„Neue und alte Energiewelt passen nicht zusammen“

23.02.2016 – Holger Löw ist Leiter für Infrastruktur und Technik beim Bundesverband Erneuerbare Energie in Berlin.

Herr Löw, die dezentrale Energieerzeugung in Deutschland stellt unsere Stromnetze vor neue Herausforderungen. Sind wir dafür technisch gewappnet?

Holger Löw: Ja, meiner Einschätzung nach sind wir für diese Paradigmenwechsel gut gerüstet. Das beinhaltet sowohl die zeitweise Umkehr der Stromflussrichtung, wenn Photovoltaikanlagen mehr Strom in die Netze speisen, als Verbraucher an diesem Ortsnetz konsumieren, als auch den Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch im Netz. Aber neben den physikalischen Änderungen durch mehr Ökostrom muss sich auch der Energiemarkt wandeln.

Die Übertragungsnetzbetreiber haben deutlich mehr zu tun. Wie hat sich deren Arbeit verändert?

Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber müssen viel genauere Lastprognosen erstellen als früher. Neben der Last, also dem Stromverbrauch, muss nun auch die Erzeugung der Ökostromanlagen vorhergesagt werden. Diese Prognoseaufgabe geht zum Teil auf die Verteilnetzbetreiber über, die dadurch ebenfalls mehr Arbeit haben. Der Unterschied ist: Früher gab es wenige Messstellen und man wusste kaum etwas über die Auslastung im Netz. Techniker sind über das Land gefahren und haben anhand von Schleppzählern die Höchstlast des vergangenen Jahres abgelesen. Heute gibt es eine starke Spreizung: Einige Verteilnetzbetreiber sind sehr innovativ, andere arbeiten weiterhin mit einem Wählscheibentelefon.

Bedeutet es nicht eine Erleichterung für die Netzbetreiber, dass sie mehr Daten digital erfassen können?

Die Digitalisierung hilft, das Netz besser zu verstehen. Sie ist seit einigen Jahren Grundlage des Energiesystems. Die Prognose bildet dabei das zentrale Element, sowohl für den Betrieb des Netzes, als auch für den Stromhandel. Das wird sich in den nächsten Jahren weiter entwickeln. Die Verteilnetzbetreiber werden künftig auch Prognosen für Netzengpassstellen erstellen ¬– da bin ich mir sicher. Und das geht nur digital, ebenso wie die Vielzahl an Transaktionen im Stromhandel nicht mehr manuell zu bewältigen sind. Eine immer kleinteiligere Abrechnung bedingt, dass alle Beteiligten genauer und damit effizienter arbeiten, um noch Geld zu verdienen.

Birgt mehr Digitalisierung nicht auch neue Gefahren?

In der Tat sehe ich die Risiken derzeit noch stark unterbewertet. Man muss den Nutzen und die Risiken abwägen und entscheiden, ob das in einem gesunden Verhältnis steht. Der Blackout in der Ukraine hat gezeigt, wie schnell digitale Systeme unterwandert werden können. Weltweit steht genau das als Ziel in den Auftragsbüchern der Geheimdienste. Das Wirtschaftsministerium betreibt in seinen Publikationen zur Digitalisierung meiner Meinung nach Schönfärberei.

Bringen die geplanten Smart Meter mehr Nutzen als Risiken?

Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik, kurz BSI, hat für die Sicherheit der Datenübertragung gute Arbeit geleistet. Ein zentrales Problem bleibt allerdings: Die Daten sind frei kopierbar. Dagegen können sich selbst große Technologiekonzerne oder Banken nicht schützen. Dieses Problem sollen die Unternehmen aber nach der Vorstellung unserer Regierung selbst lösen. Mir stellt sich die Frage: Wie soll ein Netzbetreiber oder Stromhändler das schaffen, wenn das nicht einmal Adobe hinbekommt? Und die Begehrlichkeiten sind enorm. Viele Unternehmen wollen die Daten aus dem Smart Meter nutzen, um Geld damit zu verdienen.

Was kann ein intelligenter Zähler leisten?

Sie sagen es ganz richtig. Der Smart Meter ist ein Zähler, aber gerade kein Schalter. Die Arbeitsgruppe FNN im Verband VDE arbeitet gerade an einer Schaltbox mit vier Relaiskontakten. Ein intelligenter Einsatz wie die aktive Blindleistungssteuerung ist durch die Smart Meter nicht möglich. Technologisch bedeuten Relais ein Rückschritt ins 19. Jahrhundert. Das Problem ist, dass die netzseitigen Anforderungen nie analysiert wurden, um die volkswirtschaftlich bessere Lösung zu ermitteln. Es ging immer nur darum, die Smart Meter in den Markt zu bringen. Das Thema wurde getrieben vom potenziellen Geschäft durch neue Zählergeräte und den daraus zu erwarteten Daten. Fazit: Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass es unterhalb von 20.000 Kilowattstunden Jahresverbrauch nicht wirtschaftlich ist, einen intelligenten Zähler zu installieren. Das sehe ich genauso.

Experten erwarten bis 2050 immerhin fünf Millionen dezentrale Anlagen. Diese können dann in virtuellen Kraftwerken gebündelt werden. Kann die Versorgungen damit genauso gut wie mit herkömmlichen Großkraftwerken gesichert werden?

Das hängt stark von der Kombination und der Art der Anlagen ab. Pilotprojekte haben bereits gezeigt, dass es funktioniert. Auch wenn das eher zentrale virtuelle Kraftwerke waren. In einer wirklich dezentralen Versorgung müssten sich einzelne Cluster aus Verbrauchern, Speichern und einem Mix aus verschiedenen Erzeugern erstmal selbst ausregeln. So sieht es beispielsweise auch der zelluläre Ansatz des VDE vor. Auch größere Verbraucher müssen künftig Verantwortung für das System übernehmen. Dies wäre meiner Meinung nach sehr sinnvoll. Allerdings muss dafür die Kommunikation zwischen den Beteiligten noch besser werden. Dann können auch Verteilnetzbetreiber mehr Verantwortung für das System übernehmen. Bisher tragen diese allein die großen Übertragungsnetzbetreiber.

Kritiker sagen, die gesetzlichen Rahmenbedingungen müssen verändert werden, damit Erneuerbare auch und verstärkt Systemdienstleistungen anbieten können.

Sicher ist das so. Die Regulierung hängt der technologischen Entwicklung immer hinterher. Man flickt bisher einfach immer weiter am alten System herum. Die neue und alte Energiewelt passen aber immer weniger zusammen. Die Erneuerbaren müssen, spätestens wenn sie einen Speicher haben, auch mehr Systemverantwortung übernehmen. Und das können sie, man muss sie aber auch lassen. Die Netzbetreiber müssen sich darauf einlassen.

Das neue Fördersystem der KfW-Bank für Batteriespeicher will Speicherbetreiber besser integrieren. Was erwarten Sie?

Die Förderung soll genutzt werden, damit die Batteriespeicher netzdienlich arbeiten. Ein Speicherbetreiber der keine Förderung bekommt, würde einfach seinen Eigenverbrauch optimieren. Der Zuschuss beziehungsweise Kredit der KfW-Bank verlangt dem Betreiber höhere technische Anforderungen ab, um eine bessere volkswirtschaftliche Nutzung zu erlangen. Wenn eine 50-prozentige Einspeisebegrenzung fürs Netz vorteilhaft ist, wird die so kommen. Sicher ist auch: Die Batteriepreise werden in den nächsten Jahren weiter rapide fallen.

Können Sie ein Beispiel nennen, wie Speicher den Netzbetrieb konkret unterstützen könnten?

Sinkt die Frequenz unter 49,8 Hertz könnten Batterien automatisch Strom einspeisen, das lässt sich programmieren. Ein Fall, der sicherlich relativ selten eintreten, aber vorkommen wird. Dieser Einsatz müsste auch nicht extra vergütet werden, da es sich über die Lebensdauer der Batterie um eine minimale Energiemenge handeln würde.

Sollten wir die Energiewende nicht als eine Investition in unsere zukünftige Infrastruktur sehen?

Auf jeden Fall. Das bedeutet jedoch, dass wir heute etwas mehr zahlen, sich diese Investitionen aber später – oder für die nächsten Generationen – durch stabile und günstige Energiepreise auszahlen. Eine reine Refinanzierung über Netzentgelte ist nicht die Lösung. Es handelt sich um eine gesamtgesellschaftliche Aufgabe, die von allen gemeinsam getragen werden sollte. Alles durch die Verbraucher bezahlen zu lassen, führt nicht zum Ziel. Wir müssen das entkoppeln.

Wie könnte das aussehen?

Eine Art Energiewendesoli müsste über Steuern finanziert werden. Elegant wäre es, einen staatlichen Rentenfonds zu schaffen, der in Infrastruktur investiert und damit auch entsprechend sicher angelegt wäre. So würden mehr Bürger von den Früchten der Energiewende profitieren. Ob das politisch durchzusetzen ist, steht allerdings auf einem anderen Blatt.

Gibt es Vorzeigeregionen, die Sie als Stromnetz der Zukunft bezeichnen würden?

Es gibt einige dieser innovativen Regionen, allerdings fehlt eindeutig der Überblick darüber. Beispielhaft fördert das Bundeswirtschaftsministerium fünf Schaufensterregionen für zukünftige Stromnetze mit insgesamt bis zu 230 Millionen Euro. Das sogenannte SINTEG-Programm gehört zur Digitalen Agenda der Bundesregierung. Die mehr als 200 beteiligten Unternehmen planen, weitere 370 Millionen zu investieren.

Derzeit sind im Strommix hierzulande rund 35 Prozent Ökostrom enthalten. Wo stecken die Herausforderungen für die nächsten Prozente?

Die Gestehungskosten für erneuerbaren Strom liegen inzwischen unter denen von Atomstrom und, wenn man die externen Kosten berücksichtigt, auch unter denen von Kohle. Den weiteren Ausbau auszubremsen, ist daher nicht sinnvoll. Netzengpässe, die heute bereits auftreten, wird es immer wieder geben, das ist ganz normal. Aber wir bauen unsere Straßen auch nicht nach dem Platzbedarf während der Rushhour aus. So würden enorme Überkapazitäten entstehen. Eine Verknüpfung zwischen Strom-, Wärme und Mobilitätssektor ist künftig unbedingt erforderlich. So wird der Strom, der nicht wirtschaftlich abtransportiert werden kann, vor Ort verbraucht. Es wäre Wahnsinn diese kohlendioxidfreie Energie nicht zu nutzen.

Das Interview führte Niels Hendrik Petersen.