Wie wirkt sich die im Artikel genannte Kostendifferenz von 11 zu 31 Cent konkret auf die Investitionsrechnung eines Stadtwerks mit ca. 50.000 Zählpunkten aus, wenn die Bundesnetzagentur gemäß § 6 StromNEV und § 12 ARegV die Effizienz von neuen H2-ready Gaskraftwerken prüft?

Für ein Stadtwerk dieser Größe bedeutet die Kostendifferenz ein erhebliches regulatorisches Risiko: Investitionen in Gaskraftwerke (31 Cent/kWh) könnten in der Kostenprüfung durch die BNetzA als ineffizient eingestuft werden, wenn nicht nachgewiesen wird, dass günstigere Alternativen wie Speicher (11 Cent-Pfad) oder Flexibilitätsmanagement nach § 14a EnWG voll ausgeschöpft wurden. Um eine Nicht-Anerkennung der Kosten in den Erlösobergrenzen zu vermeiden, muss die Investitionsstrategie belegen, dass die Gaskapazitäten rein als notwendige Absicherung der Residuallast bei Dunkelflauten dienen und nicht als primäre Erzeugungsquelle geplant sind.

Welche praktischen Infrastruktur-Maßnahmen sollte ein Stadtwerk mit 20.000 Fernwärmekunden ergreifen, um die hohen Grenzkosten der Gasverstromung durch die Umsetzung von § 14a EnWG und Demand-Side-Management (DSM) zu umgehen?

Das Stadtwerk sollte massiv in die Digitalisierung der Netzstationen und die Implementierung von Steuerungsboxen bei steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (Wärmepumpen, E-Ladestationen) investieren. Durch aktives Lastmanagement kann der Strombedarf in Zeiten hoher EE-Einspeisung verschoben werden, wodurch der Zukauf teurer Gas-Residuallast (bis zu 31 Cent/kWh) minimiert wird. Für den Fernwärmebereich empfiehlt sich zudem die Installation großskaliger Power-to-Heat-Anlagen und thermischer Speicher, um die 11-Cent-Vorteile erneuerbaren Stroms direkt in den Wärmesektor zu übertragen.

Wie kann ein mittelgroßes Stadtwerk mit 150 Mitarbeitern die regulatorischen Anforderungen an die Versorgungssicherheit (§ 1 EnWG) mit dem Ziel der Netzentgeltstabilität vereinbaren, wenn Redispatch-Kosten nach §§ 13, 13a EnWG zunehmend in den Effizienzvergleich rücken?

Das Stadtwerk muss seine Netzplanung nach § 11 EnWG von einer rein ausbauorientierten hin zu einer flexibilitätsorientierten Strategie transformieren. Durch den Einsatz lokaler Batteriespeicher zur Netzstabilisierung können Redispatch-Bedarfe gesenkt werden, was die Netzentgelte stabilisiert. Da Speicher laut Lernkurve im Preis sinken, erfüllen sie das Gebot der Preisgünstigkeit besser als konventioneller Netzausbau oder teurer Redispatch durch Gaskraftwerke, wodurch das Stadtwerk die regulatorische Konformität gegenüber der Aufsichtsbehörde sicherstellt, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden.

Kostendebatte Erneuerbare vs. Erdgas: Regulatorische Weichenstellungen für Stadtwerke zwischen Effizienz und Versorgungssicherheit

Die Energiewirtschaft steht vor einer Zerreißprobe zwischen ökonomischer Optimierung und regulatorischer Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Eine aktuelle Studie der Deutschen Umwelthilfe (DUH) und des Wirtschaftsverbandes Windkraftwerke setzt die Systemkosten für Wind- und Solarenergie bei rund 11 Cent pro Kilowattstunde (kWh) an – inklusive Netzausbau und Speichern. Im Gegensatz dazu werden für moderne Erdgaskraftwerke bis zu 31 Cent pro kWh veranschlagt. Während die Erneuerbaren-Lobby die Kosteneffizienz feiert, warnt die Gaswirtschaft vor einer Unterschätzung der Residuallast-Problematik.

Für Sie als Entscheidungsträger in einem Stadtwerk stellt sich nicht nur die Frage nach der Rentabilität, sondern vor allem nach der regulatorischen Konformität Ihrer zukünftigen Erzeugungs- und Netzstrategie. Warum müssen Sie sich gerade jetzt mit diesen Zahlen auseinandersetzen?

1. Das Spannungsfeld des § 1 EnWG: Preisgünstigkeit vs. Versorgungssicherheit

Gemäß § 1 Abs. 1 EnWG ist Zweck des Gesetzes die „möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas“. Die Studie greift hier das Ziel der Preisgünstigkeit auf. Wenn die Systemkosten der Erneuerbaren tatsächlich nur ein Drittel der Gaskosten betragen, geraten Investitionen in neue fossile Kapazitäten unter Rechtfertigungsdruck.

Doch die Regulatorik kennt kein „Entweder-oder“. Die Versorgungssicherheit ist ein gleichrangiges Ziel. Der Verband der Gas- und Wasserstoffwirtschaft weist zu Recht darauf hin, dass die Verfügbarkeit in mehrtägigen Dunkelflauten durch rein volatile Erzeuger nicht gewährleistet werden kann. Für Stadtwerke bedeutet dies: Eine einseitige Ausrichtung auf die (günstigeren) Erneuerbaren ohne Absicherung der gesicherten Leistung könnte im Rahmen der Netzentwicklungsplanung zu Konflikten mit der Aufsichtsbehörde führen.

2. Die Lernkurve der EE und die Anreizregulierung (ARegV)

Die in den Recherche-Ergebnissen zitierte Lernkurve des Fraunhofer IWES zeigt: Bei Windenergie sinken die Kosten um ca. 10 % je Verdoppelung der installierten Leistung, bei Photovoltaik sogar um 20 %. Diese Effizienzgewinne sind für Stadtwerke im Kontext der Anreizregulierung (ARegV) von zentraler Bedeutung.

Nach § 12 ARegV werden Netzbetreiber zu einer effizienten Leistungserbringung angehalten. Sinken die Kosten für die Integration erneuerbarer Energien (z. B. durch günstigere Batteriespeicher zur Netzstabilisierung, wie in den Quellen [3] und [4] erwähnt), wirkt sich dies langfristig auf die Erlösobergrenzen aus. Werden Investitionen in teure Gaskraftwerke getätigt, die regulatorisch als „nicht notwendig“ oder „ineffizient“ eingestuft werden könnten, droht die Gefahr, dass diese Kosten in der Kostenprüfung durch die BNetzA gemäß § 6 StromNEV nicht voll anerkannt werden.

3. Kraftwerksstrategie und die Rolle steuerbarer Lasten

Die Bundesregierung hat mit der Kraftwerksstrategie (KWS) den Weg für wasserstofffähige Gaskraftwerke geebnet. Diese sollen als „Partner“ der Erneuerbaren fungieren. Regulatorisch wird dies über Kapazitätsmechanismen flankiert werden. Hier liegt der Knackpunkt für Stadtwerke: Die 31 Cent pro kWh für Gaskraftwerke aus der Studie reflektieren die Kosten bei geringen Volllaststunden.

Um diese Kosten zu senken, rückt das Demand-Side-Management (DSM) in den Fokus. Wie in Quelle [7] dargelegt, hilft Verbrauchsmanagement, die Last an die Erzeugung anzupassen. Regulatorisch wird dies durch § 14a EnWG (Integration von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen) massiv vorangetrieben. Stadtwerke, die Flexibilitäten im Netz aktiv managen, reduzieren den Bedarf an teurer Residuallast aus Gaskraftwerken und senken so die kalkulatorischen Systemkosten.

4. Redispatch 2.0 und die Kosten der Netzstabilität

Ein wesentlicher Teil der Systemkosten entfällt auf den Redispatch gemäß §§ 13, 13a EnWG. Wenn Wind- und Solaranlagen aufgrund von Netzengpässen abgeregelt werden müssen, entstehen Entschädigungszahlungen, die über die Netzentgelte auf die Letztverbraucher umgelegt werden.

Die Befürworter der Studie argumentieren, dass die Aufnahme der Redispatchkosten in den Effizienzvergleich (siehe Quelle [12]) notwendig ist, um Anreize für einen schnelleren Netzausbau zu setzen. Für Stadtwerke bedeutet das: Ein intelligentes Engpassmanagement und der Einsatz lokaler Speicher (Quelle [4]) sind keine technischen Spielereien, sondern regulatorische Notwendigkeiten, um die Netzentgelte stabil zu halten und die eigene Wettbewerbsposition zu sichern.

Warum Sie sich jetzt kümmern müssen: Strategische Handlungsempfehlungen

Warum sollte sich ein Stadtwerk-Geschäftsführer oder ein technischer Leiter mit diesem Kostenstreit befassen?

Investitionssicherheit prüfen: Wenn Sie planen, in Gaskraftwerke oder KWK-Anlagen zu investieren, müssen diese „H2-ready“ sein. Die Studie zeigt, dass rein fossile Business-Cases ökonomisch und regulatorisch (§ 10 Abs. 2 Klimaschutzgesetz) unter Beschuss stehen.
Netzplanung neu denken: Nutzen Sie die sinkenden Kosten für Speichertechnologien (Quelle [6]), um den Netzausbau nach § 11 EnWG zu optimieren. Speicher sind heute oft die günstigere Alternative zum konventionellen Netzausbau.
Flexibilitätsvermarktung: Implementieren Sie Prozesse für den neuen § 14a EnWG. Die Fähigkeit, Lasten zu steuern, wird zum entscheidenden Faktor, um die hohen Grenzkosten der Gasverstromung (die 31 Cent-Marke) im eigenen Portfolio zu umgehen.

Fazit der Expertin

Die Studie der DUH mag in ihrer Zuspitzung (11 vs. 31 Cent) politisch motiviert sein, doch sie legt den Finger in eine offene regulatorische Wunde: Die Kosten der Transformation. Als Stadtwerk dürfen Sie die Gaskraftwerke nicht als „Gegenmodell“ sehen, wie es der Verband der Gaswirtschaft betont, sondern als regulatorisch notwendige, aber teure Rückfalloption.

Ihre Aufgabe ist es, durch den Ausbau der Erneuerbaren und die konsequente Nutzung von Flexibilitäten (§ 14a EnWG, DSM) die Inanspruchnahme dieser teuren Backup-Kapazitäten zu minimieren. Nur so erfüllen Sie den gesetzlichen Auftrag der Preisgünstigkeit, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden. Die Regulatorik gibt Ihnen die Werkzeuge (Redispatch 2.0, § 14a EnWG) an die Hand – Sie müssen sie nun in Ihre Wirtschaftlichkeitsberechnungen integrieren.

Quellen und Belege:

EnWG (§§ 1, 11, 13, 13a, 14a, 21)
ARegV (§ 12)
StromNEV (§ 6)
BNetzA-Beschluss BK6-22-300 (Festlegung zu § 14a EnWG)
Fraunhofer IWES (2010): Lernkurven der Energietechnologien