Wer auf die Energiepolitik schaut, fühlt sich momentan ans sogenannte Dreikörper-Problem erinnert. In der Sternenkunde beschreibt es die Unmöglichkeit, die Bahnen dreier, sich gegenseitig beeinflussender Himmelsgestirne genau zu beschreiben. Ähnlich verhält es sich mit drei Reformvorhaben, die in ihrer Kombination die Erneuerbaren-Branche umtreiben.
Das erste Vorhaben ist die Überarbeitung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), an der die Regierungskoalition nun schon seit geraumer Zeit werkelt. Als zweites Vorhaben kommt das Netzpaket hinzu, mit dem die Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche (CDU) – vereinfacht gesagt – die Vergütung für neue Wind- und Solaranlagen in Gebieten mit Netzengpässen kürzen will. Beim dritten Reformvorhaben ist neben der Regierung auch die Bundesnetzagentur aktiv: Sie arbeitet an der „Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom“, kurz Agnes. Damit soll ab 2029 neu geregelt werden, wie sich die Gebühren für die Nutzung der Stromnetze berechnen – und wer sie bezahlt. Nach einem Urteil des Europäischen Gerichtshofs muss sich die Politik bei diesem Thema raushalten. Im Mai veröffentlichte die Bundesnetzagentur einen „vorläufigen Zwischenstand“ ihrer Überlegungen. Im Laufe des Sommers sind Konsultationen mit Verbänden, Unternehmen und so gut wie allen geplant, die mit dem Stromnetz zu tun haben. Entscheidungen sollen Ende des Jahres fallen, teils auch erst 2027.
Beim kürzlichen Netzgipfel der beiden Erneuerbaren-Verbände BEE und BWE warb Klaus Müller, Chef der Bundesnetzagentur, intensiv für Agnes. Kosten würden im deutschen Energiesystem nicht dort bepreist, wo sie entstehen, beschrieb der Behördenchef die Lage. Ihn stört, dass es in Deutschland bei den Netzentgelten immer mehr Ausnahmen gebe. Das mache die Finanzierungsbasis instabiler. Zur finanziellen Schieflage tragen nach Müllers Ansicht auch Prosumer bei, die eine Solaranlage mit einem Speicher kombinieren und daher wenig Strom aus dem Netz beziehen. Sie sollen künftig einen höheren Grundpreis bezahlen.
Mehr Finanziers für das Stromnetz
Den versprochenen Bestandsschutz bewertet Christoph Maurer, Geschäftsführer der Beratungsfirma Consentec, positiv. Letztlich erhöhe ein Kapazitätspreis die fixen Kosten einer Anlage. Die Wirtschaftlichkeit von Investitionen nachträglich infrage zu stellen, würde das Vertrauen der Investoren in stabile Rahmenbedingungen hierzulande erschüttern und die Kapitalkosten für den künftigen Zubau erhöhen, warnt der Consentec-Chef. Neue Anlagen werden den Kapazitätspreis dagegen in ihre Gebote bei den Ausschreibungen einpreisen müssen, ist sich Maurer sicher.
Dynamische Netzentgelte sollen kommen
Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass dynamische Preissignale den Bedarf nach Redispatch-Maßnahmen zum Ausgleich von Netzengpässen verringern. Wer unbedingt Strom durchs Netz schicken will, wenn es „voll“ ist, muss mehr zahlen. Ob diese Rechnung aufgeht? Maurer hat da seine Zweifel: „Rein volkswirtschaftlich ist es unwahrscheinlich, dass das Management von Netzengpässen mithilfe der Erneuerbaren über dynamische Netzentgelte effizienter organisiert werden kann als über den Redispatch-Prozess“, sagt der Consentec-Geschäftsführer. Parallel zur Agnes-Diskussion über den Kapazitätspreis für Erzeuger wird darüber debattiert, ob und wie Batteriespeicher Netzkosten tragen sollen. Die Bundesnetzagentur will auch die Speicher künftig mit einem Entgelt belegen. Die Höhe verortet Behördenchef Müller etwa auf demselben Niveau wie bei den Kraftwerken. Heimspeicher würden ausgenommen.
Rücksichtslose Batteriespeicher?
Als umstritten gelten bei Speichern insbesondere Arbitrage-Modelle. Sie nutzen die Preisunterschiede auf dem Strommarkt zwischen Märkten, Zeitpunkten oder Regionen aus, um Gewinne zu erzielen. Die klassische Arbitrage – Laden bei niedrigen Preisen, Entladen bei hohen – kann sogar netzdienlich sein, wenn Überschuss-Energie beispielsweise mittags während der Photovoltaik-Spitzen aufgenommen und erst abends eingespeist wird.
„In diesem Fall entlastet Arbitrage das Netz und reduziert in vielen Fällen sogar den Redispatch – also genau das, was wir brauchen“, erklärt Joseph Bergner von der Forschungsgruppe Solarspeichersysteme der Hochschule für Technik und Wirtschaft (HTW) Berlin. Agierten Speicher allerdings ohne Rücksicht auf die Situation im Netz, könne das zu dessen Lasten gehen. Kritisch bewertet Bergner vor allem „virtuelle Flexibilitätsprodukte“: wenn Speicherkapazität gehandelt wird wie Finanzderivate an der Börse. Lade- und Entladeverpflichtungen würden mehrfach verkauft, ohne dass eine einzige Kilowattstunde physisch fließt. „Am Ende verzerren diese Produkte die Marktpreise, ohne dass das Netz entlastet wird“, sagt Bergner. „Solche Finanzprodukte sollten nicht belohnt werden.“
Am Problem des „virtuellen“ Handels werden Bergners Ansicht nach auch Netzentgelte für Speicher nicht viel ändern, weil eben keine physikalische Energie über den Zähler, sondern nur virtuelle in Handelsbüchern fließe. Arbitrage-Geschäfte sollten daher, verlangt der HTW-Experte, stärker an die reale Netzsituation gekoppelt sein – sonst würde aus einem nützlichen Werkzeug ein Problem.
Der Markt soll es richten
Die Zukunft eines funktionierenden Stromnetzes sieht Bergner vor allem in lokalen Flexibilitätsmärkten. Bei Überschuss würden gezielt Speicherkapazität und flexible Lasten eingekauft, bei Knappheit entsprechend zusätzliche Einspeisung. „Wer zur richtigen Zeit am richtigen Ort ist, wird belohnt“, sagt Bergner. „Das wäre ein echter Marktmechanismus.“
Gerade weil im Strommarkt viele unterschiedliche Akteure unterwegs sind und deren Verhalten und Präferenzen nicht zentral gesteuert werden können, plädiert auch Consentec-Geschäftsführer Maurer für einen effizienten Koordinationsmechanismus. „Für diese Koordination sind Märkte und Preise sehr viel besser geeignet als zentrale Formen der Steuerung“, sagt der Energiewirtschaftler. Um das zu ermöglichen, müssten allerdings die Preissignale die tatsächlichen Verhältnisse im Stromsystem besser widerspiegeln, als es derzeit der Fall ist – eingeschlossen die Netzbedingungen.
Der Blick auf die Gesetzes-Gestirne sollte sich bald schärfen: Anders als beim längerfristigen Agnes-Prozess will die Regierung ihre Reformen zu EEG und Netzpaket demnächst auf den Weg bringen. Eile ist zumindest beim EEG angebracht, weil es bis Januar in der neuen Fassung durch die EU genehmigt sein muss. Doch Union und SPD waren sich zuletzt bei einem Bündel von Themen uneins – und vom 10. Juli bis September ist erst einmal Sommerpause im Parlament. Möglich also, dass uns das energiepolitische Dreikörper-Problem noch eine Weile erhalten bleibt.
