In der energiepolitischen Diskussion klaffen Anspruch und Wirklichkeit weit auseinander, sagt Trianel-Geschäftsführer Sven Becker. Im EID-Interview zusammen mit seinem Kollegen Oliver Runte spricht er sich für Kapazitäts- und Flexibilitätsmärkte aus und berichtet von einem veränderten Risikomanagement und neuen Geschäftsfeldern im In- und Ausland.
EID: Herr Becker, das Bundesverfassungsgericht hat den Nachtragshaushalt 2021 gerade für nichtig erklärt. Die Übertragung von Corona-Geldern in den Klima- und Transformationsfonds der Bundesregierung war nicht verfassungskonform. Wie bewerten Sie die Situation?
Sven Becker: Das Urteil hat uns wohl alle kalt erwischt und setzt hinter die Finanzierung der Energiewende ein großes Fragezeichen. Die politische Herausforderung besteht nun darin, Kosten zu reduzieren, ohne die laufenden Transformationsprozesse in Energiewirtschaft und Industrie zu bremsen. Dazu müssen wir uns mit energiepolitischen Fragen ehrlich auseinandersetzen und auf marktwirtschaftliche Prinzipien zurückbesinnen. Wir brauchen stabile Rahmenbedingungen, denn der bereits eingeleitete Transformationsprozess darf keinesfalls in Frage gestellt werden, um den Wohlstand von morgen nicht zu gefährden. Absehbar ist, dass die Vergabe von Fördermitteln künftig restriktiver erfolgen wird. Projekte, bei denen die Frage der Wirtschaftlichkeit noch nicht abschließend beantwortet ist, müssen gezielt gefördert werden. Dann ist die Branche auch weiterhin bereit, in Zukunftstechnologien zu investieren. Aber die Politik ist jetzt gefordert, ein verbindliches Rahmenkonstrukt zu schaffen, um das verloren gegangene Vertrauen der Wirtschaft zurückzugewinnen und Planungssicherheit zu schaffen.
EID: Was hat das Jahr 2023 darüber hinaus geprägt, und welche energiepolitischen Herausforderungen leiten Sie daraus für die Zukunft ab?
Sven Becker: Nach dem extrem herausfordernden Jahr 2022 hat sich 2023 eine gewisse neue Normalität eingestellt. Ich glaube, wir haben – auch dank beherzter politischer Eingriffe – wieder zu mehr Stabilität zurückgefunden. Das, was die Regierung 2022 auf den Weg gebracht hat, zum Beispiel der schnelle Ausbau der LNG-Infrastruktur und die Energiepreisbremsen, hat 2023 seine Wirkung gezeigt. Auch das Gasspeicherbefüllungsgesetz hat dazu geführt, dass wir wirklich gut durch den Winter gekommen sind, die milde Witterung war dabei sicher auch hilfreich. Grundsätzlich haben sich die Preise aber auf einem höheren Niveau eingependelt. Und so leben wir in Zeiten des Umbruchs, nachdem uns die Ukrainekrise vor Augen geführt hat, dass wir uns stärker diversifizieren und unabhängiger machen müssen.
Ein Fokus-Thema dabei ist sicherlich der Ausbau der erneuerbaren Energien. Nach unserer Überzeugung klaffen hier Anspruch und Wirklichkeit weit auseinander. Es werden hehre Ziele ausgegeben: Der Kohleausstieg wird auf 2030 vorgezogen, zugleich sollen dann jährlich über 30.000 Megawatt regenerative Erzeugungsleistung neu installiert werden und bis dahin eine Elektrolyseleistung von 10.000 Megawatt errichtet sein. Dabei liegen wir in allen Themen der Umsetzung zurück und benötigen laut unterschiedlicher Analysen 20.000 bis 25.000 Megawatt gesicherte Leistung über Backup-Kapazitäten. Hierfür fehlt aber der energiepolitische Rahmen. Deshalb brauchen wir eine verlässliche Kraftwerks-Strategie. Für 2023 hätten wir hier gerne eine Deutschland-Geschwindigkeit gesehen, um Fakten zu schaffen. Ideal wäre ein durchdachtes ganzheitliches System, das den Markt anreizt und nicht nur den Netzbetreibern Investitionen vorschreibt.
EID: Lassen sich diese politischen Versäumnisse abfedern, Herr Runte?
Oliver Runte: Wir haben ein Umsetzungsproblem, denn meistens reden wir nur über die Symptome, beseitigen aber die Ursachen nicht. Sowohl beim beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien, beim Thema Preisstabilität oder auch bei der Diskussion um die Vermeidung von Preiszonen in Deutschland dreht sich im Endeffekt alles um den schleppenden Netzausbau. Am Ende muss die Infrastruktur aber funktionieren, und das gilt nicht nur für den Strom, sondern auch für die Gas- und künftig für Wasserstoffnetze. Hier muss der Rahmen schnell gesetzt werden, denn der Infrastrukturausbau braucht Zeit. Wenn es uns gelingt, eine Infrastruktur für LNG-Importe in so kurzer Zeit auf den Weg zu bringen, dann sollten wir auch andere Dinge umsetzen können. Dafür muss aber der politische Wille vorhanden sein. Wir müssen daran anknüpfen und brauchen, wie Sven Becker schon sagte, gesicherte Kapazität. Ob jetzt mit Gas oder Wasserstoff ist zweitrangig, aber wir brauchen relativ schnell die Erzeugungsleistung in der genannten Größenordnung, um die erneuerbare Kapazität von 360 GW absichern zu können. Die Bauzeiten für neue Kraftwerke bewegen sich zwischen sechs und sieben Jahren, es ist also nicht mehr realistisch, dass wir den Termin 2030 noch halten können. Klar ist aber auch, um Kraftwerke und Infrastruktur bauen zu können, brauchen wir auch eine vernünftige Verzinsung des Eigenkapitals. Dafür müssen wir jetzt die richtigen Rahmenbedingungen setzen.
EID: Sie sprechen vom Kapazitätsmarkt …
Sven Becker: (lacht und fährt sich mit der Hand durchs Haar) Manche von uns sind bei dem Thema schon grau geworden. Seit 2013 reden wir über den Kapazitätsmarkt. Die Diskussion basiert auf einer einfachen Logik. Wir haben zwei Produkte: Arbeit, also Kilowattstunden, und Leistung, beziehungsweise die Vorhaltung von gesicherter Leistung in Kilowatt. Dafür benötigen wir zwei Märkte und zwei unterschiedliche Preise. Die Bundesregierung hat sich 2016 aber für einen anderen Weg entschieden und so leben wir weiterhin mit dem Energy-Only-Modell.
EID: Welche Folgen leiten Sie daraus ab?
Sven Becker: Aufgrund der Situation ist in den letzten sieben Jahren nicht mehr in gesicherte Leistung investiert worden. Warum sollte dies auch getan werden, wenn diese nur dann abgerufen wird, wenn die Erneuerbaren eine Pause einlegen. Solch ein Risiko geht kein Investor mehr ein, ich halte das für eine totale Marktverzerrung. Die erneuerbaren Energien tragen zu mehr als 50 Prozent zu unserer Stromerzeugung bei, werden über das EEG aber immer noch abseits des Marktes gefördert, während konventionelle Kraftwerke die Residuallast, also die Differenz zwischen der regenerativen Erzeugung und dem Verbrauch, verlässlich liefern müssen. Das wird nicht funktionieren, deshalb brauchen wir eine aktive Diskussion um das Marktdesign.
EID: … die Plattform Klimaneutrales Stromsystem …
Sven Becker: Ja, seit eineinhalb Jahren diskutieren wir dort über ein neues Strommarktdesign, aber rausgekommen ist dabei bislang nichts, und bis zum Ende der Legislaturperiode erwarte ich auch keine neuen bahnbrechenden Fortschritte. Die Politik sollte sich hier ehrlicher machen und den Menschen erklären, dass wir mit dem aktuellen Tempo den Kohleausstieg bis 2030 nicht schaffen werden, es sei denn, wir deindustrialisieren Deutschland vollends und reduzieren so die Stromnachfrage.
Oliver Runte: Das ist sicherlich nicht das Ziel. Aber wir müssen uns schon fragen, wie wir in Zukunft eine stabile und sichere Stromversorgung gewährleisten wollen. Und diese Stabilität wird ja auch zunehmend von externen Faktoren beeinflusst. In diesem Herbst haben wir gesehen, dass die Gaspreise in Deutschland und Europa unter anderem von Streiks in Australien bestimmt werden.
EID: In diesen Tagen feiert das Trianel-Kraftwerk Lünen sein 10-jähriges Betriebsjubiläum. Welche Bedeutung hat die Anlage im deutschen Stromsystem?
Sven Becker: Mit seinem 750 MW-Steinkohleblock ist das Kraftwerk seit dem 1. Dezember 2013 im Regelbetrieb und hat auch in diesem Jahr einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit geleistet. Mit der Anlage in Lünen stellen wir fast 1 Prozent der gesicherten Leistung in Deutschland bereit und springen ein, wenn die Einspeisung aus erneuerbaren Energien in den Abendstunden oder in der Wintersaison zurückgeht. Volkswirtschaftlich hat das Kraftwerk damit einen großen ökonomischen Wert, der sich derzeit aber im Markt nicht abbilden lässt. Keine Frage, als Unternehmen stehen wir hinter dem gesellschaftlichen Konsens, aus der Kohleverstromung auszusteigen. Lünen hat aber einen unglaublich hohen Wirkungsgrad und kann sehr flexibel eingesetzt werden. Es würde sich insofern hervorragend für eine Versorgungssicherheits- Reserve eignen. Ein solches Kraftwerk mit eigentlich unbeschränkter Betriebsgenehmigung entschädigungslos stillzulegen, kommt einer Enteignung gleich.
Oliver Runte: Wir haben das Kraftwerk ertüchtigt und können Lünen nun zu 22Prozent Last runterfahren, aufgrund dieser Flexibilität können wir die Anlage recht gut an die marktbedingt hohen Preisvolatilitäten der Spot- und Intradaymärkte anpassen. Aber das Kraftwerk läuft gerade erst zehn Jahre lang und ist noch längst nicht abgeschrieben. Bislang schreibt die Anlage Verluste, um wirtschaftlich erfolgreich zu sein, müssten wir sie noch viele Jahre laufen lassen. Deshalb haben wir mehrfach vorgeschlagen, Lünen in eine Reserve für die Versorgungssicherheit zu überführen, denn es macht ökonomisch wenig Sinn, moderne hocheffiziente Anlagen stillzulegen und zugleich eine Armada neuer Gas- oder Wasserstoffkraftwerke zu bauen, die dann mit wenigen Volllaststunden die Schwankungen bei den Erneuerbaren ausgleichen sollen. Gemeinsam mit dem nordrhein-westfälischen Wirtschaftsministerium haben wir eine Studie auf den Weg gebracht, die die Potenziale einer möglichen Konversion in Richtung einer wasserstoffbasierten Anlage aufzeigt. Auch künftig werden wir die gesicherte Leistung aus Lünen zur Kapazitätssicherung benötigen.
EID: Für den Standort Hamm haben die Gesellschafter gerade grünes Licht für den Bau eines dritten wasserstofffähigen Kraftwerksblocks gegeben …
Sven Becker: Wir haben mit der Revision in diesem Sommer ein Leistungs-Upgrade durchgeführt und auch den zweiten Kraftwerksblock auf die Wasserstoffnutzung vorbereitet, das schafft für 900 MW Erzeugungsleistung eine neue Perspektive. Zudem soll ein weiterer GuDBlock mit zusätzlichen 500 MW kommen, der dann ebenfalls H2-ready ist. Unser Kraftwerksstandort in Hamm liegt in unmittelbarer Nähe zum geplanten Wasserstoff-Kernnetz und bietet damit für die Wasserstoff-Nutzung hervorragende Voraussetzungen. Was fehlt, sind die notwendigen Rahmenbedingungen, damit die geplanten Investitionen auch getätigt werden können. Konkret meine ich die Eckpunkte einer Kraftwerksstrategie. Dadurch verlieren wir viel Zeit. Die von der BNetzA im Versorgungssicherheitsbericht geschätzten 20 GW bis 2030 zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit erscheinen mir so eine Utopie.
EID: In diesem Sommer hat Trianel ihre Bilanz für 2022 vorgelegt und vom besten Ergebnis der Unternehmensgeschichte berichtet. Mit einem Vorsteuerergebnis von 66,3 Millionen Euro konnte das Vorjahresergebnis mehr als vervierfacht werden. Ist Trianel ein Profiteur der Krisensituation gewesen?
Sven Becker: Das in der Tat sehr gute Ergebnis ist weniger der Energiepreiskrise geschuldet, allenfalls haben die extrem hohen Preisvolatilitäten vielleicht verstärkend gewirkt. Das gute Ergebnis resultiert vor allem aus den Anstrengungen der letzten Jahre, Trianel neuaufzustellen. Wir haben uns in den vergangenen Jahren auf die Geschäftsbereiche Projektentwicklung, Handel und Beschaffung fokussiert und zwischen 2017 und 2019 entsprechend restrukturiert. Für uns war es schon seit längerem absehbar, dass durch den deutlichen Ausbau der erneuerbaren Energien und den Wegfall konventioneller Grundlast bei zugleich stetigem Verbrauch die Preisausschläge im Markt immer größer werden. Wir haben uns als Handelshaus so aufgestellt, dass wir von dieser Volatilität profitieren. Wir haben unsere Systeme und Prozesse optimiert und unsere Analysekompetenz und unser Risikomanagement verbessert. Das gute Ergebnis ist für uns eine Bestätigung, dass wir den richtigen Weg eingeschlagen haben. Die Energiepreiskrise war für uns ein Stress-Test, den wir erfolgreich bestanden haben.
EID: Wie haben sich durch die Situation im vergangenen Jahr die Beschaffungsstrategien Ihrer Stadtwerkepartner verändert?
Oliver Runte: Wir haben sehr viel Zuspruch für unsere Beschaffung und unser Risikomanagement bekommen. Getrieben von den hohen Marktpreisen haben traditionelle Beschaffungsstrategien, etwa für die Vollversorgung, aber auch das klassische Risikomanagement bei einigen Stadtwerkekunden nicht mehr funktioniert. Wir haben deshalb eine hohe Nachfrage nach Beratungsdienstleistungen verzeichnet und eine Renaissance des Portfolio-Managements für Strom und Gas erlebt. Dieser Trend hält auch weiterhin an, obwohl inzwischen wieder mehr Vollversorgungsverträge angeboten werden. Die Diversifikation von Lieferanten und die Beschaffung über unterschiedliche Zeiträume wird aber weiterhin ein wichtiges Thema bleiben. Zudem erkennen die Vertriebe unserer Stadtwerkekunden die Vorteile guter Prognosen für ihre Preismodelle.
EID: Was Sie da beschreiben, wäre doch sicherlich auch für den ein oder anderen Industriekunden von Interesse …
Sven Becker: Wir haben hin und wieder mal Anfragen für die Beratung von Industriekunden, und theoretisch können wir Akteuren, die im Großhandel agieren wollen, einen direkten Marktzugang oder Risikomanagement-Dienste anbieten. Aber die Unternehmen, die einen Stromliefervertrag haben wollen, die sind bei unseren Stadtwerke-Partnern besser aufgehoben. Es ist auch nicht unsere Politik, hier gegenüber unseren zuverlässigen Partnern als Lieferant und Dienstleister in den Wettbewerb zu treten. Perspektivisch wird für Industriekunden ein anderer Bereich spannend werden: Vor allem die leistungsgemessenen Kunden mit unterbrechbaren Prozessen können Flexibilität bereitstellen und in den Markt geben. Hier könnten wir über unseren 24/7-Trading-Desk kurzfristig Flexibilitätsoptionen vermarkten und in den Markt bringen. Aber dafür muss erst ein entsprechender Markt entstehen.
EID: Sehen Sie da Potenzial für neue Geschäftsmodelle?
Sven Becker: Wir haben bereits über die Transformationsprozesse und die Bereitstellung von gesicherter Leistung gesprochen. Bei der Flexibilität ist es ähnlich, sie kann sowohl von der Erzeugungsseite aber auch von den Verbrauchern bereitgestellt werden. Vor diesem Hintergrund haben wir schon vor Jahren einen Flexibilitäts-Index – den Trianel-Flexindex – aufgelegt, um den Wert der Flexibilität aufzuzeigen. Wir sehen hier einen kontinuierlichen Anstieg. Während der Ukraine-Krise hat sich durch die hohe Volatilität an den Märkten der Index nach oben bewegt und sich nun auf einem deutlich höherem Niveau eingependelt. Dort sehe ich durchaus ein Geschäftsfeld, in dem wir mit unserem Know-how in der Projektentwicklung und im Handel ein wichtiger Partner für Unternehmen im Energiemarkt sein können. Wir haben uns auch einige kommerzielle Batteriespeicherprojekte angesehen. Wenn der Staat nun aber beginnt, Heimspeichersysteme massiv zu fördern, dann ist der wirtschaftliche Erfolg solcher Batteriespeicher fraglich. Für den Industriebereich ist deshalb genauso wie für uns ein stabiler, verlässlicher Ordnungsrahmen existenziell wichtig.
EID: Seit Jahren engagiert sich Trianel beim Ausbau erneuerbarer Energien, welche Ziele haben Sie sich hier gesetzt?
Sven Becker: Bereits seit 2007 planen wir in unserem Netzwerk Wind- und Solarprojekte, die wir teils für Stadtwerke oder für unsere geschlossenen Erneuerbaren-Fonds entwickeln, an denen sich dann unsere Partner beteiligen können. Inzwischen haben wir rund 150 MW Photovoltaik-Leistung installiert, diesen Wert wollen wir in den kommenden zwei bis drei Jahren verdoppeln. Mit der Gründung unserer Sparte Trianel Energieprojekte haben wir die Projektentwicklung weiter professionalisiert und entwickeln mehr, als unsere Partner aufnehmen können, so dass wir fertige Projekte auch im Markt veräußern. In unserer Projektpipeline für Wind- und Solarprojekte haben wir ein Potenzial von 2.000 MW, damit sind wir für die kommenden Jahre gut ausgelastet.
EID: Ein ganz großes Thema ist aktuell ja auch die Wärmewende. Was können Sie ihren Stadtwerke-Partnern hier anbieten?
Sven Becker: Zum jetzigen Zeitpunkt sind die Projekte noch sehr stark konzeptionell und beratungsgetrieben. Absehbar werden wir damit in die Umsetzung gehen und analysieren gerade mit unseren Partnern, wie das konkret aussehen kann.
Oliver Runte: Beim Umbau der Wärmeversorgung ist die Digitalisierung sehr hilfreich. Wir unterstützen neben der Wärmeleitplanung auch bei der Transformation der Netze durch die Nutzung des digitalen Zwillings, einem Instrument zur Simulation von Szenarien zum Netzausbau von Wärmenetzen unter Einbindung des Wärmepumpen-Hochlaufs. Daraus lassen sich abgestimmte Konzepte für die regionale Transformation und Umsetzung vor Ort ableiten.
EID: Im Sommer hatten Sie angekündigt, den Markteintritt von Trianel in Österreich vorzubereiten. Welche Herausforderungen sehen Sie hier auf sich zukommen?
Oliver Runte: Natürlich gibt es Unterschiede zum deutschen Markt, etwa beim Netzanschluss oder bei der Regulatorik. Derzeit sind wir ganz zuversichtlich, dass wir das gut hinbekommen.
EID: Geht es konkreter? Welche Schritte haben Sie unternommen? Wie ist der Stand der Dinge?
Sven Becker: Es sieht gut aus, wir sind ja dafür bekannt, dass wir Wort halten und das, was wir ankündigen, auch umsetzen. Wir haben einen Partner gesucht und gefunden und sind gerade dabei eine gemeinsame Gesellschaft zu gründen. Vollzug werden wir verkünden können, sobald alle Verträge unterschrieben und die Eintragungen im Handelsregister vollzogen wurden. Viel wichtiger ist aber, dass wir uns mit dem neuen Partner bereits Flächen für Solarprojekte sichern konnten und damit einen Einstieg in den österreichischen Solarmarkt ebnen.
EID: Vielen Dank für das interessante Gespräch, hier bei Ihnen in Aachen!
Dieses Interview ist in der EID Chronik 2023 im Dezember 2023 erstmals veröffentlicht worden.