InterviewDer Schnellere und Bessere gewinnt

Herr Nitzschke, wie bewerten Sie den politischen Kurs beim Strommarktdesign, geht das in die richtige Richtung, um Flexibilität und Versorgungssicherheit zu verbinden?

Nitzschke: Offensichtlich nicht. Wenn es ausreichen würde, würden wir die Flexibilitäten bereits auf dem Markt sehen. Das heutige Design setzt zu wenig Anreize, um in flexible Kapazitäten zu investieren und diese sind kapitalintensiv und haben Fixkosten. In der vergangenen Legislaturperiode haben wir uns in der Plattform Klimaneutrales Stromsystem zu sehr mit einem kompletten Systemwechsel beschäftigt. Das war überzogen und hätte vor allem für große Unsicherheit gesorgt. Jetzt braucht es pragmatische Stellschrauben, die effektiv und schnell wirken. Wenn Flexibilitäten erst einmal im Markt sind, stabilisieren sich die Preis- und Investitionsrisiken und das ist gut für Betreiber und Verbraucher.

An welchen Stellschrauben muss gedreht werden?

Nitzschke: Erstens müssen wir im Bereich der fluktuierenden erneuerbaren Energien die Systemdienlichkeit stärker berücksichtigen. Wir müssen die Volllaststunden erhöhen und mehr Kilowattstunden durch weniger Netz bekommen. Moderne Windenergieanlagen beispielsweise mit großer Rotorfläche können das. Für überdimensionierte Generatoren oder zu eng gestellte Windenergieanlagen darf es hingegen keine Fehlanreize mehr geben. Zweitens muss das Erneuerbare-Energien-Gesetz als Finanzierungsanker erhalten bleiben. Es gibt Investoren und Banken die notwendige Sicherheit. Ohne diese Grundlage würden sich die Finanzierungskosten drastisch erhöhen, da Fremdkapitalgeber höhere Risiken einpreisen müssten. Drittens brauchen wir mehr Freiheit jenseits des öffentlichen Netzes. Die Direktbelieferung der Industrie, Batteriespeicher am Standort, Wärmenutzung und Elektrolyse müssen einfacher möglich sein. Viertens brauchen wir dynamische Netzentgelte. Wenn regional Einspeisespitzen auftreten, müssen die Entgelte für große Verbraucher in diesem Moment auf null gesetzt werden, damit sie ihren Verbrauch in Zeiten hoher Einspeisung verschieben und so das Netz entlasten.

Herr Liesner, wie ist Ihre Sicht, was wollen Sie ergänzen?

Liesner: Ich finde, aus der Erfolgsgeschichte des EEG kann man lernen. Es hat volkswirtschaftlichen Nutzen und betriebswirtschaftliche Anreize in Einklang gebracht. Diese Logik sollte man auf andere Technologien, wie etwa die Kraft-Wärme-Kopplung, übertragen. Das jüngste Biomassepaket mit Flexzuschlägen ist ein gutes Beispiel, denn es schafft Investitionsanreize und nutzt bestehende Infrastruktur. Warum sollte so etwas nicht auch für klassische KWK-Anlagen gelten, etwa in Krankenhäusern, Brauereien oder Industriebetrieben? Diese könnten durch gezielte Überkapazität Flexibilität bereitstellen. Zudem wollen viele Industriebetriebe elektrifizieren, stoßen aber auf reale Netz- und Anschlussprobleme. Dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung, Großwärmepumpen und Speicher könnten diese Lücke schnell schließen, wenn die Rahmenbedingungen endlich stimmen würden.

Brauchen wir im Kapazitätsmechanismus Vorrang für dezentrale Strukturen?

Nitzschke: Wenn wir heute von vorne beginnen würden, ein Energiesystem aufzubauen, würden wir es dezentral gestalten – schneller, effizienter, widerstandsfähiger und mit vielen Investoren. Wir wären weniger abhängig von großen Playern, die hohe Renditen erwarten und große Projekte oft verzögern. Die Struktur aus vielen mittelständischen Akteuren hat Deutschland in der Vergangenheit stark gemacht. Sie ist auch die resilienteste Energieversorgungsstruktur. Natürlich kommen wir heute aus einer zentralen Struktur und es kann an bestimmten Standorten sinnvoll sein, vorhandene Netzkapazitäten zu nutzen. Aber das Denken „groß ist gleich schnell“ funktioniert nicht. Kleine, dezentrale Lösungen entstehen meist schneller und günstiger – und kommunale Unternehmen können dabei eine Schlüsselrolle spielen.

„Werden Mindestgrößen festgelegt, sind die Stadtwerke automatisch raus.“

Nun wird aber dennoch über den Bau großer Gaskraftwerke diskutiert. Wie bewerten Sie das?

Liesner: Am Ende entscheidet die Schnelligkeit. In der Ukraine beispielsweise wurde innerhalb eines Jahres eine Leistung von zwei Gigawatt dezentral installiert. Dazu braucht es keine Notsituation, das wäre auch hier möglich. Ein BHKW mit einem Megawatt lässt sich in Sekunden hoch- und runterfahren, ein großes Gaskraftwerk hingegen nicht. Außerdem können Motoren bereits mit Wasserstoff betrieben werden. Hinzu kommt das enorme Flexibilitätspotenzial der bestehenden Biogasanlagen. Diese Dezen­tralität hat ausschließlich Vorteile.

Nitzschke: Seit Jahren gibt es ein Gerangel um große Gaskraftwerke, die alle wasserstofffähig sein sollen. Realistisch gesehen werden die ersten davon jedoch frühestens in sieben Jahren stehen. Und wie Herr Liesner sagt, dezentrale Anlagen können rasch im Gigawattmaßstab errichtet werden. Deswegen sollte gelten: Der Schnellere und Bessere gewinnt. Ausschreibungen müssen technologie- und größenoffen sein. Wenn Mindestgrößen festgelegt werden, wie es bisher geplant ist, sind die Stadtwerke automatisch raus – und das wäre fatal.

Welche Rolle können regionale und lokale Energiemärkte in einem Gesamtsystem spielen und sind solche Märkte überhaupt eine realistische Option?

Nitzschke: Diese Märkte müssen erst aufgebaut werden. Wenn die lokale Nachfrage organisiert ist, stellt sich das Angebot von selbst ein. Was fehlt, ist ein Akteur, der diese Nachfrage strukturiert, zum Beispiel regionale Netzbetreiber oder Versorger. Dafür sind Regionalitätsvorteile notwendig, beispielsweise bei der Direktbelieferung oder bei den Netzentgelten. Ein rein zentraler Kapazitätsmarkt lässt diese Potenziale ungenutzt.

Liesner: In der Praxis funktioniert das bereits: Die Stadt Lemgo ist mit ihrem Wärmenetz, Flusswärmepumpen, Photovoltaik und KWK ein gutes Beispiel. In Papenburg wurde eine Zentrale mit Großwärmepumpen, Blockheizkraftwerken, Power-to-Heat-Anlagen und Wärmespeichern gebaut. Das Unternehmen Benning Agrar im Münsterland nutzt Biogas, um lokale Wärmenetze und öffentliche Einrichtungen zu versorgen. Diese Beispiele zeigen: Wirtschaftlichkeit, Klimaneutralität und Versorgungssicherheit schließen sich nicht aus, wenn engagierte Akteure vor Ort die Umsetzung vorantreiben.

Welche politischen Änderungen sind nötig, damit Stadtwerke stärker in Energieprojekte investieren?

Liesner: Bislang hängt es oft von Einzelpersonen ab, die sich trotz aller Widerstände engagieren. Wir brauchen ein klares politisches Bekenntnis, dass Stadtwerke gebraucht werden. Wenn dieses Bekenntnis beispielsweise aus dem Wirtschaftsministerium käme, wäre das ein wichtiger Schritt. Dazu gehört auch, KWKG, Kraftwerksstrategie und Wärmeplanung zu verzahnen. Viele Kommunen handeln heute isoliert, ohne das große Ganze zu sehen. Wichtig ist, dass die entsprechenden Gesetze endlich verabschiedet werden, statt ewig zu diskutieren.

Nitzschke: Ich möchte nochmals betonen: Kraftwerksstrategie und Kapazitätsinstrument müssen technologie- und größenoffen ausgestaltet werden, und es braucht mehr regionale Freiheit. Das heißt, wir müssen Deregulierung in der Praxis ermöglichen – zum Beispiel für Direktbelieferung, Energy Sharing oder regionale Erzeugernetze. Pilotregionen könnten zeigen, wie es geht, daraus sollte man dann schnell lernen und skalieren.