Montag, 27. März 2017
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Erzeugung 2025 – Die mittelfristige Rolle konventioneller und erneuerbarer Energien in Deutschland

Mit der wachsenden Bedeutung von erneuerbaren Energien im Strombereich, neuen regulatorischen Regelungsrahmen sowohl auf deutscher als auch auf europäischer Ebene und dem damit einhergehenden Umbau der Energieversorgung ergibt sich die Frage, wie der deutsche Strommarkt in Zukunft aussehen soll. Auf Einladung von DNV GL – Energy diskutierten Führungskräfte namhafter Unternehmen der Energiewirtschaft sowie Experten der Energiebranche auf den 13. Bonner Energiegesprächen über das Thema: „Erzeugung 2025 – Die mittelfristige Rolle konventioneller und erneuerbarer Energien in Deutschland“. Neben der Systemintegration der erneuerbaren Energien und einer Flexibilisierung des Gesamtsystems waren vor allem die regulatorischen Anpassungen der letzten Monate, aber auch kommende Anpassungsbedarfe, ein intensiv diskutiertes Thema.

Das Stromversorgungssystem befindet sich im Wandel. Mehrere technologische Trends werden in den nächsten zehn Jahren das Stromsystem verändern und zu einer Transformation hin zu erneuerbaren Energien führen. Ditlev Engel, CEO DNV GL Energy, eröffnete die Veranstaltung und ordnete die Veränderungen im Energiesektor in einen globalen Rahmen ein. Er stellte auszugsweise einige technologische Trends (Technology Outlook 2025, DNV GL) vor: Durch die Digitalisierung wird es in Zukunft deutlich mehr, schnellere und genauere Daten geben, die eine Automatisierung vieler Prozesse und Elemente des Stromsystems ermöglichen und damit die Effizienz des Gesamtsystems bedeutend steigern werden.

Neuer Regulierungsrahmen

Der deutsche Gesetzgeber hat einen neuen Regelungsrahmen auf den Weg gebracht, welcher derzeit in der Umsetzung ist. Neben dem neuen Strommarktgesetz (Energy Only Markt 2.0), dem EEG 2017 sowie dem Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende sind diverse Anpassungen vorgenommen worden, um ein weiteres Gelingen der Energiewende zu gewährleisten. Die Marktanteile der erneuerbaren Energien sollen und werden weiter wachsen, aber auch der Kostendruck sowohl auf konventionelle als auch erneuerbare Energien wird zunehmen und zu neuen Geschäftsmodellen führen. Aus Sicht von Claas Hülsen, Managing Consultant DNV GL, der die Veranstaltung moderierte, wird es auch mittelfristig Bedarf an konventioneller Erzeugung im Zeitraum bis 2025 geben.

Barbie Kornelia Haller (Bundesnetzagentur) griff die Argumentation auf und ging auf die regulatorische Lenkung einer erneuerbaren Erzeugung ein. Dabei bekräftigte sie die gewählten Instrumente zur Steuerung des Strommarktes sowie die weiteren Anpassungen des gesetzlichen bzw. regulatorischen Rahmens. Aus ihrer Sicht gibt es derzeit mehrere Mythen zur Energiewende. Dass sich alleine mit dezentralen Lösungen der Netzausbau vermeiden lässt, ist ebenso wenig haltbar wie die Behauptung, dass Speicherkonzepte ausreichend Flexibilität bereitstellen, um den Netzausbau zu erübrigen und daher zwingend gefördert werden sollten. Mangelnde bzw. nicht ausreichende Flexibilität führt zu Preisspitzen, die aktuell jedoch nicht zu sehen sind, der Markt funktioniert. In Zukunft wird der Netzbetreiber öfter ins Netz eingreifen, um nach dem Ampelsystem nicht in Notfallsituationen zu kommen und ein aktives Einspeisemanagement betreiben zu müssen.

Europäische Dimension

Die Frage, wie eine Transformation zu 100 % erneuerbaren Energien gelingen kann, war das Thema des Vortrags von Stephanie Ropenus von Agora Energiewende. Aus ihrer Sicht gibt es dabei jedoch nicht den einen goldenen Weg, sondern durchaus mehrere Pfade zum Erreichen der Energiewende, die Interdependenzen zwischen den Sektoren berücksichtigen müssen. Neben der Wende im Stromsektor muss auch ein Wandel im Wärme- und Verkehrssektor erfolgen. Die erneuerbaren Energien werden systemrelevant, damit hat die zweite Phase der Energiewende sowohl bei der Ausgestaltung des künftigen Marktdesigns, der Erbringung von Systemdienstleistungen als auch beim Netzumbau begonnen. Bei den Netzen, als Bindeglied des Stromsystems, erfolgt ein Übergang von einer „Top Down“-Verteilung (Übertragungsnetz) zu einem dezentraleren Energiesystem, bei dem immer mehr EE-Anlagen ins Verteilnetz einspeisen. Informations- und Kommunikationstechnik dienen als Enabler für neue Geschäftsmodelle direkt mit dem Endkunden. Am Beispiel Dänemarks zeigte Ropenus, dass neben der deutschen ebenso die europäische Dimension bei der Energiewende berücksichtigt werden muss. Dort beziehen rund zwei Drittel aller Haushalte Fernwärme, und der Einbau von neuen Ölheizungen ist mittlerweile verboten, wenn Anschluss an das Fernwärme- oder Erdgasnetz besteht.

Auch für Carsten Lehmköster von Amprion war die europäische Dimension der Energiewende entscheidend. Er bezog sich dabei jedoch mehr auf die regulatorische Sicht und zeigte die Implementierungsthemen für Netzbetreiber auf deutscher und europäischer Ebene auf. In Deutschland sind mit dem neuen Strommarktgesetz vier Reserven benannt bzw. eingeführt worden, die das System bei den neuen Herausforderungen stützen sollen. Neben der Sicherheitsreserve sind dies die Kapazitätsreserve zur Erhaltung der Versorgungssicherheit sowie die Netzreserve und Netzstabilitätsanlagen zur Gewährleistung der Systemsicherheit. Auf EU-Ebene werden mit dem sog. Winterpaket vermutlich 13 Maßnahmen verabschiedet, welche bedeutende rechtliche Eingriffe in die Arbeit und Rolle der TSOs mit sich bringen. Das Zusammenwachsen der einzelstaatlichen Strommärkte zu einem europäischen Strommarkt ist das erklärte Ziel. Aus seiner Sicht werden Absicherungen in Form von Reserven und Flexibilitäten unerlässlich, um die Energiewende erfolgreich zu gestalten. Dabei werden internationale Kooperationen helfen, Systemsicherheit zu gewährleisten.

Änderungen bei der Finanzierung

Einen anderen Blickwinkel brachte Björn Heinemeyer von der NORD/LB ins Spiel. Für die Finanzierung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren ergeben sich mit dem neuen EEG einige Änderungen, die dazu führen, dass sich die Branche der Erneuerbaren weiter professionalisieren wird. Beispielsweise erfordern Ausschreibungen eine frühere und engere Zusammenarbeit zwischen Entwickler, Betreiber und Investor bzw. Bank, da vor Beginn der Ausschreibung noch nicht feststeht, für welche EE-Anlagen es einen Zuschlag geben wird. Auch die Möglichkeit von negativen Strompreisen (6-Stunden-Regel) muss zukünftig bei der Finanzierung berücksichtigt werden und erschwert die Planbarkeit. Als zukünftigen Wachstumsmarkt sieht Heinemeyer den Bereich Energy Storage, da es hier eine Vielzahl von Anwendungsmöglichkeiten gibt. Er verwies jedoch gleichzeitig auf den nicht vorhandenen stabilen regulatorischen Rahmen, der eine Finanzierung solcher Geschäftsmodelle derzeit noch deutlich schwieriger macht.

Auch Gregor Pett (Uniper) äußerte hier Skepsis, sprach von möglichen Kannibali-sierungseffekten im Bereich von Speichern im Regelenergiemarkt und stellte die Frage, ob die Politik hier überhaupt zu einer weiteren Förderung bereit ist. Konventionelle Erzeugung hat für ihn auch weiterhin ihren festen Platz im Energiemix. Aufgrund der großen Anzahl von EE-Anlagen werden weitere Back-up Kapazitäten notwendig, um Netzengpässe zu vermeiden.

Marktintegration dezentraler Kapazitäten

Gero Lücking von Lichtblick stellte in seinem Impulsvortrag die Chancen der Energiewende heraus und ging auf mögliche neue Geschäftsmodelle (Speicher, E-Mobilität, Smart Meter), die sich daraus ergeben, ein. Derzeitige massive Strompreissteigerungen in Frankreich, aufgrund von aktuell fehlender Erzeugungskapazität (techn. Mängel in AKWs), zeigen, dass der eingeschlagene Weg der Energiewende in Deutschland richtig ist und konsequent weiterverfolgt werden muss. Die Marktintegration dezentraler Kapazitäten ist der Schlüssel zur Flexibilisierung des Energiesystems und zum Gelingen der Transformation.

Dass die Energiewende Herausforderung und Chance zugleich ist, zeigte sich auch in der abschließenden Podiumsdiskussion. Der gesetzte regulatorische Rahmen lässt Spielraum für eine weitere Entwicklung der erneuerbaren Energien und verdeutlicht, dass auch weiterhin konventionelle Erzeugung zum Erhalt der Systemsicherheit benötigt wird. Die kostenseitige Belastbarkeit der Bevölkerung muss allerdings gewährleistet werden, um die Akzeptanz zu wahren und die Energiewende zu einem volkswirtschaftlichen Erfolg zu führen.

David Lorger, Consultant, DNV GL - Energy

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