Vorab: Mit dem seit der Ampel wieder in Fahrt gekommenen Ausbau der erneuerbaren Energien, insbesondere der PV, werden inzwischen leider auch einige Baustellen an anderer Stelle im Stromsystem ersichtlich. In Deutschland liegt ein sehr starker Fokus auf dem Ausbau dezentraler PV im sehr kleinen Leistungsbereich (Aufdachanlagen). Diese sind in den meisten Fällen schlicht nicht gesteuert und speisen bei vorhandener Sonne stumpf in das Netz ein (sofern da kein Heimspeicher etc.) besteht. Das Problem ist nun, dass mit dem Ausbau der PV in den letzten Jahren immer öfter der Fall besteht, dass wir quasi zu viel Storm haben, weil wir einerseits die Abnahme nicht so ohne weiteres erhöhen können und es andererseits auch eine gewisse konventionelle Kraftwerksleistung gibt, die nicht einfach mal abgeschaltet werden kann (es gibt z.B. KWK-Prozesse in der Industrie, die müssen weiterlaufen und können nicht unterbrochen werden).
Das war bislang noch nicht so kritisch, aber mit der wachsenden Anzahl an PV muss (leider) eine Lösung für das Problem gefunden werden und mehr Last (unbeachtet lokaler Engpässe) können wir nicht so schnell herbeizaubern, wie es notwendig wäre. Wir haben in Deutschland eine Grundlast von 40-60 GW und inzwischen eine PV Kapazität am Ende diesen Jahres von über 100 GW (Energy-Charts). Historisch bedingt ist davon der überwiegende Teil ungeregelte PV (und weiter ansteigende ungeregelte Kapazität. Ergo, es gibt Zeitpunkte, wo es ohne Abschaltungen ein Problem für die Stromnetze gibt.
Nun zu der Fragestellung: Auf der Webseite des BMWK ist leider immer noch der veraltete Referentinnenentwurf zu finden und nicht die neue Version vom Oktober. Von daher beziehe ich mich auf die Stellungnahme des BDEW (BDEW-Stellungnahme zum 2. Referentenentwurf EnWG-Novelle (Endkundenmärkte, Netzausbau, Netzregulierung) | BDEW), die aus meiner Sicht etwas breiter auf die Aspekte eingeht, als die hier eingangs genannte Einordnung des DGS.
Aus meiner Sicht sind zwei Aspekte relevant: Zum einen, dass die Vergütung bei negativen Preisen entfällt. Das ist von Expertinnen schon länger als eine Option angesehen worden, das Problem durch einen regulatorischen Anreiz zu verringern. Es soll nicht mehr um eine fixe zeitliche Förderdauer gehen, sondern um eine Förderung der Strommenge. Der Zeitraum wäre also variabel. Das setzt einen Anreiz die Anlagen entsprechend anderes zu vermarkten, bedarf aber weiterhin die Technik die Einspeisung in diesen Stunden auch abzuregeln. Ohne diese Technik kommt es schlicht zu weiterer Einspeisung es gibt in den Momenten nur kein Geld (das eigentliche Problem ist aber nicht behoben).
Kommt der Punkt der Technik ins Spiel. Das ist wohl auch einer der Knackpunkte, weil dadurch (und was an Technik von Regulierung und Netzbetreibenden gefordert wird) die Anlage deutlich teurer wird. Daher auch die Regelung (quasi bekannt aus der Vergangenheit), dass ohne Technik die Einspeiseleistung am Netzverknüpfungspunkt reduziert sein muss (früher mal die 70% Kappung). Persönlich finde ich die Regelung an sich sinnvoll, nur die Anforderungen an die Steuerungstechnik zu hoch. Da schlägt mal wieder die deutsche Umsetzung der Digitalisierung durch (ähnlich wie bei Smart Metern und intelligenten Messeinrichtungen), es würde einfacher und günstiger gehen.
Der DGS bringt auch noch weitere Optionen ins Spiel, wie Fassaden-PV oder eine andere Ausrichtung der Anlagen stärker zu fördern. Allerdings wäre das wieder nur kurzfristig hilfreich. Langfristig ist es notwendig das ganze System auch auf der Einspeiseseite mehr zu flexibilisieren. Es soll ja nicht bei 100 GW Pv stehen bleiben und auch bei besser ausgerichteten PV Analgen wird es das grundsätzliche Problem auch in Zukunft und auch mit einer wesentlich flexibleren Nachfrage geben.