Sicher ins Netz der Zukunft

Der Bundestag hat Mitte Juli das Netzentgeltmodernisierungsgesetz verabschiedet, das bundeseinheitliche Netznutzungsentgelte im Übertragungsnetz vorsieht. Was heißt das?

Dr. Rainer Pflaum: Die Netzentgelte in den jeweiligen Regelzonen werden bis 2023 vereinheitlicht. Das bedeutet konkret: Diejenigen mit niedrigem Netzentgelt bekommen einen Zuschlag, damit die teureren Regelzonen entlastet werden.

In welchem Zeitraum wird das erfolgen?

RP: Es wurde entschieden, dies nicht auf einmal durchzuführen, sondern in Stufen über fünf Jahre mit jeweils 20 Prozent Anpassung pro Jahr.

Wie haben Sie die Diskussionen bei der Entwicklung der Gesetzesvorlage wahrgenommen?

RP: Vor allem die Küsten-Übertragungsnetzbetreiber sind seit Jahren durch Redispatch-Maßnahmen stark beansprucht und müssen ihre Kunden mit einem vergleichsweise hohen Netzentgelt belasten. Da war der Wunsch nach einer Vereinheitlichung der Netzentgelte durchaus verständlich. Jene Übertragungsnetzbetreiber, die bisher ein relativ niedriges Netzentgelt auswiesen und ihre Netze sachgerecht ausgebaut hatten, darunter die TransnetBW, waren gegen eine Etablierung zusätzlicher Netzentgelte. Darum waren wir – im Sinne unserer Kunden – gegen diese Vereinheitlichung.

Dr. Werner Götz: Ziel der einheitlichen Netzentgelte ist es also, die Lasten gerechter zu verteilen. Das können wir nachvollziehen. Aber bei einer Umverteilung gibt es immer Gewinner und Verlierer, und in Baden-Württemberg müssen wir damit rechnen, dass die Netzentgelte durch die Vereinheitlichung belastet werden. Wir können das zum derzeitigen Zeitpunkt allerdings noch nicht konkret beziffern. 2018 hat die TransnetBW im bundesweiten Vergleich die niedrigsten Netznutzungsentgelte. Darum haben wir eine Vereinheitlichung nicht so ohne Weiteres unterstützt. Für die Umsetzungsverordnung wünschen wir uns die Möglichkeit individueller Erlösobergrenzen, damit weiterhin Anreize bestehen, die Netze effizient auszubauen und zu betreiben.

Ist das NEMoG eine umfassende Lösung oder eher Mosaikstein, um Redispatch-Kosten in den Griff zu bekommen?

RP: Redispatch als Maßnahme zur Mangelbehebung ist heute notwendig, weil der Netzausbau noch nicht abgeschlossen ist und deswegen Netzengpässe auftreten. Daher gilt es, das Netz möglichst schnell auszubauen und die Redispatch-Kosten dauerhaft einzugrenzen. Klar ist: Würde das Netz nicht ausgebaut werden, hieße das noch höhere Redispatch-Kosten. Allein im Jahr 2015 sind 1,1 Milliarden Euro für Redispatch und Einspeisemanagement angefallen, 2016 waren es 848 Millionen Euro. Nach Abschaltung der letzten Kernkraftwerke rechnet die Bundesnetzagentur mit bis zu vier Milliarden Euro.

Die Bevölkerung sieht den Netzausbau oft kritisch. Wie gehen Sie damit um?

WG: In einem Ballungsraum wie der Bundesrepublik können große Infrastrukturprojekte nur mit Einbindung und Unterstützung der Bürger umgesetzt werden – von Anfang an. Nur so erhalten wir die nötige Akzeptanz. Dazu setzen wir klassische Instrumente ein wie Bürgerbeteiligung, Informationsveranstaltungen, Bürgerdialog vor Ort, aber auch innovative digitale Medien. So haben wir unsere Südlink-Planungsplattform für die Bürger geöffnet. Damit war jeder Bürger in der Lage, jederzeit den Planungsstand live im Internet einzusehen und Hinweise zu geben. Damit haben wir den Bürger zum Planer gemacht. Wir glauben fest an den Dialog! Wir sind vor Ort, wir hören zu, wir greifen Argumente auf und lassen sie in die eigene Planung einfließen.

Neben dem Netzausbau kommen weniger sichtbare Veränderungen: Die Netze sollen intelligent werden. Was passiert da?

RP: Das bisherige System war von einer zentralen Erzeugung rund um Verbrauchsschwerpunkte geprägt. Mittlerweile erfolgt die Erzeugung kleinteiliger und dezentraler sowohl in weiter Entfernung, wie im Norden durch die Windkraft, als auch direkt vor Ort, auf dem Dach. Diese Erzeugung muss mit dem Verbrauch zusammengebracht werden. Parallel verlassen Kern- und perspektivisch auch Kohlekraftwerke den Markt. Wir brauchen die Möglichkeit, die dezentrale Erzeugung virtuell zusammenzuschalten. Einerseits lokal, deswegen sprechen wir von einer lokalen Zellenstruktur in Smart Grids. Andererseits – und da kommen wir ins Spiel – in einem größeren Zusammenhang, den wir als Smart System bezeichnen.

Die TransnetBW beteiligt sich an zahlreichen Forschungsprojekten. Was erwarten Sie von diesem gemeinsamen Engagement?

RP: Wir wollen Zukunftsthemen aktiv mitgestalten. Wir beteiligen uns daher unter anderem an der dena-Leitstudie sowie dem Schaufenster für intelligente Energie C/sells in Süddeutschland. Das Zusammenbringen von Erzeugung und Verbrauch ist eine marktübergreifende Aufgabe, der wir uns als Übertragungsnetzbetreiber stellen. Wir wollen intelligente Netze mit intelligenten Märkten in Verbindung bringen. Deswegen ist es immens wichtig, dieses smarte System gemeinsam zu entwickeln.

WG: Die Zahl der Akteure ist in den vergangenen Jahren gestiegen. Vor wenigen Jahren gab es in Deutschland 450 bis 500 größere zentrale Erzeugungseinheiten. Heute haben wir rund zwei Millionen dezentral orientierte, kleinteilige volatile Erzeuger. Das hat den Markt verändert. Daher brauchen wir einen smarteren Ansatz, um für die Veränderungen nicht wie in der Vergangenheit nur den Kupfer- und Netzausbau im Portfolio zu haben, sondern auch mit intelligenten Werkzeugen und Gesamtkonzepten der neuen Herausforderung zu begegnen.

Trotz aller Intelligenz: Der Strom braucht weiterhin eine Leitung. Welche Rolle spielt das Übertragungsnetz in künftig smarten, digital gesteuerten Märkten?

RP: Es wird Zeiten geben, in denen in den Verteilnetzen sehr viel Strom erzeugt wird. Sollten den die Kunden im Verteilnetz nicht verbrauchen, muss der Strom im Übertragungsnetz zuverlässig in Regionen mit Bedarf transportiert werden.

Welchen Herausforderungen begegnen Sie bei der Entwicklung smarter Systeme?

WG: Wir müssen auf den Umbau, den die Energiewende mit sich bringt, rechtzeitig reagieren, um Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit für unsere Kunden jederzeit sicherzustellen. Das ist für die Versorgungssicherheit schon herausfordernd genug, aber gepaart mit einaer termingerechten und wirtschaftlichen Lösung ist es ein sehr ambitioniertes Zieldreieck.

RP: Die Versorgungssicherheit muss auch in Zukunft möglichst kostengünstig darstellbar sein. Dazu gehören für uns ebenso Konzepte wie die automatisierte Netzführung oder die Bewältigung des Kommunikationsbedarfs und des Informationsaustauschs in der zunehmend dezentralen Welt.

Wie wirkt die TransnetBW der steigenden Kostenkurve entgegen?

RP: Wir dürfen nicht nur Strommengen managen, sondern müssen Netz und Markt zusammenzubringen. So kann mehr Effizienz entstehen, die allen Akteuren auf neuen Marktplätzen zugutekommt. Dazu zählen Prosumer, die sich über Aggregatoren beteiligen, Händler, die Energie über unsere Netze schicken, sowie Vertriebe. Dabei ist auch geplant, Flexibilitäten einzusetzen. Diese helfen Spitzen zu kappen – just dort, wo sich der Netzausbau nicht mehr lohnen würde.

WG: Die Energiewende verlangt höhere Flexibilität. Darum haben wir ein starkes Interesse, mehr Marktpartner als Lieferanten für Flexibilität ins Boot zu holen, da wir so Wettbewerb und eine attraktive Kostenstruktur sichern. Bislang primär bilaterale Strukturen werden ersetzt durch eine deutlich größere Zahl an Marktteilnehmern.

RP: Damit schaffen wir Plattformen, ähnlich wie Börsenplätze. Je mehr Liquidität auf diesen Märkten herrscht, desto günstiger wird es.

WG: Es muss uns gelingen, den Zubau der Erneuerbaren mit dem Ausbau der Netze zu synchronisieren. Aber heute haben wir eine Energiewende der zwei Geschwindigkeiten. Mit dem Netzausbau müssen wir zügig vorankommen, um nicht zum Bremsklotz zu werden.

RP: Der Netzausbau und die erforderliche Beschleunigung gelingt nur, wenn wir von der Politik – auch von der neuen Bundesregierung – Unterstützung bekommen. Dafür setzen wir uns ein.

Dieser Beitrag ist in der Dezember-Ausgabe 2017 des Kundenmagazins 3239+ erschienen.