, schneller aus der Kohle auszusteigen, um die Netze zu entlasten. Wobei dann schnell Speicherlösungen benötigt würden, wie Experten wie Claudia Kemfert betonen…

Schucht: Wir haben vor kurzem eine Studie veröffentlicht, den ‚Energiewende Outlook 2035‘, in dem wir uns mit verschiedenen, möglichen Entwicklungspfaden der Energiewende beschäftigt und die jeweiligen Auswirkungen auf die Erzeugungsstruktur, den Markt und den Netzausbaubedarf analysiert haben. Im Rahmen dieser Studie hat uns auch die Frage umgetrieben, ob eine deutliche Reduzierung der Braunkohle Auswirkungen hat auf den jetzt gemäß Netzentwicklungs- bzw. Bundesbedarfsplan definierten Netzausbaubedarf. Im Ergebnis konnten wir feststellen, dass der weit überwiegende Teil der Netzausbaumaßnahmen auch bei starker Verminderung der Braunkohlekapazitäten erforderlich ist. Mit anderen Worten: Das Gros des Netzausbaus ist durch die bestehenden und weiter wachsenden Mengen erneuerbarer Erzeugungskapazitäten im 50Hertz-Netzgebiet  verursacht, vor allem durch den weiteren Ausbau der Windkraft.

  „Es ist nicht davon auszugehen, dass aufgrund der Energiewende demnächst bei uns die Lichter ausgehen.“

neue energie: In der Vergangenheit wurde vor dem von Ihnen geschilderten Hintergrund oft über Blackout-Gefahr gesprochen. Wie hoch schätzen Sie die Risiken eines solchen Netzzusammenbruchs ein?

Schucht: In der Vergangenheit hat es ja durchaus Blackouts gegeben, glücklicherweise ist das in unserer Regelzone sehr lange her, über 30 Jahre. Sicher ist auch richtig, dass wir unsere Betriebsmittel, unsere Systeme und Leitungen deutlich mehr am Limit fahren, als das in der Vergangenheit der Fall war. Das bringt die Energiewende mit sich. Rein statistisch gesehen erhöht sich so das Risiko, dass es zu einem kritischen Ereignis kommt. Aber die Zahlen sprechen eine ganz andere Sprache, nämlich, dass wir trotz der Energiewende und trotz des Ausbaus der erneuerbaren Energien de facto die Versorgungssicherheit noch ein Stück weit verbessern konnten. Man kann nie einen Zwischenfall zu hundert Prozent ausschließen. Es ist aber aus meiner Sicht nicht davon auszugehen, dass aufgrund der Energiewende demnächst bei uns die Lichter ausgehen. 

neue energie: Tut gut, dies zu hören. Interessant ist auch Ihr Hinweis auf die Flexibilität konventioneller Kraftwerke...

Schucht: Dabei geht es auch um die Frage, wie Markt funktioniert und Flexibilität aktiviert wird. Die eigentliche Erkenntnis stammt ja von der letzten großen Sonnenfinsternis. Dabei konnten wir sehen, dass man mit akribischer Vorbereitung, indem der Markt von den Übertragungsnetzbetreibern informiert wurde, mit der Situation sehr gut umgehen konnte. Auf diese Weise war es möglich, auf marktwirtschaftlicher Basis, also durch Angebot und Nachfrage, die nötige Flexibilität bereitzustellen, ohne weitere Eingriffe. Sicher ist es eine andere Herausforderung, wenn größere unerwartete Dinge geschehen. Dafür halten wir aber Regelleistung vor. Dabei haben wir in den vergangenen Jahren große Fortschritte gemacht, gemeinsam mit ausländischen Übertragungsnetzbetreibern. So sind auch die Kosten dafür massiv gesunken. Letztlich können wir sagen, dass die benötigte Flexibilität marktwirtschaftlich ermittelt wird. Es gibt mittlerweile immer besser funktionierende Einkaufplattformen, wo Marktteilnehmer ihre Flexibilität in Form von Regelenergie anbieten können. Das sind mittlerweile nicht nur konventionelle Kraftwerke, insbesondere verspreche ich mir dabei auch an Tagen, an denen der Wind weht und die Sonne scheint, dass die Erneuerbaren ihren Anteil leisten und sehr wohl auch in der Lage sind, ihren Beitrag zur Systemstabilität zu erbringen. Insofern gibt es dort mittlerweile eine sehr erfreuliche Entwicklung, dass der Markt auf der Anbieter-Seite immer größer wird.

neue energie: Wenn Sie betonen, dass konventionelle Kraftwerke sehr flexibel fahren können, dann stellt sich mir die Frage, wer kontrolliert, dass dies tatsächlich voll ausgenutzt wird. Gerade dann, wenn Windkraftanlagen gedrosselt werden, weil es in einer bestimmten Region einen Stromüberschuss im Netz gibt…

Schucht: Am Ende ist dies der Markt. In Deutschland funktioniert das ja so, dass wir in einer gemeinsamen Angebotszone allen Marktteilnehmern ermöglichen, unabhängig von irgendwelchen technischen Restriktionen, Angebot und Nachfrage zueinander zu bringen. Das heißt, jedes Kraftwerk kann anbieten, jeder Verbraucher kann frei in diesem Marktgebiet beziehen, egal von welchem Kraftwerk, egal ob es erneuerbar oder konventionell produziert. Weil wir in Viertelstunden-Werten handeln, liegen Angebot und Nachfrage mittlerweile sehr nah beieinander. Es war ein wichtiger Schritt für die Integration der erneuerbaren Energien, dass wir vor rund zwei Jahren in Deutschland auf Viertelstundenhandel umgestiegen sind. Nur wenn das nicht mehr funktioniert, kommt die Regelenergie ins Spiel. Es gibt Dinge, die nach Marktschluss passieren. Das wird man nie verhindern können. Und dann gibt es den Fall, wo sich Angebot und Nachfrage sozusagen schon absehbar 30 Minuten vorher nicht richtig treffen.

 „Beim Abregeln folgen wir sehr klaren volkswirtschaftlichen Gegebenheiten.“

Allerdings gibt es auch technische Restriktionen, so dass wir Angebot und Nachfrage, wie sie sich am Markt einstellen, so nicht mehr zulassen können, weil es sonst zu Leitungsüberlastungen kommt. Und dann kommt der sogenannte Redispatch ins Spiel. Der wird zunächst mit konventionellen Kraftwerken durchgeführt, soweit die Kapazitäten das ermöglichen. Manche Kraftwerke dürfen nicht unter einen gewissen Wert heruntergefahren werden, etwa weil sie in diesem Moment Regelenergie verkauft haben und deshalb am Netz bleiben müssen. Aber bis auf diesen Must-Run-Wert werden zunächst die konventionellen Kraftwerke heruntergefahren. Erst danach wird, falls notwendig, über das Einspeisemanagement in den Betrieb von Erneuerbaren-Anlagen eingegriffen. Mittlerweile ist das ja auch gesetzlich fest verankert, weil wir bei der Netzausbauplanung eine Spitzenkappung von drei Prozent des Werts der Arbeit vorsehen sollen. In der Regelzone von 50Hertz waren es im letzten Jahr 1,4 Terawattstunden bei einer Erneuerbaren-Produktion von 49 Terawattstunden, das entspricht in etwa den drei Prozent. Das heißt, wir lagen auf einem Niveau, das wir gesetzlich auf Dauer als volkswirtschaftlich sinnvoll verankert haben werden. Kein Mensch weiß, ob das Optimum bei zwei, drei oder vier Prozent liegen wird. Es ist aber sicherlich nicht sinnvoll, die letzte Kilowattstunde erneuerbar erzeugten Strom zu übertragen und dafür das Netz auszulegen.    

neue energie: Im Grunde bleibt einem als außenstehender Beobachter aber nur übrig zu glauben, dass in jedem Fall die richtige Maßnahme ergriffen wurde. Es gibt ja durchaus Studien dazu, dass Windkraftanlagen abgeregelt werden, während konventionelle Kraftwerke am Netz bleiben. Wie können außenstehende Experten erkennen, dass in jedem Fall die richtigen Maßnahmen von Kraftwerks- und Übertragungsnetzbetreibern ergriffen wurden?

Schucht: Die Überprüfbarkeit ergibt sich durch die Übertragungsnetzbetreiber, die nach gesetzlichen Vorgaben agieren. Dies wird wiederum durch die Bundesnetzagentur überprüft. Ein Redispatch, zumindest beim Runterfahren, ist mit einem konventionellen Kraftwerk zudem sogar günstiger, als mit einem Erneuerbaren-Kraftwerk, man spart Brennstoffe ein. Das Hochfahren wiederum geht mit Windenergie natürlich nicht, wenn kein Wind weht. Beim Abregeln folgen wir also sehr klaren volkswirtschaftlichen Gegebenheiten. Es gibt, wie gesagt, zwei Gründe, aus denen sich Must-Run-Kapazitäten ergeben. Das eine sind die systemrelevanten Faktoren, die sich durch die Erbringung von Regelenergie und Spannungserhaltung ergeben. Die sind relativ transparent und offen, die Daten werden von uns auch auf unseren Internetseiten veröffentlicht. Der zweite Punkt, die bei den Kraftwerksbetreibern selbst definierten Must-Run-Kapazitäten, sind etwas schwieriger zu kontrollieren. Da muss man sich in die andere Seite versetzen, meist sind zu Redispatch-Zeiten die Preise sehr gering, ein konventioneller Erzeuger hat dann vermutlich gar kein Interesse daran, Strom zu erzeugen, wenn er nicht unbedingt muss. Vereinfacht gesprochen handelt er nicht ökonomisch, wenn er das Kraftwerk in diesen Sekunden weiter laufen ließe. Aber das ist Sache des Kraftwerksbetreibers.

neue energie: 50Hertz veröffentlicht Echtzeit-Daten. Allerdings war es ein langer Weg bis dorthin. Was macht diese Daten so sensibel?

Schucht: Sehen Sie, wir verstehen uns als Dienstleister an der Gesellschaft. Insofern wollen wir jederzeit mit hoher Transparenz nachweisen, dass unser Handeln der Gesellschaft dient. Da wir über ein natürliches Monopol verfügen, ist dies ein Grundprinzip, nach dem wir agieren. Natürlich gibt es Belange von unseren Mitarbeitern, die sagen, bitte veröffentlicht die Lastflussdaten nicht in Echtzeit, sondern einen Tag später. Dann schaut nicht gleich die ganze Nation zu, wenn es mal zu einem von Menschen gemachten kleinen Fehler kommt, wir wollen ja unsere Mitarbeiter schützen. Aber wie gesagt, zugleich stehen wir für ein Maximum an Transparenz.

neue energie: Wobei nicht alle Übertragungsnetzbetreiber so vorgehen wie 50Hertz…

Schucht: Oh, ich denke schon. Die Transparenz ist allgemein gestiegen. Wir betreiben ja gemeinsame Plattformen, wo einiges an Daten veröffentlicht wird, sämtliche Informationen etwa zu Regelenergie oder dem Netzausbau. Natürlich hat jedes Unternehmen seine eigene Philosophie.

„Wenn wir beim Netzausbau Schritt halten, werden sich die Engpassmanagement-Kosten auf einem akzeptablen Niveau einpendeln.“

 neue energie: Tennet veröffentlicht die Viertelstunden-Daten nicht...

Schucht: Ich kann nicht für Tennet sprechen...

neue energie: Korrekt, aber die Frage war ja im Kern, was die Daten so sensibel macht. Ansonsten könnte die Bundesnetzagentur auch einfach eine Verordnung erlassen, dass jeder ÜNB diese Daten veröffentlichen muss, dann wäre die geforderte Transparenz geschaffen und es bestünde kein Anlass zu Misstrauen…

Schucht: Ich sehe keine besondere Sensibilität der Daten.

neue energie: Das Thema Einspeisemanagement und Redispatch ist eng mit der Debatte um die Kosten der Energiewende verknüpft. Für 2015 geht man dabei von 1,1 Milliarden Euro aus, jüngst kam eine Schätzung von vier Milliarden Euro ins Gespräch. Wie ist dieser enorme Anstieg zu erklären?

Schucht: Bekanntlich untersuchen wir, wie sich die Engpassmanagement-Kosten in Zukunft entwickeln können. Wir sehen für das Jahr 2016 eher eine Stagnation und bewegen uns im ersten Halbjahr auf dem Niveau des Vorjahres. Wir sehen dabei auch den positiven Effekt, dass die Südwest-Kuppelleitung mit dem ersten System in Betrieb gegangen ist, im kommenden Jahr folgt dann das zweite System. Das führt zu einer weiteren Übertragungskapazität von 2400 Megawatt, was uns sehr viel weiter bringt. Andererseits sehen wir den weiteren zügigen Ausbau der Erneuerbaren im Norden, insofern erleben wir ein Wettrennen. Wenn wir beim Netzausbau Schritt halten, werden sich die Engpassmanagement-Kosten auf einem akzeptablen Niveau einpendeln.

neue energie: Herr Schucht, Sie hatten betont, dass die größte Herausforderung für die Integration der Erneuerbaren im Netzausbau liegt. Was sind die größten Hürden für den schnellen Netzausbau, aus Ihrer Sicht?

Schucht: Die größten Hürden sehe ich in den Genehmigungsverfahren, auch wenn es der politische Wille war, die Dauer auf einen Zeitraum von fünf Jahren zu verkürzen. Das ist aber vermutlich etwas unrealistisch. Selbst mit den beschleunigten Verfahren benötigen wir wohl acht Jahre oder mehr. Und das ist bereits ein Erfolg, in der Vergangenheit waren es inklusive der Vorplanungen bis zu 12 Jahre, siehe Südwestkuppel-Leitung. Der Anspruch der Behörden, der Anspruch der betroffenen Bürger und Regionen ist, dass solch ein Verfahren sehr gewissenhaft durchgeführt wird. Und das kostet Zeit. Auf die Belange von Menschen, Natur- und Umweltschutz einzugehen, funktioniert nicht schnell. Auch der beschlossene Erdkabelvorrang bei den großen Gleichstromverbindungen bedeutet natürlich ein anderes Genehmigungsverfahren als eine reine Freileitung, die Optionen, die untersucht werden, sind sehr unterschiedlich. De facto müssen wir bei diesen Projekten die Planungen von vorn beginnen. Der Netzausbau wird aber nur dann gelingen, wenn wir ihn mit den Bundesländern gemeinsam angehen, nur mit der Landespolitik ist er in den betroffenen Regionen vermittelbar. Deshalb war es so wichtig, dass sich die bayerische Landesregierung zuletzt doch noch dahinter gestellt hat. Es kommt darauf an, mit den Menschen sehr frühzeitig in den Dialog einzusteigen, die Notwendigkeit des Netzausbaus zu erläutern. Und dann mit den Regionen gemeinsam die optimalste Lösung bei der Planung zu finden. Oft wissen die Menschen selbst am besten, welche Lösung vor Ort die beste wäre.

neue energie: Abschließend, um welchen zeitlichen Faktor verzögern sich die Netzausbauprojekte im Gebiet von 50Hertz aufgrund des Einsatzes von Erdkabeln, und um welchen Faktor steigen die Kosten?

Schucht: Wir sind nur in einem Verfahren betroffen, dem SuedOstLink, das sind auf der von uns verantworteten Strecke rund 300 Kilometer nach Bayern. Interessant ist dabei, dass einige Regionen sich wünschen, dass auch Freileitungsvarianten geprüft werden. Das senkt die Kosten, zudem gibt es die Möglichkeit zur Bündelung mit vorhandenen Leitungen. Die Gesetzgebung lässt diese Varianten zu.

neue energie: Der Einsatz von Erdkabeln wird die Projekte aber doch verzögern…

Schucht: Bei dem großen Leitungsprojekt wird uns das Erdkabelgesetz in Richtung 2025 bringen. Am Anfang eines solchen Verfahrens ist es aber immer sehr schwierig, zu sagen, wie lange es tatsächlich bis zur Inbetriebnahme dauern wird. Ursprünglich war mit 2022 kalkuliert worden, es wird also nach derzeitigem Stand rund drei Jahre länger dauern.

Dieses Interview ist in einer gekürzten Fassung in der Ausgabe 7/2016 von neue energie erschienen. Dort lesen Sie auch mehr zum Thema Netzausbau.