Stellungnahme zum BMWi-Impulspapier „Strom 2030“

Die bisher angestrebten und durchgeführten Reformen zur Gestaltung des Strommarktes 2.0 gehen bereits in die richtige Richtung, müssen aber zielorientiert fortgesetzt und weiterentwickelt werden. Im Grundsatz sollten bei der Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens marktgetriebene Ansätze gewählt werden, sowie der bestehende Rahmen konsequent umgesetzt werden. 

Die durch Netzengpässe induzierten Abregelungen durch Einspeisemanagement- sowie Redispatch-Maßnahmen haben zuletzt stark zugenommen. Zur Reduzierung von Netzengpässen sollte die Engpassbewirtschaftung lediglich als Brücke gesehen werden und der Netzausbau oberste Priorität besitzen. Da der Netzausbau jedoch kurz- bis mittelfristig nicht zu den notwendigen Übertragungskapazitäten führen wird, kann ein Ansatz zur Reduzierung der Kosten durch Einspeisemanagement und Redispatch die Einführung regionaler Märkte für Flexibilität sein. Dezentral gibt es, in den verschiedenen Netzgebieten verteilt, eine Vielzahl an flexiblen Erzeugungsanlagen und Verbrauchsprozessen die aktuell keinen Anreiz besitzen, ihre Flexibilität für die Reduzierung lokaler/regionaler Engpässe einzusetzen, diese aber kostengünstig dem Markt bereitstellen können. Reduzierte Entgelte und Umlagen in Überschusssituationen könnten weitere Hebel für die Erschließung von weiteren flexiblen Verbrauchsprozessen sein.

Unser Energiesystem muss, entsprechend der Vereinbarungen des Pariser Klimavertrages, zu einem auf erneuerbaren Energien basierenden Systems transformiert werden. Wenn die Bundesregierung den Vertrag ernsthaft umsetzen möchte, muss sie einen entsprechenden Fahrplan vorlegen, der in einigen Bereichen über die derzeitigen Ziele hinausgeht. Eine wesentliche Säule zur Zielerreichung wird ein konsequenter Ausstieg aus der CO2-intensiven Stromerzeugung sein. Mit einem zeitnahen Fahrplan zum Kohleausstieg kann heute schon ein weiterer Grundstein für den künftigen Strommix gelegt werden. Durch die Umsetzung eines entsprechenden Fahrplans werden die bestehenden Überkapazitäten planbar abgebaut, sodass sich für andere flexible und CO2-freundlichere Technologien die Planungssicherheit verbessert. 

Die Systemrelevanz von Großkraftwerken nimmt mit der immer dezentraleren Erzeugung und Bereitstellung von Systemdienstleistungen immer weiter ab. So können bestehende sowie neue Technologien perspektivisch problemlos die Systemfunktionen dieser Kraftwerke übernehmen. 

Mit dem Ausstieg aus der Kohle könnte Deutschland wieder die Vorreiterrolle in einer zukunftsweisenden Versorgung einnehmen und nachhaltige Arbeitsplätze schaffen, anstatt an starren und alten Systemen festzuhalten.

„Efficiency First“ ist ein guter Ansatz zur Reduzierung des Energieverbrauchs und den damit verbundenen CO2-Emissionen. Efficency First sollte sich jedoch nicht ausschließlich auf Einzelprozesse konzentrieren, sondern systemisch gedacht werden. So verbrauchen hocheffiziente Prozesse, die einen kontinuierlichen Strombedarf haben, auch in Zeiten mit einer geringen erneuerbaren Produktion Strom. In diesen Zeiten muss der Bedarf entweder durch fossile Kraftwerke oder durch verlustbehaftete Speicher gedeckt werden. Flexible Prozesse, mit einer auf die Anlagen bezogenen etwas geringeren Gesamteffizienz, können sich jedoch besser an die fluktuierende Einspeisung anpassen und reduzieren somit den Einsatz fossiler Brennstoffe oder den Einsatz teurer Speicher. Bei möglichen regulatorischen Rahmenbedingungen oder Fördersystemen sollte dieser Umstand berücksichtigt werden. 

Für die weitere Transformation des Systems müssen weiter bestehende Hemmnisse für den Einsatz flexibler Verbrauchs- und Erzeugungsprozesse reduziert und neue Anreize geschaffen werden. Ein wesentliches Hemmnis ist die überholte und für das System kontraproduktive „7.000 Stundenregelung“ nach § 19 Abs. 2 StromNEV. Diese führt dazu, dass Verbraucher, die diese Regelung nutzen, trotz Flexibilisierungspotential ihre Flexibilität nicht einsetzen, da eine Nutzung zu höheren Entgelten führt. Eine Neuregelung hin zu einer Dynamisierung der Netzentgelte ist daher zwingend erforderlich, damit Marktsignale bei Endkunden ankommen und genutzt werden können. 

Auch eine Dynamisierung der EEG-Umlage könnte einen Beitrag zur besseren Integration der Erneuerbaren und der flexiblen Nutzung deren fluktuierenden Einspeisung leisten.

Die Energiewende ist kein an Ländergrenzen endendes Projekt. Die Transformation weg von fossilen Brennstoffen hin zu einem auf erneuerbaren Energien basierenden Systems kann nur gelingen, wenn benachbarte Systeme harmonisiert werden. Neben dem weiteren Ausbau von Grenzkuppelstellen müssen Standards und Systemprodukte in Europa vereinheitlicht werden. Nur so können Überschüsse aus der fluktuierenden erneuerbaren Einspeisung sowie Flexibilitäten über Ländergrenzen hinweg gehandelt werden. Dabei ist zu berücksichtigen, dass das deutsche System nicht unbedingt als Maßstab angenommen werden sollte. Konkret sollten folgende Systeme harmonisiert werden:

Die vollständige Stellungnahme finden Sie auf der Website des Bundeswirtschaftsministeriums