text: Auf der Seite des Hinein (in ambitioniertere Erneuerbaren-Aufwuchsziele) stand eine Ergänzung aus, um zu einem Wendekonzept zu kommen. Die haben die Bundesländer im Mai 2011 gebracht. Es war der Bundestag, der dies in einer Art Formelkompromiss bei seiner Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) im Sommer 2011 übernommen hat.1 Damit hat er es auch für die verstockte Bundesregierung verbindlich gemacht.2 Öffentlich geworden sind die Länderziele im Rahmen des geplanten Ausbaus des Übertragungsnetzes. Die aufsummierten, also nicht unter den Ländern abgestimmten, Erneuerbaren-Aufwuchsziele lauten:
  2022: mehr als 55%. Das ist relativ zu 2011 ein Zuwachs um mehr als 35 Prozentpunkte und damit mehr als doppelt so ambitioniert wie die Bundesregierung es wollte.
  2032: >75%. Das ist relativ zu 2022 ein Zuwachs um ca. 20 Prozentpunkte, d.h. eine Abflachung in der Ambition.
  Dieser Zwiespalt, so das paradoxe Ergebnis, stellt das Konzept und den Fahrplan der Energiewende (im Strombereich) dar – nicht etwas Eindeutiges, wie man erwarten würde. Fragt man, ob dieser Fahrplan „noch einzuhalten sei“, so lautet die Antwort: Das Problem mit der Energiewende ist nicht eine Verzögerung gegenüber dem Geplanten als vielmehr umgekehrt: Problem ist eine überschießende Dynamik, die über die Intentionen der Bundesregierung weit hinausgeht – vermutlich aber auch über das vernünftige Maß.
  Wenn es eines Tages ein ausgearbeitetes Konzept der Energiewende geben wird, so besteht es aus drei miteinander abgestimmten Paketen:
  dem Masterplan, der die Menge an Erneuerbaren-Erzeugungsanlagen angibt, die zuwachsen soll, und das regionalisiert und auf der Zeitachse bestimmt;
  dem (reformierten) „EEG 2.0“, das, als Teil eines reformierten Strommarktdesigns, die Anreize für Investoren so setzt, dass auch zu erwarten ist, dass der Aufwuchs von Erneuerbaren- sowie der erforderlichen Ausgleichs-Kapazitäten gemäß den Angaben des Masterplans erfolgt;
  dem Konzept des Netzausbaus, das auf das Mengengerüst des Masterplans bezogen ist und dafür sorgt, dass der Strom, der aus Erneuerbaren-Kraftwerken kommen soll, zu den Verbrauchern gelangen und also genutzt werden kann.
  Von diesen drei Paketen des Konzepts „Energiewende“ werden noch zwei von den Bundesländern beraten – moderiert vom Chef des Bundeskanzleramts. Allein der Netzplan steht zur Verabschiedung im Bundestag an – der Bundesrat hat bereits grünes Licht gegeben. Bei der Anhörung von Sachverständigen3 hat es zum Thema „Sicherheit der Stromversorgung“ keinerlei Einwendungen gegeben. Dabei liegen Gründe für Einwendungen gleichsam auf der Straße.
  Der Entwurf des Netzausbaus, den die Übertragungsnetzbetreiber erarbeitet hatten, folgte dem Kriterium der Sicherheit der Stromversorgung gemäß den dafür relevanten gesetzlichen Vorgaben.4 Die Bundesnetzagentur hat den Übertragungsnetzbetreibern attestiert, dem entsprochen zu haben. Um dann deren Plan um etwa ein Drittel zu kürzen und ihn, so gekürzt, zur Bestätigung an die Bundesregierung und an den Gesetzgeber weiterzuleiten. Sicher kann aber nur eines der beiden Netzkonzepte sein. Es sei denn, man akzeptiert einen ambivalenten Sicherheitsbegriff.
  Die Bestimmung des Sicherheitsniveaus eines Stromsystems wird bislang deterministisch vorgenommen, geleitet von dem klassischen (n-1)-Kriterium. Das Konzept selbst bedarf eines neuen Ansatzes, (a) in Form eines stochastischen Ansatzes und (b) in der Richtung, dass der enge Sicherheitsbegriff in Vorstellungen von Robustheit bis Vulnerabilität eingebettet wird. Dem würde entsprechen, wenn die Aspekte „kritischen Infrastrukturen“ und „cyber crime“ mit mehr bedacht würden als lediglich mit gesammeltem Schweigen – das auch angesichts von vier, bzw. nach dem Willen der Bundesnetzagentur sogar nur noch drei, HGÜ-Korridoren in Nord-Süd-Richtung.
  Die Aufgabe, für die Sicherheit der Stromversorgung in Deutschland zu sorgen, ist rechtlich anscheinend klar delegiert. Sie wurde den vier Übertragungsnetzbetreibern in Deutschland unter der Aufsicht der Bundesnetzagentur übertragen. Einschlägig sind die Vorgaben für die „Systemverantwortung“ (in § 13 EnWG) und für die „Sicherheit und Zuverlässigkeit“ (in Teil 6 EnWG). Die Regelungen in § 13 EnWG gelten allerdings nur in sehr kurzer Frist. Sie sind erst dann heranziehbar, wenn „die Sicherheit oder Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung ... <bereits> gefährdet oder gestört ist.“ Das heißt, erst wenn das sprichwörtliche Kind schon drauf und dran ist, in den Brunnen zu fallen, ist es gestattet einzugreifen. Maßgaben vorsorgender Natur, also z.B. einen Deckel auf den Brunnenschacht zu legen, sind eher in Teil 6 mandatiert.
  Nun geht es aber in der gegebenen historischen Stunde nicht mehr lediglich darum, die Sicherheit der Stromversorgung in ihrem Normalbetrieb zu gewährleisten. Die Energiewende im Strombereich ist radikal angelegt und pionierhaft zudem und verlangt deshalb mehr.
  Radikal, weil sie auf ein vollständig aus erneuerbaren Quellen gespeistes System zuläuft. Und zudem unter den Kraftwerkstechnologien, die sich aus erneuerbaren Quellen speisen, die volatilen, nicht willkürlich einsetzbaren Techniken Photovoltaik und Windnutzung dominieren lässt. Deren Flatterhaftigkeit erfordert einen Ausgleich, denn Sicherheit der Stromversorgung heißt Stabilität der Frequenz im Netz, und das auch unter neuen Bedingungen, bei starken und kurzfristig vorgegebenen Schwankungen in der Erzeugung. Diese Balancierung, dieser Ausgleich ist angebotsseitig durch Residuallast-Kraftwerke, Speicherung und Abregelung sowie nachfrageseitig durch vielfältige Demand-Side-Management-Optionen (DSM-Optionen) herzustellen. Und beides in einer Schnelligkeit, die der des Wechsels der Wetterlagen entspricht.
  Pionierhaft, weil sie darauf angelegt ist, erstmals in der Welt in einer Region ein Stromsystem zu realisieren, das allein aus erneuerbaren Quellen gespeist wird.
  Deutschland vollzieht den Übergang zu einem von volatilen Erneuerbaren dominierten Stromsystem, als ob es eine Insel wäre. Deutschlands Stromsystem ist in Wahrheit aber Mittelteil in einem überregionalen Verbundnetz; und deren Träger in der Nachbarschaft haben keine Pläne, die mit denen Deutschlands konform sind. Unter den gegebenen Umständen aber kann die inselartige Entwicklung nicht anders, als mit ihrer Umgebung in Wechselwirkung zu stehen.
  Das kann netzseitig kritisch werden. Deutschlands Ansatz gleicht dem, dass ein Partner beim Paar-Trampolin-Springen in einem anderen Rhythmus springen möchte als sein Team-Kollege. In einem schwingenden Gesamtsystem ist das sicherheitsrelevant. Zwar gilt: Asynchrones Paar-Trampolin-Springen ist möglich – es ist nicht zum Scheitern verurteilt. Es erfordert aber eine höhere Professionalität als synchrones Springen.
  Dominant unter den bislang entwickelten und konkurrenzfähig gewordenen Technologien, die sich aus erneuerbaren Quellen speisen, sind die Techniken der Photovoltaik und der Windnutzung. Sie weisen gegenüber den Stromerzeugungstechniken, die sie abzulösen angetreten sind, eine Besonderheit auf. Die Pointe ist: Dieser Wechsel in der Technologie der Erzeugungsanlagen tangiert zentral Netzeigenschaften.
  Mit Photovoltaik und Windkraftanlagen wird gleichsam die elementarste Form von Kraft (englisch: power = Elektrizität) direkt abgegriffen und zeitgleich in ein Netz eingespeist – die Volatilität von Sonnenschein sowie Wind & Wetter wird mit Nutzung dieser Technologien direkt netzpräsent. Nun ist die Gewährleistung der Stabilität der Netzbedingungen definitorisch identisch mit der Sicherheit der Stromversorgung. Sie war schon immer und ist auch in Zukunft ein gemeinsames Gut. Alle Verbraucher hängen am Netz, und von seinem Funktionieren hängt der Bestand extrem hoher Werte ab, die sich bei ihnen befinden. Die Ineffizienz verlorener Stromsicherheit wird deutlich in Gebieten, wo beinahe jedes Unternehmen sich mit Notstromdieseln selbst schützt, also aus der Produktion gemeinsamer Sicherheit ausschert.
  Mit der Energiewende wird die gemeinsame Sicherheit zu einem Gut von gesteigert prekärem Charakter. Die Bedingungen physikalisch-natürlicher Selbststabilität werden abgebaut. Bislang wird Strom weit überwiegend aus Dampfkraftwerken mit Generatoren erzeugt, die eine starke rotierende Masse darstellen. Da wird Wechselstrom mit etlichen komfortablen Nebeneigenschaften explizit produziert, darunter der, die Stabilität eines dynamischen Netzzustands tendenziell selbstregulierend zu halten. Nun geht es hin zu einem Stromsystem, das dominant aus dem lediglich abgeernteten, gleichsam nackten Strom aus Sonne und Wind gespeist wird. Die komfortablen sicherheitsunterstützenden Leistungen gehen verloren.
  Wesentlich ist die entfallende Schwungmasse und damit die entfallende Primärregelung der Windkraftanlagen, deren Umrichtertechnik auf dem Vorhandensein eines stabilen Netzes (starres Netz) beruht und die eine Änderung der Netzfrequenz nicht in eine Leistungsabgabeänderung umsetzen. Das gilt für die Onshore-Anlagen und die kommenden Offshore-Anlagen (vor allem bei Gleichstromanbindung) in gleicher Weise. Es handelt sich bei diesem Strom lediglich um künstlich hergestellten Wechselstrom, der über einen Direktkontakt zu Schwungmassen nicht mehr verfügt – er ist von der Qualitätsstufe, die für Strom aus Dampfkraftwerken typisch war und bislang deswegen üblicherweise geliefert wurde, auf eine Qualitätsstufe degradiert worden, den Photovoltaikstrom von sich aus hat. Das bringt eine Einschränkung der natürlichen Netzstabilität und damit der Sicherheit mit sich.5
  Die HGÜ-Form der Anbindung selbst ist, über die extreme räumliche Trennung von Erzeugung und Verbrauch hinaus, zusätzlich sicherheitsrelevant. HGÜ-Leitungen sind nicht mehr Teile eines Netzes im ursprünglichen, vertrauten, selbststabilisierenden Sinne. HGÜ-Leitungen sind kein Netzelement, sondern willkürlich einsetzbare, zwischengeschaltete Punkt-zu-Punkt-Verbindungen.
  Historisch kontingent ist, dass das Verteilnetz in Deutschland weitgehend noch in dem Stadium ist, in dem dessen natürliche Ausgleichs-Selbstregularität verlässlich ist. Es besteht keine Notwendigkeit, es zu steuern, und also gibt es auch keinen Grund, es mit Monitoring- und Diagnose-Tools so auszustatten, dass man wissen kann, was da jeweils wo passiert. Es handelt sich also (überwiegend) (noch) um keine Smart Grids. Smart sind zur Zeit lediglich die Übertragungsnetze, die die Übertragungsnetzbetreiber besitzen und beaufsichtigen. Mit dem Konzept der Energiewende verlagert sich nun die Stromerzeugung von Groß-Dampfkraftwerken, die in Übertragungsnetzbetreiber-Netze einspeisen, hin zu kleineren bis Kleinst-Erzeugungseinheiten, die nicht mehr in die Übertragungsnetze der Übertragungsnetzbetreiber einspeisen. Die Übertragungsnetzbetreiber sind aber für die Sicherheit verantwortlich und vermögen ihren Netzteil auch penibel zu überwachen. In den Verteilnetzen hingegen, in die zunehmend eingespeist wird, herrschen gegenwärtig hinsichtlich Steuerbarkeit noch gleichsam Blindflugbedingungen ohne Instrumentierung – und hinsichtlich des Eigentums eine kaum überschaubare Diversität. So ist es – noch.
  Historisch kontingent und spezifisch für die besondere Form des Erneuerbaren-Ausbaus in Deutschland ist die Entscheidung, mit erheblichen Kapazitäten in die besonders aufwändige und herausfordernde Windkraft auf See zu gehen, und zwar konzentriert in die Nordsee, in den schmalen „Entenschnabel“, der Deutschlands Hoheitsgebiet dort ausmacht. Dort im Nordwesten Deutschlands, in extremer Randlage, deshalb in extremer räumlicher Konzentration, ist seit langem der Aufbau einer Kapazität in der Größenordnung von über 20 GW vorgesehen. Das entspricht der Kapazität des bis Anfang 2011 in Deutschland verfügbaren Kernkraftwerksparks. Einiges an Erzeugungskapazitäten wird bereits errichtet, die Infrastruktur befindet sich mit einer Auslegung, die für die gesamte vorgesehene Erzeugungskapazität reicht, bereits im Aufbau. Das ist nicht mehr rückgängig zu machen.
  Die Entscheidung für diese extreme räumliche Form der (Nicht-)Verteilung der Windkraftanlagen auf Deutschlands Territorium ist weit entfernt vom Optimum, sie ist historisch zufällig. Aber sie ist gefällt. Ihre Kosten sind Sunk Cost – Lamentieren hilft nicht (mehr). Wesentlicher Grund für sie ist ein, stark parteipolitisch motivierter, deswegen lange Jahre ideologisch überhöhter Gegensatz zwischen Süd- und Nordländern. Die (traditionell mit Kernkraftwerken reichlich ausgestatteten und schwarz bzw. schwarz-gelb regierten) Südländer (Bayern; Baden-Württemberg) verharrten lange Jahre auf der Position, auf eigenem Territorium zwar mittels reicher Ausstattung mit Photovoltaik Sonnenenergie ernten zu wollen, sich der Windernte aber zu verweigern. Diese technologisch asymmetrische Positionierung ist inzwischen mit dem Abräumen der Kernenergie überwunden. Aufgrund dieser ursprünglichen Positionen war eine darauf bezogene Gestalt des für Deutschland konzipierten Übertragungsnetzes erforderlich, sie ist nicht mehr rückgängig zu machen – es sei denn, man wollte das gesamte Nordsee-Offshore-Abenteuer abblasen, und wäre bereit, Ruinen stehen zu lassen.
  Charakteristisch für die Gestalt des konzipierten Übertragungsnetzes ist die erhebliche Erweiterung der Kapazitäten für den Stromferntransport in Nord-Süd-Richtung. Also haben die Übertragungsnetzbetreiber in der von ihnen verantworteten Netzplanung vier Trassen für „Stromautobahnen“ in Nord-Süd-Richtung vorgesehen. Hinzugekommen ist die Entscheidung der Bundesregierung, als Vorgabe für den Netzplan, sämtliche Stromautobahnen in der technologisch pionierhaften Form von Gleichstromverbindungen (HGÜ) auszuführen. Das sind, wie erwähnt, reine Punkt-zu-Punkt-Ferntransport-Verbindungen – bisherige Kernkraftwerks-Standorte sind Start- und Endpunkte. Aus der Sicht des Netzes im Süden, wo bei Neckarwestheim und Grafenrheinfeld beispielsweise Endpunkte sind, ist das so, als ob der Windkraftanlagenpark in der Nordsee direkt das entfallende Kernkraftwerk ersetzt.
  Sicherheit ist letztlich immer etwas Produziertes, ihr Niveau ist deshalb abhängig von der Organisation von Zuständigkeiten. Das gilt insbesondere, wenn die Produktion stark dezentralisiert ist. Beim Strom waren Erzeugung und Netz bis zum Zeitpunkt der Liberalisierung, wenn auch in vier Teilen (Demarkationsgebieten), in je einer Hand. Mit der Strommarktliberalisierung wurde die Verantwortung für die Erzeugung von Strom von der für den Netzbetrieb organisatorisch getrennt – die Erzeugung ist seitdem wettbewerblich organisiert, das Netz hingegen wird monopolartig geführt. Beides ist im Rahmen einer neu konzipierten Aufsicht unter unterschiedliche Organe (Kartellamt und Bundesnetzagentur) gestellt. Die Verantwortung für die Sicherheit des gesamten Systems war nun neu zu allokieren.
  Im Ergebnis ist sie einer Seite, den Netzverantwortlichen, übertragen worden – also Übertragungsnetzbetreibern und Bundesnetzagentur-Aufsicht. Wenn es nun aber so ist, dass
  der Wandel im Bereich der Erzeugung, hin zu Photovol­taik und Windkraft, strukturell netzdestabilisierend ist bzw. sein kann, und
  die Netzverantwortlichen zum Ausgleich immer stärker mit Ersatzvornahmen auf Erzeugungsseite eingreifen müssen,
  dann ist eine Trennung der Verantwortlichkeiten für das Funktionieren des Systems als Ganzem in dem Maße zunehmend künstlich und riskant, wie der Anteil dieser Erneuerbaren wächst. Die Verantwortung für die Sicherheit der Stromversorgung seitens der Netzverantwortlichen erfordert umfassende Durchgriffsrechte bis weit in den Erzeugungsbereich hinein – wie sie nun schrittweise auch geschaffen werden.6
  Eine ernstgenommene Verantwortung für die Sicherheit der Stromversorgung geht bis dahin, dass ihr erlaubt werden muss, Rechte für Entscheidungen, die sich bislang das Parlament zu treffen vorbehält, einzuschränken. Ein Zeichen an der Wand ist die über das letzte Jahrzehnt aufgewachsene 50,2 Hertz-Problematik. Charakteristisch für sie ist, dass nicht Eigenschaften einer (jeden) Einzelanlage die Netzstabilität gefährden, die Gefährdung ist vielmehr Produkt der Photovoltaik-Kleinanlagen in Summe und zudem nur ab einem Schwellenwert, sofern ihr Anteil ein gewisses Maß übersteigt. Bei dieser Charakteristik sah sich keine Institution in der Verantwortung, diese Gefährdung analytisch zu durchdringen und der, eigentlich absehbar, aufwachsenden Problematik antizipativ zu begegnen. Aus ihr wurde bislang nur technologisch durch verordnete Nachrüstung eine Konsequenz gezogen.7 Hinsichtlich des organisatorischen Versagens bleiben die Augen bislang geschlossen.
  Die Netzverantwortlichen selbst sind in Deutschland überdies noch in vier Übertragungsnetzbetreiber zerstückelt. Zusammengenommen gilt: Das sind lauter organisatorische Bedingungen, angesichts derer ein im Sicherheitsmanagement erfahrener Profi spontan, auf den ersten Blick sagen würde: Die Voraussetzungen dafür, dass es über kurz oder lang schief geht, könnte man kaum „geeigneter“ zusammenstellen.
  1	Mittels eines rein verbalen Hoch-Pushens der quantitativ unveränderten Ziele der Bundesregierung pro Jahrzehnt, durch die Zielformel in § 1 (2) EEG: „mindestens zu erhöhen auf y Prozent spätestens bis zum Jahr 20x0“.
  2	Die öffentlichen Äußerungen seitdem zeigen: Das BMU akzeptiert das Gesetz; das BMWi dagegen demonstriert seine Auffassung, über dem Gesetz zu stehen.
  4	In § 12b (1) EnWG heißt es „Der [...] Netzentwicklungsplan muss alle [...] Maßnahmen [...] enthalten, die [...] für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind.“
  5	Eine erprobte Lösung für dieses Problem fehlt bislang. In der Fachliteratur findet man hierzu etwas unter den Stichworten ROCOF (Rate of Change of Frequency), d.h. 1. Ableitung der Netzfrequenz nach der Zeit) und „emulated inertia“ (synthetische/simulierte Schwungmasse).
  6	Der krönende „Schlussstein“ dieses Prozesses wird die Verordnung sein, mit der das Mandat in § 53 EnWG umgesetzt werden wird. In diesem von der EU vorgegebenen, wenig beachteten Mandat heißt es: „Sofern die Versorgungssicherheit [...] durch vorhandene Erzeugungskapazitäten oder getroffene Energieeffizienz- und Nachfragesteuerungsmaßnahmen allein nicht gewährleistet ist, kann die Bundesregierung [...] ein Ausschreibungsverfahren [...] für neue Kapazitäten oder Energieeffizienz- und Nachfragesteuerungsmaßnahmen vorsehen“.
  7	Neufassung von § 12 Absatz 3a Buchstabe c EnWG. Damit wurde ermöglicht, im „Interesse der technischen Sicherheit und der Gewährleistung der Stabilität des Elektrizitätsversorgungssystems durch Rechtsverordnung technische Anforderungen für Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie festzulegen und entsprechende Nachrüstungen für diejenigen Altanlagen anzuordnen, die den Vorgaben nicht genügen.“
  Energierecht : Energiewirtschaftsgesetz, Energiesicherungsgesetz, Erneuerbare-Energien-Gesetz, Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz, Energiestatistikgesetz, Energieleitungsausbaugesetz, Bundesbedarfsplangesetz, Netzreserveverordnung, Systemstabilitätsverordnung, Erneuerbare-Energien-Verordnung, Energiedienstleistungsgesetz, Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie : Textausgabe mit ausführlichem ...
  Forschung für die Energiewende - Die Gestaltung des Energiesystems : Jahrestagung 2017 des ForschungsVerbunds Erneuerbare Energien, 8. und 9. November 2017, Umweltforum Berlin
  Forschung für die Energiewende - Die Gestaltung des Energiesystems : Jahrestagung 2016 des ForschungsVerbunds Erneuerbare Energien, 2. und 3. November 2016, Umweltforum Berlin
  Ansätze einer nachhaltigen Energiepolitik in Russland : Entwicklung der Förderpolitik für erneuerbare Energien mit einem Exkurs zur Region Murmansk
  
  Am 2. Dezember 2020 veranstaltete das AußenwirtschaftsCenter São Paulo im Rahmen der Webinar-Reihe EXPERT FORUM Brazil ein Live-Webinar zum Bergbausektor in Brasilien.