Energieexperte Klaus Mindrup: „Wollen wir dogmatisch oder pragmatisch sein?"

Herr Mindrup, Sie haben sich gerade in Kalifornien zum Thema Erneuerbaren Energien auf den neuesten Stand gebracht. Was macht Kalifornien besser als wir?

Die Kalifornier haben verstanden, dass Erneuerbare Energien und Flexibilität zusammen gehören. Sie haben die Bedeutung von Batteriespeichern verstanden und integrieren sie in ihre Stromnetze. Sie lassen nicht zu, dass man mit Speicherstrom zocken kann, aber am wichtigsten ist: Sie handeln Strom in Echtzeit, das heißt, Redispatch und Milliardenkosten gibt es dort im Großhandel nicht.

Was heißt Redispatch in diesem Kontext?

Redispatch heißt die Umstellung der Einsatzplanung. Es gibt die Idee, Strom von A nach B zu liefern. Aber wenn man sich nicht gleichzeitig mit dem Netz abstimmt, funktioniert das nicht. Mit der Folge, dass ein Kraftwerk runtergefahren, anderswo eines hochgefahren werden muss. Und das kostet in Deutschland zwei bis vier Milliarden Euro jährlich.

Auch in Kalifornien gibt es Dunkelzeiten. Wie deckt man dort Verbrauchsspitzen ab?

Die klassische Dunkelflaute ist dort eher die Ausnahme, weil Kalifornien viel weiter südlich als Deutschland liegt. Die Verbrauchsspitzen sind meist in den Abendstunden, wenn die Sonne nachlässt. Dafür gibt es dann Gaskraftwerke und Wasserkraft. Die Einsatzzeiten der Gastkraftwerke werden allerdings gerade dramatisch reduziert, weil die Batterien viel schneller und effizienter reagieren und auch kostengünstiger sind. Die Batterien werden dabei immer auch netzdienlich betrieben – das ist ein entscheidender Unterschied zu Deutschland und der EU.

Die Speicher werden zum entscheidenden Element?

So ist es. Kalifornien hat sehr auf Sonnenenergie gesetzt. Das bedeutet, wenn die Sonne aufgeht, geht sofort die Nachfrage im Netz zurück, weil dann viele Solaranlagen anfangen zu arbeiten. Wenn die Sonne untergeht, steigt die Nachfrage im Netz. Diese Nachfrage haben sie durch Batterien abgesenkt und stabilisiert. Batterien haben den Vorteil, dass sie be- und entladen, also im Unterschied zu Kraftwerken in zwei Richtungen arbeiten. Kraftwerke lassen sich nur anwerfen und abschalten. Deswegen sind Batterien in einem erneuerbaren Energiesystem so wichtig.

Wer betreibt die Batteriespeicher?

85 Prozent gehören den Versorgern und werden von ihnen betrieben.

Warum ist das in Europa nicht gestattet?

In Europa ist das aufgrund dogmatischer Regelungen nicht möglich. Batterien können nicht nur Strom ein- und ausspeichern, sondern weit mehr, etwa die Frequenz im Stromnetz stabil halten oder nach einem Netzausfall die Stromversorgung aufrechterhalten. Diese Funktionen fallen aber in unterschiedlich regulierte Bereiche, so dass wir in Deutschland mehrere Batterien errichten müssen, wo man mit einer Batterie auskäme. Das ist volkswirtschaftlich und ressourcenmäßig eine unnötige und nicht vertretbare Verschwendung. Das können und sollten wir uns nicht mehr leisten.

Welchen Sinn hatte diese Regelung ursprünglich?

Man hat gesagt, wir haben einerseits mit den Netzbetreibern einen regulierten Betrieb und andererseits beim Strom einen freien Markt. Und Batterien passen da nicht so richtig rein. Man müsste sich jetzt entscheiden, wollen wir dogmatisch oder pragmatisch sein. Ich kann nur raten, sich fürs Pragmatische zu entscheiden.

Nutzen die Kalifornier Autobatterien als Speicher?

Vereinzelt und auf Projektebene. Es soll aber demnächst ausgerollt werden. Andere US-Bundesstaaten sind schon weiter. Da stabilisieren die Auto-Akkus die Verteilnetze. Es geht dabei um das sogenannte bidirektionale Laden, das erneut die Vorteile der Batterien ausspielt. Die Leitungsnetze dort sind viel mehr als hier oberirdisch verlegt – mit den entsprechenden Ausfällen nach Unwettern. Da sind Autospeicher, weil sie sehr große Volumen haben, extrem hilfreich. Und deshalb macht es unbedingt Sinn, mit ihnen zu arbeiten und zwar in zwei Richtungen („bi“). Auch in Deutschland kann dies helfen, die Verteilnetze deutlich besser auszulasten und damit den teuren und zeitaufwendigen Netzausbau zu reduzieren.

Deutschland hat ein grundlegend anderes Stromdesign. Was könnten wir dennoch von Kalifornien übernehmen?

Einerseits sind Deutschland und die EU viel stärker liberalisiert als Kalifornien…..

Wie? Europa ist in diesem Bereich weniger reguliert als die USA?

Man muss unterscheiden. Es gibt in Kalifornien noch Gebietsmonopole mit lokalen Energiegemeinschaften als Ausnahme. Überall sonst hat man zugewiesene Versorger, wie das früher auch in Deutschland der Fall war. Aber der Großhandel ist stark liberalisiert, und er ist so ausgerichtet, dass das Stromnetz effizient und maximal ausgenutzt wird, das heißt, man handelt den Strom im Großhandel an sogenannten Stromknoten und kann dadurch sehr flexibel reagieren. Durch den Echtzeithandel gibt es keine Redispatchkosten, und leistungslose Gewinne an Engpässen werden durch Engpasserlöse für die Allgemeinheit genutzt.

Warum dürfen Netzbetreiber in Deutschland keine Speicher betreiben?

Das ist EU-Recht. Und man kann die EU nur dringend auffordern, das zu ändern. Eine Batterie kann natürlich so gesteuert werden wie ein Stromnetz. Man sagt einfach, es muss einen diskriminierungsfreien Zugang für Dritte geben. Das ist überhaupt kein Problem. Klare Regeln helfen da weiter, und dann kann man auch zu sinnvollen und breit akzeptierten Lösungen kommen.

Gibt es auf politischer Ebene Bemühungen in diese Richtung?

Bisher ist die politische Ebene in diesen Fragen sehr dogmatisch unterwegs. Aber es gibt Anstöße von unten, zum Beispiel von Stadtwerken, die darauf hinweisen, dass es viel billiger und schneller ist, Batterien in Verteilnetze zu integrieren als Riesenstromkabel zu verlegen, für die wir im Übrigen keine ausreichenden Tiefbaukapazitäten haben.

Werden wir die Gastkraftwerke noch brauchen für die Reserve? Oder wären nicht Investitionen in Speicher die bessere Alternative?

Wir brauchen am Ende beides, die Frage ist nur, wo. Wenn wir Gaskraftwerke brauchen, dann ganz überwiegend im Winter und dann effizient in der Kraft-Wärme-Kopplung. Wir müssen lernen, das Energiesystem im Sommer ganz anders zu betrachten als im Winter. Und die Kraft-Wärme-Kopplung ist, wenn sie stromgeführt ist, eine hervorragende Technologie, um das Stromnetz zu stabilisieren, am Netzausbau zu sparen und obendrein die Wärmeversorgung sicherzustellen. Ich sage voraus: Wir werden deutlich weniger Großkraftwerke auf der grünen Wiese brauchen, als im Moment prognostiziert wird.

Der Stromhandel ist bei uns in Echtzeit möglich. Warum gilt das nicht für den normalen Verbraucher?

Nein, im Großhandel geht das auch nicht in Echtzeit, weil wir nicht gleichzeitig die Frage des Transportes betrachten. Und Echtzeit-Handel heißt, ich muss mich auch darum kümmern, dass der Strom von A nach B kommt. Und deshalb brauche ich Handelssysteme, die beides betrachten. Und das gibt es in Deutschland noch nicht.

Wo ist der Engpass, um das in Echtzeit hinzubekommen?

Der Echtzeit-Handel muss die Netzengpässe berücksichtigen, das heißt, er muss granularer und kleinteiliger über Deutschland erfolgen. Und das passiert im Moment nicht. Man muss die Kapazität der Stromnetze berücksichtigen…

Und die ist unterentwickelt?

Man wird die Stromnetze nie zu 100 Prozent der Nachfrage anpassen können. Das heißt, man muss die Nachfrage und das gesamte System anders steuern. Die Kalifornier dachten zunächst auch, sie wüssten, wo die Engpässe sind. Heute sagen sie, die Engpässe sind morgens anders als abends, mittags anders als in der Nacht – und sie sind regional und saisonal unterschiedlich. Das heißt, man braucht ein viel flexibleres System, und dazu gehören dann auch Batteriespeicher.

Der Spritpreis wechselt mehrfach am Tag. Beim Strom muss ich mich für ein ganzes Jahr vorab festlegen. Ist das in Zeiten der Digitalisierung noch zeitgemäß?

Das ist natürlich absurd. Natürlich müsste es zu Zeiten und an Orten mit viel Sonne und Wind möglich sein, die Strompreise zu senken und darüber das Verbrauchsverhalten zu steuern. Und genau dann etwa in Kühlhäusern die Temperatur abzusenken oder Wärmespeicher vorzuheizen. Oder Wasserstoff zu erzeugen. Wir brauchen dafür bessere Preissignale. Das Erneuerbare System hängt nun mal mit der Verfügbarkeit von Wind und Sonne unmittelbar zusammen. Dies muss natürlich lokal erfolgen, weil in Deutschland von Flensburg bis Garmisch fast nie die gleichen Wetterverhältnisse herrschen.

Für uns Kleinverbraucher ist ein flexibleres Verhalten machbar. Für Großabnehmer, Aluhütten und Stahlproduzenten, ist das schwieriger. Wie lässt sich deren Abnahmeverhalten anpassen, wie können die flexibler agieren?

Es gibt sehr viele technische Möglichkeiten, das haben wir in der Energiekrise gesehen. Das Problem: Im Augenblick sind die Unternehmen gehalten, ihren Stromverbrauch möglichst gleichmäßig zu halten. Diese Großverbraucher haben zurecht große Ängste vor einer Reform. Denn wenn die Reform falsch aufgesetzt ist, bedroht sie diese Unternehmen in ihrer Existenz. Wenn es da Fehler gibt, verlieren wir diese Unternehmen und damit unsere Wertschöpfungsbasis.

Haben Sie Beispiele, die wir uns unter diesem Aspekt genauer anschauen sollten?

Es gibt in Österreich Beispiele, etwa bei Schmelzprozessen, bei denen man es mit Batterien geschafft hat, die Prozesse von Gas auf Strom umzustellen. Das gibt es, aber es geht nur mit einer Mischung von Eigenstromerzeugung, Netzanschluss und Batterien.

Es gibt ein Projekt der Stadtwerke Trier und Speyer, die versuchen, selbst produzierten Strom regional zu vermarkten, anstatt in den großen See einzuspeisen. Was ist der Vorteil dieses Projekts?

Wir haben im Moment in Deutschland einen enormen Zubau an PV – mit steigenden Überkapazitäten in den Sonnenstunden. Also müssen wir die Nutzung dieses Stroms zeitlich verschieben, in Batterien speichern für die Nacht und ihn für die Wärmenetze und die Industrie besser nutzen. Um eine solche Lastverschiebung zu ermöglichen, muss man die Situation vor Ort kennen und Möglichkeiten haben, die lokale PV-Erzeugung vorherzusagen. Und man braucht einen Zugriff auf diesen PV-Strom auch für die Planung im Risikomanagement. Das ist im Moment aber wegen der zentralen Vermarktung nicht möglich. Nur über eine lokale Vermarktung kann die nötige Flexibilität gesichert werden.

Das ist noch im Versuchsstadium oder wie weit ist es gediehen?

Die Stadtwerke machen sehr viel im Rahmen ihrer Möglichkeiten. Aber sie können nicht auf die kleinen PV-Anlagen unter 100kWh Leistung zugreifen, weil die verpflichtend über die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet werden. Das heißt, bei fast allen Dachanlagen sind sie aus dem Spiel. Es ist in sich paradox, dass gerade kleine Anlagen zentralistisch vermarktet werden.

Sie glauben, dass die Steuerung dezentral einfacher wäre?

Natürlich kann man Angebot und Nachfrage lokal oder regional besser steuern. Die Stadtwerke haben für größere Anlagen bewiesen, dass sie das können, und das würden sie gerne auch für kleinere Anlagen zeigen. Es wäre ein Riesenpotenzial: Der Staat und Bürger würden weniger zahlen, weil man den Strom vor Ort nutzen und ihn auch dort sinnvoll steuern kann.

Und die Abnehmer gibt es regional und lokal?

Die gibt es. Unser Vorschlag wäre, dass die Stadtwerke diesen Strom als Grundversorger nutzen, dann müssen sie entsprechend weniger an der zentralen Böse einkaufen. Unser Vorschlag ist außerdem, dass dieser Strom seine Grünstrom-Eigenschaft beibehält. So dass jedem klar ist, dass das erneuerbarer, grüner Strom ist.

Woran es fehlt, ist ein anderer gesetzlicher Rahmen?

Wir befinden uns doch gerade inmitten eines umfassenden Systemwechsels. Die großen Kraftwerke, die wir früher hatten, konnte man zentralistisch top-down steuern. Jetzt sind über 90 Prozent der Erzeugungsanlagen in den Verteilnetzen, also muss man auch dezentral steuern. Dann wird es auch für alle preiswerter.

Warum kommen die billigeren Gestehungskosten bei den Verbrauchern bisher nicht an?

Das hängt damit zusammen, dass der lokal erzeugte Strom nicht lokal vermarktet wird und die Preisvorteile nicht lokal weitergegeben werden können. In Österreich ist das mit den Energiegemeinschaften anders, da wird der Strom vor Ort genutzt. Wir brauchen ein anderes Marktregime. Wir brauchen mehr Markt und das lokal, dann werden die Preissignale auch ankommen.

Ist das Merit-Order-Prinzip, wonach das teuerste Kraftwerk den Strompreis für alle bestimmt, noch zeitgemäß?

Das Merit-Order-Prinzip hat sich im Betrieb fast weltweit durchgesetzt. Aber es gibt auch Ergänzungen dazu, sogenannte Poolmodelle, bei denen vorab in Auktionen für Langfristverträge abgesichert wird, was die erneuerbaren Erzeugungsanlagen bekommen, und diese Absicherung wird dann an die großen Stromverbraucher weitergegeben. So wird das Merit-Order-Prinzip darauf fokussiert, was es eigentlich sein sollte: der effiziente Betrieb aller Anlagen einschließlich des Abrufs von nachfrageseitiger Flexibilität.

Im Moment wird die Diskrepanz zwischen günstigem PV-Strom und Strom aus teuren Gastkraftwerken immer größer.

Wenn man ein Poolmodell hat, werden die Erlöse von PV- und Wind-Strom und damit die Kosten für Kunden für diesen Strom in den langfristigen Ausschreibungen bestimmt und nicht durch kurzfristige Preisbildung beim Merit-Order-Prinzips. Das macht Sinn. Aber dann sollte man nicht noch Kapazitätsmärkte aufbauen. Das ist eine doppelte Absicherung, also eine zu viel – und wird doppelt teuer.

Das Prinzip funktioniert ja erkennbar nicht mehr. Im vergangenen Dezember stieg der Börsen-Strompreis kurzfristig auf über einen Euro pro Kilowattstunde. Ein Preis, den die Verbraucher dann auch für günstigen Sonnenstrom bezahlen mussten.

Wir wissen bis heute nicht, warum damals eine ganze Anzahl von Kraftwerken nicht in den Markt gegangen ist. Bisher sind das alles Informationen, die der Öffentlichkeit vorenthalten werden. Die Bundesnetzagentur prüft, aber ich kenne das Ergebnis nicht. Meines Erachtens hat die Öffentlichkeit einen vollen Anspruch darauf zu erfahren, wer wann an der Börse wie bietet.

Es gibt aktuell mehrere Studien, wonach der Stromverbrauch deutlich weniger steigen wird als bisher angenommen. Wird es so kommen?

Wenn wir ein Industrieland bleiben und klimafreundlich werden wollen, wird der Stromverbrauch zwangsläufig steigen. Offensichtlich kommen wir aber bei der notwendigen Umgestaltung unserer Wirtschaft nicht schnell genug voran. Dekarbonisierung geht nur mit einem höheren Stromverbrauch.

Die Studien sind ja auf einer realen Grundlage entstanden.

Käme es so, wäre es alarmierend. Die Frage ist doch, warum wir nicht schneller vorankommen – bei der Elektromobilität, beim bidirektionalen Laden und bei den Netzanschlüssen für Industrie und Gewerbe. Und noch ein Aspekt gewinnt angesichts der aktuellen Entwicklungen in den USA an Bedeutung: Wir müssen im europäischen Wirtschaftsraum unsere Abhängigkeit von Gasimporten schnell und deutlich verringern und stattdessen die Elektrifizierung und den Ausbau erneuerbarer Energien konsequent vorantreiben.

Müssen wir unsere Verbrauchsplanungen neu justieren? Brauchen wir weniger Kapazitäten?

Das wäre ein gravierender Fehler. Wir sollten vielmehr genau nachschauen, warum die Elektrifizierung sich so schleppend entwickelt und wo wir in der Organisation des sektorgekoppelten Energiesystems schnell besser werden können. So wie es andere in Europa und der Welt auch machen. Wenn wir das nicht tun, gefährdend wir den Klimaschutz und unsere Volkswirtschaft, weil wir nicht genug in moderne, umweltfreundliche Technologien investieren.

Klaus Mindrup, 60, zwischen 2013 und 2021 SPD-Bundestagsabgeordneter aus Berlin, war 2019 an der Ausgestaltung des Klimaschutzgesetzes und 2021 an dessen Novelle beteiligt. Er ist Mitglied im Rat für Bürgerenergie und arbeitet national und international als Berater für Energie- und Klimaschutzfragen