Monitoringbericht zur Energiewende liefert eine faktenbasierte Grundlage für zukünftige Rahmenparameter zur Erreichung der Klimaziele, bleibt dabei aber unkonkret
Der vom BMWE beim Energiewirtschaftlichen Institut der Universität Köln (EWI) und Beratungsunternehmen BET Consulting in Auftrag gegebene Monitoringbericht zur Energiewende ist nun veröffentlicht. Er untersucht die sechs Themenfelder Strombedarf, Versorgungssicherheit, Netzausbau, Ausbaus der erneuerbaren Energien, Digitalisierung und Wasserstoffhochlauf.
Der Strombedarf wird in 2030 voraussichtlich 10-15% geringer ausfallen als bisher
Zurzeit liegt die Stromnachfrage unter den Prognosen. Das liegt vor allem an dem langsameren Hochlauf der Wasserstofferzeugung in Deutschland und der geringeren Nachfrage aus der Industrie. Bis 2030 wird daher nun ein Strombedarf von 600-700 TWh prognostiziert und es wird nicht mehr von den 750 TWh wie bisher ausgegangen. Dieser geringere Strombedarf hilft bei der Erreichung des bestehenden Ziels, 80% des Bruttostrombedarfs bis 2030 mit erneuerbaren Energien zu decken. Er bietet auch das Potential, die Energiewende günstiger zu gestalten, da in Summe weniger Strom benötigt wird. Interessant zu wissen wäre hier, ob die Reduktion des Bedarfs konkrete Auswirkungen hat, insbesondere auf die Ausschreibung von EE-Mengen.
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Der Netzausbau bleibt auch bei geringerer Stromnachfrage enorm
Angespannte Lieferketten haben zu signifikanten Preisanstiegen und voraussichtlichen Kostensteigerungen für die Umsetzung des Netzentwicklungsplans (NEP) 2037/2045 von 320 auf 440 Milliarden Euro geführt. Im Verteilnetz steigen die Investitionsbedarfe bis 2045 auf über 235 Mrd. Euro, was einer Verdoppelung der bisherigen jährlichen Werte entspricht, wobei durch die fehlende Abbildung von 20–25 % der NS- und MS-Ebene in den analysierten Netzausbauplänen sowie noch nicht eingepreiste Kostensteigerungen weitere Erhöhungen wahrscheinlich sind. Allein die Investitionssteigerung bei den ÜNBs um 120 Mrd. Euro auf 440 Mrd. Euro machen unter der Annahme von 40 Jahren Abschreibungsdauer und 5 % Kapitalverzinsung ca. 2 Cent Netzentgelte aus.
Es gibt jedoch auch vereinzelt Studien, die beim Netzausbau Kostensenkungspotentiale von bis zu 30% sehen, was jedoch wesentlich von den Netzgegebenheiten vor Ort abhängig ist. Um das Potential möglichst weit zu nutzen, können folgende Maßnahmen helfen:
- Bessere räumliche Steuerung von EE- und Speicher-Zubau: Grundlage hierfür ist die Transparenz über verfügbare Netzkapazitäten z.B. über Netzkapazitätskarten
- Überbauung an Netzverknüpfungspunkten & flexible Netzanschlussvereinbarungen
- Beschleunigte Digitalisierung im Verteilnetz und Nutzung der Messdaten in Planung und Betrieb
- NOXVA-Prinzip sollte verpflichtend werden in der Planung, d.h. Netzoptimierung vor Flexibilisierung vor Verstärkung vor Ausbau, um möglichst viel aus der Infrastruktur herauszuholen. Dazu braucht es smarte Tools, die helfen Netzplanung als komplexen Massenprozess zu beherrschen
Auch bietet die Nutzung von Freileitungen bei neuen Vorhaben erhebliche Einsparungspotentiale. Ob diese jedoch genutzt werden, wird sich zeigen. Neu ist diese Erkenntnis im Monitoringbericht jedenfalls nicht.
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Die Digitalisierung ist bei einer kosteneffizienten Energiewende wesentlich
Während es in der HöS, HS und MS bereits eine gute Übersicht über die jeweiligen Netze und die aktuellen Netzsituationen gibt, ist in der Niederspannung noch größerer Handlungsbedarf, insbesondere bei der Schaffung von Transparenz und Steuerbarkeit. Die Smart Meter Rolloutziele werden in 2025 vermutlich weitestgehend erreicht und auch die Ziele für 2032 scheinen erfüllbar. Jedoch fehlen häufig noch der digitale Zwilling des Netzes, digitale Schnittstellen zu Marktakteuren und geeignete IT- und Datenarchitekturen, um eine vollständige Hebung des systemischen Nutzens und damit verbundene Senkungen der Systemkosten zu ermöglichen.
Aus unserer UP-Sicht ist die Erfüllung dieser komplexen Anforderungen jedoch frühestens Ende 2026 umgesetzt, wobei es mitunter auch deutlich länger dauern kann. Zusätzlich werden die Steuerboxen zumindest in 2026 kaum in den Mengen wie gesetzlich gefordert verfügbar und einbaubar sein. Gerade das zusätzliche Asset bringt Messstellenbetreibern enorme zusätzliche Kosten bei einer gleichbleibenden Preisobergrenze, was viele im Markt auf Gateways mit Steuerboxen warten lässt, um damit dann Steuerboxen einsparen zu können. Eine Netztransparenz und eine Steuerbarkeit im Netz ist in Abhängigkeit von der Ausstattung mit digitalen Ortsnetzstationen und Smart Metern somit erst in den kommenden Jahren in einer solchen Qualität vorhanden, dass Netzausbauten auch im Verteilnetz reduziert werden können. Die Beschleunigung der Digitalisierung der Infrastruktur, die Vereinfachung des Smart-Meter-Rollouts und das Schaffen stärkerer Anreize bei der Erfüllung realistischer, gesetzlicher Vorgaben hat somit enorme Bedeutung bei der kosteneffizienten Umsetzung der Energiewende.
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Ziel der 80% erneuerbaren Energie am Strombedarf in 2030 bleibt bestehen
Das Ziel, bis 2030 insgesamt 80 % des Bruttostrombedarfs aus Erneuerbaren zu decken, wurde bestätigt und ist vor allem bei geringerem Strombedarf erreichbar. Steigt der Bedarf jedoch durch die stärkere Elektrifizierung von Industrie, Wärme und Verkehr an, wird die Zielerreichung immer unwahrscheinlicher. Grundlage der aktuellen Zielerreichung ist, dass Photovoltaik das EEG-Ziel von 215 GW bis 2030 voraussichtlich erreichen wird (sofern Rahmenbedingungen stabil bleiben). Dass die Ziele beim Wind an Land von 115 GW und auf See von 30 GW in 2030 voraussichtlich verfehlt werden (das Ziel von 30 GW auf See wird voraussichtlich 2032 erreicht), hat wenig Auswirkungen auf die weiterhin realistische Zielmarke von 80 % Erneuerbaren in 2030 – Grund hierfür ist insbesondere die angesprochene geringere Stromnachfrage. Dennoch bleibt ein hohes Tempo beim Ausbau der Erneuerbaren Energien in den nächsten Jahren zur Erreichung klimapolitischer Ziele notwendig, selbst bei einer unterstellten geringeren Geschwindigkeit des Anstiegs des Bruttostromverbrauchs.
Aus unserer Sicht ist es dabei wichtig die enge Verzahnung zwischen Erneuerbaren und dem Netzausbau zukünftig weiter zu stärken. Auch bedarf es einem vom BMWE geforderten, technologieoffenen Kapazitätsmarkt mit einem gesunden Mix von Erzeugung, Speichern und steuerbaren Verbrauchern (aktuelles Ziel der Kapazitätsmarkteinführung ist 2027). Die Abschaffung der festen Einspeisevergütung für private Photovoltaikanlagen schwächt den Ausbau der Bürgerenergie zwar insgesamt, jedoch vermutlich nicht so stark wie von manch anderen befürchtet. Gerade bei der kleinen Photovoltaik ist der Anreiz meist die Stärkung der Eigenversorgung. Laut Reiche erfordert die volatile Erzeugung hohe Investitionen in Infrastruktur, Speicher und Backup-Kapazitäten. Netzengpässe verursachen zusätzliche Kosten durch Abregelung und Redispatch. Diese Kosten belasten die Verbraucher und Unternehmen, schwächen die internationale Wettbewerbsfähigkeit und bedrohen die Versorgungssicherheit.
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Die kurzfristige Versorgungssicherheit ist weitestgehend sicher
Die Versorgungssicherheit wird im Monitoringbericht anhand von drei Dimensionen betrachtet: marktseitige Versorgungssicherheit, netzseitige Versorgungssicherheit sowie Systemstabilität.
Die marktseitige Versorgungssicherheit ist unsicher und hängt maßgeblich von der Entwicklung der Nachfrage, der steuerbaren Kapazitäten und von Flexibilitäten sowie deren systemischer Interdependenz ab. Ein Ausbau gesicherter Leistung sowie eine Erhöhung von Flexibilitäten bleibt unabhängig von der Nachfrageentwicklung zentral und ist zur Aufrechterhaltung des definierten Versorgungssicherheitsstandards erforderlich. Der zeitnahe Bau von Gaskraftwerken, die optimalerweise H2-ready sind, ist hierfür notwendig. Entsprechend sind die Ausschreibungen kurzfristig auf den Weg zu bringen. Netzseitige Versorgungssicherheit wird langfristig durch Netzausbau und -optimierung und kurzfristig durch Redispatch sichergestellt. Reichen marktliche Kraftwerke im Redispatch nicht aus, wird dieser mithilfe von Netzreservekraftwerken durchgeführt. Diese gilt zumindest bis 2027/28 als ausreichend. Für die Systemstabilität liegt mit der Roadmap Systemstabilität ein umfassender Prozess vor, an dem zahlreiche Akteure beteiligt sind und der den Weg zu einem sicheren und robusten Betrieb in Stunden mit 100 % erneuerbaren Energien beschreibt. Der jüngst veröffentlichte Systemstabilitätsbericht der ÜNB hebt dabei Handlungsbedarf bei der Sicherstellung von Momentanreserve und Blindleistung sowie beim verstärkten Einsatz netzbildender Stromumrichter hervor.
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Der Fokus auf blauen Wasserstoff soll gestärkt werden
Der Wasserstoffsektor in Deutschland steht vor großen Herausforderungen, da die aktuelle Nachfrage fast ausschließlich aus der Industrie kommt und sich auf fossilen Wasserstoff stützt. Prognosen erwarten zwar einen Bedarf von 95–130 TWh bis 2030 und bis zu 500 TWh bis 2045, doch die hohen Kosten von grünem Wasserstoff (147–357 Euro/MWh) liegen deutlich über der Zahlungsbereitschaft von 50–100 Euro/MWh. Das BMWK verfolgt daher einen pragmatischeren, technologieoffenen Ansatz und möchte die strengen EU-Kriterien durch vereinfachte Definitionen ersetzen. Kohlenstoffarmer Wasserstoff soll gleichberechtigt anerkannt werden, wodurch die Kosten auf 70–180 €/MWh sinken könnten. Der dadurch entstehende Fokus auf blauen Wasserstoff umgeht zwar einige Herausforderungen des grünen Wasserstoffs, steigert aber wiederum die fossile Abhängigkeit. Priorität beim Wasserstoff sollen Märkte mit vorhandener Zahlungsbereitschaft haben, etwa Raffinerien, wo erneuerbarer Wasserstoff über die THG-Quote angerechnet wird. Zudem sollen starre Ausbauziele für Elektrolyseure durch flexible, projektorientierte Ansätze wie H₂-Valleys und Clusterfinanzierungen ersetzt werden, um Investitionshemmnisse zu überwinden.
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Gesamtfazit
Der Monitoringbericht und der darauf aufbauende 10-Punkte-Plan des Bundeswirtschaftsministeriums sind eine gute Grundlage, die die Ziele der Energiewende untermauern. Die Klimaziele gelten weiter, genauso wie der fortschreitende Ausbau der Erneuerbaren Energien. Auch der Netzausbau und die Aktivierung von dezentralen Flexibilitäten gelten als notwendige Grundlage einer erfolgreichen Energiewende. Insgesamt werden viele Themen analysiert und angesprochen, jedoch gibt es an vielen Stellen noch reichlich Unkonkretes. Dieses gilt es nun weiter auszuarbeiten.
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