Energiewende - Raus aus dem Chaos
Author: Markus Rövekamp
Date: 2014-04-29T00:00:00+00:00
Keywords: Business & Karriere; Esoterik; Fachbücher; Sozialwissenschaft; Soziologie; Politik; Naturwissenschaften & Technik; Umwelt & Ökologie; Politik & Geschichte; Politik nach Bereichen; Energiepolitik
Description: Offshore-Windkraftanlagen, Stromtrassen, EEG, unkonventionelles Gas, Energiemix, Einspeisevergütung, Atomausstieg, … Wissen Sie, was das alles für Sie bedeutet? Dieses Buch schafft noch nie dagewesene Klarheit im heillosen Durch einander. Es zeigt den Blackout, der sich scheinbar in den Köpfen der Handelnden ausgebreitet hat. Folgt nun bald der echte Blackout? Wie viel Geld wird wirklich verschleudert? Wann wird Energie unbezahlbar? Dieses Buch schafft Durchblick, analysiert und erläutert. Es zeigt Wahrheiten auf, die viele gern vertuschen würden. Sie erhalten klare und fundierte Antworten, di
Publisher: Monsenstein und Vannerdat

Markus Rövekamp, »Energiewende – Raus aus dem Chaos«

© 2014 der vorliegenden Ausgabe: Edition Octopus im

Verlagshaus Monsenstein und Vannerdat OHG Münster.

www.edition-octopus.de

© 2014 Markus Rövekamp

Alle Rechte vorbehalten

Satz und Grafik: OCTOPUS GmbH & Co. KG, Bochum

Umschlaggestaltung: OCTOPUS GmbH & Co. KG, Bochum

ISBN 978-3-95645-156-0
eBook-Herstellung und Auslieferung:
readbox publishing, Dortmund
www.readbox.net

Energiewende –

Raus aus dem Chaos!

Vorwort

Unsere Energieversorgung befindet sich in einem massiven Umbruch. Energiewende lautet das politische Schlagwort. Aber wer blickt heute wirklich noch durch bei dem Dschungel an Gesetzen und Verordnungen, Behörden und Ämtern, Regulierungsbestimmungen, Förderprogrammen und Fachbegriffen? Kennen Sie die Hintergründe zu Begriffen wie EnWG, KWKG, EEG, unkonventionelles Gas, Transportnetzbetreiber, Versorgungssicherheit, Energieeffizienz nach ISO-Standard, Energiespeicher, BNetzA, Kyoto-Protokoll, Energiemix, Einspeisevergütungund Preisregulierung? Und verstehen Sie, wie diese Dinge miteinander zusammenhängen? Oder verstehen Sie nur noch Bahnhof?

Das wäre keineswegs verwunderlich. Mit nahezu hundertprozentiger Sicherheit kann man sagen, dass es niemanden gibt, der das gesamte Zusammenspiel von Energiemärkten, Politik, Regulierung und der in Deutschland überwiegend privatwirtschaftlich organisierten Energiewirtschaft noch überblickt. Und das gilt leider auch für unsere Politiker.

Dieses Buch zeigt Ihnen in verständlicher Weise die Zusammenhänge der Energiewirtschaft auf und weist auf eklatante Fehler der deutschen Energiepolitik hin. Es thematisiert, warum die Strompreise explodieren, die „Energiedinosaurier“ aussterben, sinnlose Windparks in der Nordsee gebaut werden, Deutschland das importierte Erdgas doppelt bezahlt und fehlende Speichermöglichkeiten die gesamte Energiewende in Frage stellen. Ferner erklärt das Buch, warum unsere Energieversorgung zunehmend zur Bedrohung für unsere Wirtschaft wird.

Aber was ist zukünftig notwendig und was muss die Politik leisten? Welche Techniken und Rahmenbedingungen sind erforderlich, und was können Bürger und Industrie erwarten? Die Energieversorgung auf eine neue Basis zu stellen ist eines der größten Projekte, die sich Deutschland je vorgenommen hat. Sicherlich gibt es als Antwort auf diese Fragen nicht die eine Lösung. Aber ein politisches, wirtschaftlich tragbares und technisch zuverlässiges Konzept, das die Versorgungssicherheit gewährleistet, hat bisher noch keine Partei auf den Weg gebracht. Ob es die neue große Koalition schafft, ist noch offen.

Dieses Buch ist nicht an einer politischen Parteinahme interessiert und möchte auch nicht für irgendeine Sache Lobby machen. Vielmehr hinterfragt es energiepolitische Ansätze, stellt Zusammenhänge dar und wagt einen Ausblick, wie ein schlüssiges Energieversorgungskonzept in der Zukunft aussehen könnte. Es mangelt in Deutschland nicht an guten Vorsätzen zur Umsetzung der „Energiewende“, aber es fehlt an einem konsistenten inhaltlichen und organisatorischen Konzept. Hierzu möchte das vorliegende Buch einen Beitrag leisten.

Markus Rövekamp
Im März 2014

Inhaltsverzeichnis

Vorwort

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

1 Einleitung – Wie Sie dieses Buch nutzen können

Teil A: Grundlagen: Das brauchen Sie, um mitreden zu können!

2 Historie, Liberalisierung und Regulierung der deutschen Energieversorgung

3 Klimaschutz und Emissionen

4 Gesetze, die Sie kennen sollten

5 Energie- und Umweltpolitik

Teil B: Ausgangssituation, Ziele und Möglichkeiten – Utopisch oder realistisch? Entscheiden Sie selbst!

6 Energiemix und Energieziele

7 Technologien, die für die Energiewende wichtig sind

Teil C: Auswirkungen und Folgen der Energiepolitik:
Aus Fehlern lernen!

8 Politisch verfehlte Förderpolitik

9 Problematische Infrastruktur

10 Folgen für Bürger und Unternehmen

Teil D: Energiewende – So gelingt’s!

11 Warum die bisherige Energiepolitik scheitern wird

12 Das Konzept für den Erfolg der Energiewende

Anhang A – Abschaltung deutscher Kernkraftwerke

Anhang B – Übersicht der Technologien

Anhang C – Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Schematische Darstellung über den Aufbau der Strom- und Gasversorgung

Abbildung 2: Treibhausgasemissionen in Deutschland (Quelle: UBA)

Abbildung 3: Gesetze mit Auswirkungen auf die Energiewende

Abbildung 4: Das magische Fünfeck der Energieversorgung

Abbildung 5: Regierungen, Umwelt- und Wirtschaftsminister seit 1998

Abbildung 6: Zusammensetzung der EEG-Umlage 2013

Abbildung 7: Energieträger zur Strom-, Wärme- und Kälteerzeugung, sowie Mobilität

Abbildung 8: Primärenergiemix und -verbrauch 2012 (Quelle: AGEB e.V.)

Abbildung 9: Entwicklung erneuerbarer Energien als Primärenergieträger (Quelle: AGEB e.V.)

Abbildung 10: Stromerzeugung und -verbrauch 2012 (Quelle: AGEB e.V.)

Abbildung 11: Erneuerbare Energien in der Stromerzeugung (Quelle: AGEB e.V.)

Abbildung 12: Die „Politische Abkürzung“

Abbildung 13: Überblick der wesentlichen Energieziele,

Abbildung 14: Ziele für den Primärenergieverbrauch (Quelle: AGEB e.V.)

Abbildung 15: Ziele für Primärenergieträger (Quelle: AGEB e.V.)

Abbildung 16: Ziele für den Stromverbrauch (Quelle: AGEB e.V.)

Abbildung 17: Ziele für die Stromerzeugung (Quelle: AGEB e.V.)

Abbildung 18: Vorgaben zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden

Abbildung 19: Ziele zur Erhöhung des Elektro-PKW-Bestands (Quelle: KBA)

Abbildung 20: Ziele zur Reduktion der Treibhasgasemissionen (Quelle: UBA)

Abbildung 21: Übersicht Energieerzeugung und Speichermöglichkeiten,

Abbildung 22: Besitzverhältnisse am deutschen Gasnetz

Abbildung 23: Besitzverhältnisse am deutschen Stromnetz

Abbildung 24: Aufteilung der Stromkosten (Quelle: BNetzA Monitoringbericht 2012)

Abbildung 25: Prognose zu Primärenergieträgern und -verbrauch 2050

Abbildung 26: Energiemix der Zukunft

Abbildung 27: Optionen zur Deckung der Primärenergielücke

Abbildung 28: Energie-Pyramide

Abbildung 29: Aus der Energie-Pyramide abgeleitete Fördermaßnahmen

Abbildung 30: Gezielter Abbau der Förderungen bis 2050

Abbildung 31: Prognose zu Stromerzeugung und -verbrauch 2050

Abbildung 32: Strom-Wertschöpfungskette 2012

Abbildung 33: Strom-Wertschöpfungskette 2050

Abbildung 34: Das magische Fünfeck der Energieversorgung

Abbildung 35: Neue Ziele und Alternativen zur Schließung der Deckungslücke

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Einleitung – Wie Sie dieses Buch nutzen können

Die Vorkenntnisse jedes einzelnen Lesers zu den vielfältigen Themen der Energieversorgung sind sehr unterschiedlich. Das Buch ist bewusst so aufgebaut, dass Sie je nach Wissensstand einzelne Kapitel oder ganze Teile überblättern oder später nachlesen können. Sollte das eine oder andere Kapitel also keine Neuigkeiten für Sie beinhalten, können Sie einfach zum nächsten für Sie interessanten Kapitel springen.

Gelegentlich wiederholen sich Inhalte in den verschiedenen Kapiteln. Das wurde aufgrund der teilweise sehr komplexen und sich überschneidenden Themenbereiche bewusst in Kauf genommen. So bleiben die Kapitel jedes für sich verständlich.

Teil A (Kapitel 2 bis 5) beschäftigt sich zunächst mit der Geschichte sowie den wesentlichen politischen und gesetzlichen Grundlagen der Energieversorgung. Damit wird das notwendige energierelevante Basiswissen vermittelt.

Der darauffolgende Teil B (Kapitel 6 und 7) beschreibt die aktuelle Energiesituation, die bis zum Jahr 2050 politisch gesteckten Ziele und heutigen Technologien. Dieser Teil ist wichtig, um zu verstehen, welche Herausforderungen wir in den nächsten Jahrzehnten zu meistern haben und welche technologischen Möglichkeiten uns dabei zur Verfügung stehen bzw. weiterentwickelt werden müssen.

Teil C (Kapitel 8 bis 10) beschäftigt sich mit den Auswirkungen der bisherigen Energie- und Umweltpolitik auf Infrastruktur, Unternehmen und Bürger. Viele Fehler sind nicht mehr umkehrbar und werden zwangsläufig die Energieversorgung beeinflussen. Dennoch lässt sich aus einigen Fehlern für die Zukunft lernen.

Die Energieversorgung auf eine neue Basis zu stellen ist eines der größten Projekte unseres Landes. Teil D beschreibt mit den Kapiteln 11 und 12, warum die bisherigen Pläne scheitern müssen und was die Politik bisher schuldig geblieben ist: Ein konsistentes Energiekonzept für Deutschland. Mein Vorschlag besteht aus prägnanten Eckpunkten, die nichts anderes als eine Kehrtwende in der heutigen Energiepolitik bedeuten – sozusagen die Wende der Energiewende!

Einleitend noch zwei Anmerkungen

Energie kann physikalisch betrachtet nicht erzeugt und auch nicht verbraucht, sondern immer nur umgewandelt werden. So wird zum Beispiel Windenergie in Strom umgewandelt oder Bewegungsenergie durch Bremsen in Reibungsenergie und Wärme. Dennoch spricht man landläufig von Energieerzeugung und Energieverbrauch. Auch in diesem Buch werden diese Begriffe so verwendet, stehen aber im Sinne der Umwandlung von einer Energieform in eine andere.

Das Thema Energie ist so vielfältig, dass es nicht möglich ist, alle Facetten dazu auch nur annähernd in diesem Buch zu behandeln. Wenn Sie Anregungen und Diskussionsbeiträge haben, dann können Sie diese auf der Internetseite www.energiewwende-verstehen.de in meinem Blog zum Thema Energiewende veröffentlichen. Ebenfalls werden über den Blog regelmäßige Beiträge erscheinen, die es Ihnen ermöglichen, auch zukünftig die aktuellen Entwicklungen weiter zu verfolgen.

Teil A

Grundlagen: Das brauchen Sie, um mitreden zu können!

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Historie, Liberalisierung und Regulierung der deutschen Energieversorgung

Historische Entwicklung

Um die Hintergründe der 2011 eingeleiteten Energiewende zu verstehen, ist es notwendig, einen Blick in die Historie zu werfen und die Entwicklung der Energieversorgung in Deutschland während der letzten Jahrzehnte zu betrachten. Die Strom- und Gasversorgung in Deutschland ist aus lokalen Versorgungsnetzen entstanden, die später überregional vernetzt wurden. Die Versorgung wurde in den Städten und Gemeinden dezentral organisiert. Nach wie vor bilden in Deutschland rund 800 lokale Versorgungsunternehmen für Strom und Gas, oftmals Stadtwerke, das Rückgrat der Energieversorgung.

Eine ähnliche Entwicklung gab es in unseren europäischen Nachbarländern und so lag es nahe, die Netze auch international untereinander zu verbinden. Ziel war es, durch den Verbund die Liefer- bzw. Versorgungssicherheit beim Endverbraucher zu erhöhen und die spezifischen Vorteile der Stromerzeugung in den europäischen Ländern – z.B. Grundlasterzeugung auf der Basis von Braunkohle in Deutschland und Spitzenlasterzeugung in Pumpspeicherkraftwerken in den Alpen – großräumig miteinander zu verknüpfen.

In Deutschland entstanden vier große Strom- und rund zehn große Gasversorgungsunternehmen, die überregionale Netze betrieben. Darüber hinaus entwickelten sich diverse Versorgungsunternehmen mit lokal begrenzten Verteilnetzen, häufig Stadtwerke. Diese Unternehmen sorgten zusammen nicht nur aus transporttechnischer Sicht für eine zuverlässige und sichere Versorgung, sondern produzierten, speicherten, kauften und verkauften Strom und Gas. Es entstanden integrierte Unternehmen, bei denen alle Bereiche in einer Hand lagen.

Abbildung 1: Schematische Darstellung über den Aufbau der Strom- und Gasversorgung

Da Energie das Leben einfacher und angenehmer macht, konnte in einem schnell wachsenden Markt gut verdient werden. Die Energiebranche wuchs spätestens seit den siebziger Jahren rasant. Diese integrierten Strom- und Gasversorgungsunternehmen hatten de facto aufgrund ihrer Netze eine Monopolstellung bei der Belieferung inne. Man hätte theoretisch ein zweites Gas- bzw. Stromnetz als alternatives System aufbauen können, um so Konkurrenz zu schaffen, allerdings wäre die Infrastruktur so kostspielig gewesen, dass sich eine solche Investition nie gerechnet hätte. Politisch war diese monopolistische Ausgestaltung damals durchaus gewollt, da man der Ansicht war, dass die Versorgungssicherheit nur durch dieses Konstrukt gewährleistet werden konnte. In Deutschland wurde das sogar durch eine Reform des Kartellrechts in den fünfziger Jahren unterstützt. Seinerzeit wurde den Versorgungsunternehmen die Sicherheit für Ihre Investitionsentscheidungen dadurch gegeben, dass erschlossene Versorgungsgebiete nicht länger unter die kartellrechtlichen Regelungen fielen. Die Firmen erhielten somit eine Art Alleinstellungsmerkmal und es gab Konzessionsund Demarkationsgebiete, mit denen diese Unternehmen exklusive Versorgungsrechte hatten.

Auf europäischer Ebene sah man das schon frühzeitig anders. Erklärtes Ziel der Europäischen Wirtschaftsgemeinschaft war bereits 1957 mit dem EWG-Vertrag (vor allem Artikel 85 und 86, die sich mit Wettbewerbsregeln für Unternehmen befassen) die Schaffung eines liberalisierten, internen, europäischen Marktes, bei dem es keine marktbeherrschende Stellung geben sollte. Diese Vorgaben, die von Deutschland mitunterzeichnet wurden, passten nicht zu den wachsenden monopolistischen Strukturen der Energieversorgung in unserem Land.

Und was bedeutet die Liberalisierung bei der Energieversorgung?

Um die weitere Entwicklung der Energiemärkte zu verstehen, ist es wichtig zu wissen, was sich hinter den Begriffen „Liberalisierung“ und „Regulierung“ verbirgt und wie sie zusammenspielen.

Unter Liberalisierung versteht man den Abbau von Beschränkungen bzw. Hemmnissen, um einen freien Handel von Strom und Gas zu ermöglichen. Jeder Konsument soll unabhängig entscheiden können, von wem er seine Energie kauft. Das aber war in Deutschland aufgrund der vollintegrierten Versorgungsunternehmen mit ihrem Monopol der Strom- und Gasnetze nicht möglich. Leitgedanke der Liberalisierung der europäischen Energiemärkte ist, dass ein freier Handel nur dann möglich ist, wenn jeder Marktteilnehmer auch einen freien Zugang zu den Strom- und Gasnetzen erhält. Aus diesem Grund wurden Energieerzeugung, Energiehandel, Netzbetrieb und Energielieferung an Endverbraucher voneinander getrennt. Bekannt ist diese Maßnahme unter dem Begriff „Unbundling“.

Der Begriff „Regulierung“ bezeichnet direkte staatliche Eingriffe in Wirtschaftsprozesse, die das Verhalten von Unternehmern und Bürgern beeinflussen. Dies erfolgt in der Regel, um bestimmte Ziele, die im allgemeinen Interesse stehen und die sich in einem normalen Zusammenspiel der Marktteilnehmer nicht ergeben würden, zu erreichen. Im Energiemarkt war es zur Liberalisierung notwendig, regulierend einzugreifen, da sich ein freier Wettbewerb aufgrund der Monopolstruktur der Leitungsnetze nicht eingestellt hätte. Problematisch ist – und das hat die Regulierung nicht nur bei der Energieversorgung, sondern auch schon in der Vergangenheit, beispielsweise bei der EU-Agrarpolitik, gezeigt –, dass jeder regulatorische Eingriff in einen Marktmechanismus an anderen Stellen weitere korrigierende Eingriffe in das System notwendig macht. Das führt häufig dazu, dass die Regulierung einen Umfang annimmt, der letztlich dem eigentlichen Sinn, nämlich die Kosten für den Endverbraucher gering zu halten, zuwider läuft. Die Regulierung als solches steht dann im Vordergrund und entwickelt eine Eigendynamik, während die Ziele häufig aus den Augen verloren werden. Genau das ist auch bei der Energiepolitik in Deutschland passiert.

Der deutsche Liberalisierungs- und Regulierungsprozess im Energiemarkt

In der EU wurde spätestens seit 1985 das Ziel eines liberalisierten Energiemarktes verfolgt und immer weiter vorangetrieben. Jedoch lehnte die Bundesregierung eine Änderung der historisch gewachsenen Strukturen konsequent ab und versuchte zunächst mit einer eigenen Regelung deutsche Firmen zu schützen, da keine Benachteiligungen gegenüber ausländischen Firmen entstehen sollten. Vor dem Hintergrund der bereits auf europäischer Ebene bestehenden Gesetzeslage war das natürlich ein hoffnungsloses Unterfangen. Das europäische Recht hatte mit dem Gedanken eines liberalisierten Energiemarktes inzwischen längst das deutsche Recht „überholt“ und sah vor, dass jeder Marktteilnehmer die Netze nutzen darf. Man spricht hier vom sogenannten „Zugang für Dritte“ oder auf Englisch vom „Third Party Access“.

Jedem Politiker und Vorstand eines Versorgungsunternehmens hätte spätestens seit 1985 klar sein müssen, was auf Deutschland zukommen würde. Aber man hat bis zu Beginn des letzten Jahrzehnts offensichtlich wirklich gedacht, der Kelch würde an Deutschland vorüberziehen und man könnte dem ganzen Prozess entrinnen. Wer also 1996 beim ersten sogenannten EU-Binnenmarktpaket für Strom und 1998 für Gas, mit denen die Öffnung der Energiemärkte und das Unbundling der Firmen umgesetzt wurde, behauptete, dass die Liberalisierung überraschend kam, hatte seine Hausaufgaben wohl viele Jahre nicht gemacht. Noch bis 2003 versuchte die Energiewirtschaft mit Unterstützung der deutschen Politik den Prozess zu verhindern. Weder Politik noch Energiewirtschaft wollten erkennen, was auf europäischer Ebene längst beschlossene Sache war. Die Umsetzung der Liberalisierung war auch in Deutschland nur eine Frage der Zeit.

Der EU ging die Umsetzung insgesamt zu langsam und so trat im selben Jahr die sogenannte Beschleunigungsrichtlinie in Kraft Beschleunigungsrichtlinie, die bis 2004 eine vollständige Öffnung der Strom- und Gasmärkte regelte. Damit brachen dann auch in Deutschland alle Dämme und das Recht zur Durchleitung wurde 2005 verspätet Bestandteil des novellierten deutschen Energiewirtschaftsgesetzes. Seitdem kann jeder Verbraucher frei wählen, wo er sein Gas oder seinen Strom kauft. Der Transport durch die Netze ist garantiert. Seither hat der sich ändernde Energiemarkt eine Dynamik aufgenommen, die atemberaubend ist. Als die europäischen Regelungen verbindlich für Deutschland wurden, erfolgte eine derart drastische politische Wende, wie sie sich die Energiewirtschaft niemals hätte vorstellen können. Verfolgten die deutsche Energiewirtschaft und die deutsche Energiepolitik bis dahin dieselben Ziele, hat man seitdem den Eindruck, dass sie einen offenen Kampf führen. Deutschland hat sich gewandelt, weg vom energiepolitischen Bremser der EU hin zu einem Vorreiter der Veränderungen. Aber zu welchem Preis und mit welchen Folgen? Die nicht immer positiven Auswirkungen auf Wirtschaft, Gesellschaft und Umwelt werden wir im Folgenden weiter betrachten.

Die bisher letzten Regelungen zur Liberalisierung erfolgten auf europäischer Ebene mit dem 3. EU-Energie-Binnenmarktpaket, das 2009 verabschiedet wurde und aus verschiedenen Richtlinien und Verordnungen besteht, die für alle Mitgliedstaaten der EU bindend sind bzw. in nationales Recht umgesetzt werden müssen. Oberstes Ziel ist die Wettbewerbsbedingungen auf den europäischen Energiemärkten zu verbessern und eine Integration der Märkte zu unterstützen.

Regulierungsbehörden – die Kontrollorgane des Liberalisierungsprozesses

Am 1. Januar 1998 wurde die Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post mit Sitz in Bonn gegründet. Hervorgegangen ist die Behörde aus dem Bundesministerium für Post und Telekommunikation sowie dem Bundesamt für Post und Telekommunikation. Im Jahr 2005 wurde die Kompetenz auf den Energiebereich (Strom und Gas) sowie im Jahr 2006 auf den Schienenverkehr ausgedehnt. Seitdem heißt die Behörde „Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen“, kurz BNetzA. Sie beschäftigt rund 2.500 Mitarbeiter.

Ihre wesentliche Aufgabe ist es, zusammen mit Bundes- und Landeskartellämtern den Wettbewerb in sogenannten Netzmärkten aufrechtzuerhalten, zu kontrollieren und weiter zu fördern. Die BNetzA erhielt umfangreiche Befugnisse zur Gestaltung der deutschen Energiewirtschaft. Sie überwacht und genehmigt die Netznutzungsentgelte, die die Netzbetreiber in Anrechnung bringen dürfen, die Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Zugangs aller Marktteilnehmer zu den Strom- und Gasversorgungsnetzen sowie die Weiterentwicklung des Marktmodells.

Mittlerweile hat jeder Mitgliedsstaat der EU eine eigene nationale Regulierungsbehörde. Auf dem Weg zu einem europäischen Strom- und Gasnetznetzverbund ist zusätzlich eine europaweite Zusammenarbeit und Koordination der Regulierung notwendig. Dazu wurde im März 2011 die neue europäische Energieregulierungsagentur ACER mit Sitz in Ljubljana, Slowenien, gegründet.

Verfehlte regulatorische Zielsetzung

Können Sie sich noch erinnern, was den Endverbrauchern Mitte des letzten Jahrzehnts mit der Einführung der Liberalisierung des Energiemarktes versprochen wurde? Die Trennung von Handel und Transport wurde seitens der Politik als das Heilmittel angepriesen, um die Energiepreise zu senken sowie Konkurrenz und Wettbewerb zu beleben. Aber ist das wirklich so?

Stellen Sie sich zunächst einmal bei Strom und Gas den Aufwand vor, der nötig war, um die integrierten Versorgungsunternehmen im laufenden Geschäftsbetrieb zu entflechten. Sie wurden auseinandergerissen, wobei Administration, Hardware und Software verdoppelt wurden. Neue Software für geänderte Markt- und Berichtsanforderungen musste entwickelt werden. Neue Geschäftsführer und Vorstände sowie zusätzliche Büroräume für mehr Personal waren nötig. Zur Schaffung eines Marktes mussten alle Netzbetreiber in kürzester Zeit kooperieren und sich ständig austauschen. Mit der BNetzA wurde eine Behörde aufgebaut, die alles kontrolliert, Unternehmensdaten prüft, Missbrauchsverfahren und Verhandlungen führt, wofür bis heute beidseitig weitere Mitarbeiterkapazitäten benötigt werden. Und das Procedere gilt für die gesamte Energieversorgungsbranche. Dabei entstehen natürlich immense Kosten, die wiederum auf den Endverbraucher umgelegt werden.

Man benötigt eigentlich nur den gesunden Menschenverstand, um zu erkennen, dass eine solche Maßnahme nicht zu einer preisgünstigen Versorgung führen kann. Und somit ist genau das Gegenteil von dem eingetreten, was uns die Politiker durch die Liberalisierung versprochen haben: Abgesehen von verschiedenen anderen Einflussfaktoren sind alleine schon durch die Liberalisierung die Preise für Energie gestiegen. Andere Auswirkungen, beispielsweise aus zusätzlichen Steuerbelastungen und gestiegenen Umlagen, führen zu weiteren Preisanstiegen.

Während andere europäische Staaten nur umsetzen, was zwingend EU-weit gefordert wird, hat Deutschland sich zum „Klassenbesten“ aufgeschwungen. Dabei muss schon die Frage erlaubt sein, warum man den Prozess der Liberalisierung, verbunden mit dem aufwendigen und kostspieligen Unbundling der Versorgungsunternehmen, überhaupt so durchgeführt hat. Der BNetzA war bereits vor dem Start des gesamten Prozesses klar, dass das Vorgehen für den Endverbraucher nicht zu niedrigeren Kosten bei der Energieversorgung führen würde. Bereits im Jahr 2005, dem Jahr, in dem die BNetzA die regulatorische Verantwortung für den Bereich Energieversorgung übernommen hat, äußerte ihr damaliger Chef Matthias Kurth, dass die Regulierungsbehörde nicht garantieren könne, dass die Energiepreise für die Endkunden langfristig und dauerhaft sinken. Er warnte vor überzogenen Erwartungen, da der Einfluss der Erzeugerpreise auf die Endkundenpreise zu groß sei. Ein Regulator könne lediglich auf die Netzentgelte, die rund 25 bis 30 Prozent des Strom- oder Gaspreises ausmachen, Einfluss nehmen.

Aber wenn man doch weiß, dass durch dieses Vorgehen die Kosten steigen, warum macht man dann einen solchen Schritt? Hätte es nicht andere Möglichkeiten gegeben, einen diskriminierungsfreien Zugang zu den Netzen zu ermöglichen?

Sicherlich. So hätte man zum Beispiel integrierte Unternehmen, die praktisch einen Monopolstatus hatten, einfach bestehen lassen können und gemäß dem Liberalisierungsgedanken einen schärferen Blick auf die Kostenstruktur der Firmen und den Netzzugang für Dritte werfen müssen. Eine vergleichbare Praxis wird heute bei kleinen Versorgungsunternehmen angewandt, bei denen das Unbundling Kosten und Personalaufwendungen verursachen würden, die in keiner Weise tragbar wären. Diese Unternehmen werden von der BNetzA überwacht. Machen wir doch mal eine einfache Rechnung auf, um zu verdeutlichen, wie verrückt die Auswüchse der Liberalisierung der Energieversorgung sind:

Nehmen wir an, ein Haushalt zahlt 2.000 Euro pro Jahr für seine Gasrechnung. Davon entfallen ca. 25 Prozent der Kosten auf den Gastransport, also 500 Euro, und 75 Prozent, also 1.500 Euro, für das Gas. Der Preis für das Gas ist, wie wir später noch sehen werden, von Deutschland nur unwesentlich beeinflussbar. Die restlichen 25 Prozent der Kosten für den Transport lassen sich aber auch nur sehr bedingt beeinflussen, da natürlich eine kostenintensive Infrastruktur für den leitungsgebundenen Transport aufrechtzuerhalten ist. Sinken nun durch den regulatorischen Einfluss die Transportkosten um 10 Prozent, dann sprechen wir über 50 Euro im Jahr oder umgerechnet den Gegenwert einer Schachtel Zigaretten pro Monat. Das ist sicherlich keine wirkliche Entlastung für die privaten Haushalte. Führen wir uns jetzt noch vor Augen, dass das Auseinanderdividieren der Versorgungsfirmen dauerhaft mit hohen Kosten verbunden ist und wir uns eine Regulierungsbehörde leisten, die das alles überwacht, wird schnell klar, dass es nicht zu einer Reduzierung der Kosten kommen kann. Die dargestellten Einsparungen werden mehr als aufgezehrt.

Kosten runter, Ausbau rauf – Ziele und Auswirkungen der Anreizregulierung

Mit der sogenannten Anreizregulierung werden seit 2009 den deutschen Strom- und Gasnetzbetreibern von der BNetzA immer weniger Kosten für den Betrieb ihrer Transportnetze anerkannt. Die Kostensenkungen werden an die Verbraucher weitergegeben. Ein Netzbetreiber erhält eine Erlösobergrenze, die den Rahmen für die Transportentgelte vorgibt. Da er kontinuierlich effizienter werden soll, wird die Erlösobergrenze jedes Jahr reduziert. Der Anreiz für den Netzbetreiber liegt darin, mit seinen realen Kosten unter der Erlösobergrenze zu bleiben und damit seinen Gewinn zu erhöhen. Eine Möglichkeit ist dabei natürlich, Instandsetzung und Wartung auf das gesetzliche Mindestmaß herunterzuschrauben, was sicherlich nicht zu einer Verbesserung des technischen Zustandes und zur Erhöhung der Versorgungssicherheit beiträgt. Jeder Neubau einer Leitung oder Anlage muss von der BNetzA genehmigt werden, da ansonsten Investitionen nicht anerkannt und seitens der Anreizregulierung nicht berücksichtigt werden. Erfolgt dann eine Genehmigung, ist für viele Firmen die garantierte Mindestverzinsung des eingesetzten Eigenkapitals so gering, dass die Investition bei allen unternehmerischen Risiken nicht attraktiv ist. Abgedeckt werden müssen zum Beispiel Gefahren des Netzbetriebs und hohe Abschreibungszeiträume. Aus diesem Grunde scheuen sich viele Unternehmen in Deutschland, den zur Einbindung der regenerativen Energien notwendigen Netzausbau voranzutreiben. Zwar wird politisch Druck ausgeübt, aber es gibt kaum adäquate Mittel zur Durchsetzung.

Die deutsche TenneT TSO GmbH, deren Muttergesellschaft TenneT Holding B.V. in den Niederlanden sitzt, kaufte 2009 das Stromhöchstspannungsnetz der deutschen E.ON AG. Mal abgesehen davon, dass wieder ein Stück deutscher Infrastruktur in ausländische Hände abgegeben wurde, stellt man sich natürlich die Frage, welche Motivation eine niederländische Firma haben sollte, die deutsche Energiewende zu finanzieren. Heute bedarf es verschiedener neuer Stromleitungen, die durch den Versorgungsraum der TenneT laufen, um den in der Nordsee mittels Windkraftanlagen produzierten Strom in den verbrauchsstarken Süden der Republik zu transportieren. Zum Kaufzeitpunkt des Stromnetzes war von einem derartigen Ausbau aber keine Rede. Da TenneT keine Initiative zeigte – ob nun aus dem offiziell genannten Finanzmittel- und Mitarbeitermangel oder aus fehlendem Interesse – verweigerte die BNetzA TenneT 2012 die sogenannte TSO-Zertifizierung, also die Lizenz als Übertragungsnetzbetreiber tätig zu sein. Ein Machtspiel der besonderen Art, denn offen ist, was mit so einem Vorgehen erreicht werden sollte. Die Einstellung des Transportbetriebs wäre mit einem sofortigen Zusammenbruch des gesamten deutschen Stromnetzes verbunden. Nachdem sich die EU-Kommission einmischte, einigte man sich mehr oder weniger „stillschweigend“ auf einen Kompromiss, so dass BNetzA und TenneT das Gesicht wahren konnten.

Und wie entwickelt sich die Situation bei den Handelsmärkten?

Werfen wir hier zuerst einmal einen Blick auf den Strommarkt. Die Liberalisierung ist dort aus verschiedenen Gründen nur bedingt zielführend. Strom, der produziert wird, muss zeitgleich verbraucht oder gespeichert werden, was derzeit jedoch nur in geringem Maße möglich ist. In der Vergangenheit haben die integrierten Unternehmen bestimmt, wann welches Kraftwerk mit welcher Auslastung betrieben wird, und so den gesamten Prozess zwischen Erzeugungsangebot und Kundennachfrage optimiert, einschließlich des Betriebs der Hochspannungsnetze. Nach dem Unbundling sind jetzt auch Produktion, Transport und Nachfrage getrennt. Dazu kommt, dass durch den steigenden Ausbau schwankender regenerativer Energien die Steuerung der Stromnetze extrem schwierig geworden ist. Zur Aufrechterhaltung eines stabilen Netzbetriebs und zur Vermeidung von Black-Outs bestimmen deswegen heute häufig die Stromnetzbetreiber und nicht mehr die Kraftwerksbetreiber, welche Produktionsanlagen mit welchen Leistungen wann zu- oder abzuschalten sind. Dazu kaufen die Netzbetreiber sogenannte Regelenergie bei den Kraftwerksbetreibern ein. Mit einem liberalisierten Markt hat das wenig zu tun.

Zusätzlich stellt sich beim Strom die Frage, ob sich die regulatorischen Bemühungen zur Verwirklichung des europäischen Strombinnenmarktes überhaupt gelohnt haben. Politisches Ziel bis 2050 ist, dass 80 Prozent des deutschen Stroms regenerativ erzeugt werden. Sinnhaft ist dieses Ziel, wenn der Strom nicht nur weitestgehend dezentral erzeugt, sondern auch lokal verbraucht wird. In diesem Fall kann es sein, dass der Handelsmarkt für Strom national, aber auch mit unseren Nachbarländern an Bedeutung verliert.

Und wie sieht es beim Gas aus?

Im europäischen Gasmarkt gibt es nur sehr wenige große Produzenten. Letztlich herrscht ein Oligopol von drei bis vier Hauptlieferländern. Bei der Konstellation stellt sich die Frage, warum ein Produzent einem bestimmten Händler in Europa das Gas billiger verkaufen sollte als einem anderen. Wer das Gas hat, bestimmt letztlich auch den Preis. Marginale Preisunterschiede, die die Händler anbieten, können nur durch Abnahme größerer Mengen, Handel an Energiebörsen oder durch kommerziell geschickte Nutzung von Erdgasspeichern erzielt werden. Das Ganze hat aber wenig mit Konkurrenz und Wettbewerb zu tun, so wie es uns die Politiker weiszumachen versuchen. Als Endkunde kaufen wir immer das Gas aus oligopolen Belieferungsstrukturen.

Ein Beispiel, wie Deutschland durch die Liberalisierung zum Spielball ausländischer Gasproduzenten wird

In der Vergangenheit gab es eine festgelegte Handelslieferkette, die politisch gewollt die Versorgungssicherheit für Erdgas garantierte. Die Produzenten der Quellenländer verkauften das Gas an große deutsche und europäische Versorgungsunternehmen, die das Gas an Stadtwerke weiterverkauften, die dann wiederum die Endverbraucher belieferten. In den alten Lieferverträgen zwischen Quellenländern und großen Versorgungsunternehmen existieren teilweise über Jahrzehnte hinweg sogenannte Take-or-Pay-Klauseln. Diese Klauseln verpflichten vertraglich zur Bezahlung großer Gasmengen, zum Beispiel von 85 Prozent der vertraglich vereinbarten Gesamtmenge – unabhängig davon, ob das Gas physisch abgenommen wird. Die Regelung war gekoppelt an eine Ölpreisbindung, so dass ein konkurrenzfähiger Preis zu vergleichbaren Energien angeboten werden konnte, insbesondere in Konkurrenz zum Heizöl bei der Wärmeversorgung der privaten Haushalte.

Neudeutsch würde man über eine Win-Win-Situation sprechen, da den Produzenten Investitionssicherheit für ihre Anlagen garantiert wurde und die Importeure das Gas zu marktgerechten Preisen beziehen konnten. Das Preisrisiko trugen die Quellenländer, das Mengenrisiko die Importeure. Das System hatte sich über Jahrzehnte bewährt und dem Erdgas einen fulminanten Siegeszug im deutschen Wärmemarkt beschert.

Mit der Liberalisierung wurde der Handelsmarkt für Energie auch für die Erdgasproduzenten geöffnet, so dass sich eine Möglichkeit bot, die alten Handelslieferketten aufzubrechen. Das Gas lässt sich heute direkt von der Quelle, beispielsweise aus Russland oder Norwegen, an Stadtwerke oder Endverbraucher liefern. Es fehlen dann ein oder zwei Stufen in der Handelslieferkette. Bei diesem Marktszenario bleiben in Deutschland (und auch in Europa) eigentlich alle auf der Strecke:

- Das Geschäftshandelsmodell der großen deutschen Versorgungsunternehmen, die in der Vergangenheit die Versorgungssicherheit garantiert haben, hat sich überlebt, da diese in der Lieferkette als Zwischenhändler nicht mehr benötigt werden. Sie sitzen zum Teil noch Jahre auf ihren Verpflichtungen zur Abnahme bzw. Zahlung des Gases aus den Altverträgen. Das Gas können sie aber häufig nicht mehr gewinnbringend zu konkurrenzfähigen Preisen verkaufen. Daher versuchen sie, deswegen, es zum Teil unter Einstandspreis zu vermarkten, einfach um es los zu werden. Das führt dazu, dass auch alle anderen Händler keine Marge mehr machen.

- Die großen Versorgungsunternehmen haben inzwischen zwar nachverhandelt und Preisreduzierungen bei den Quellenländern erreichen können, aber sie haben nach wie vor sowohl Mengen- als auch Preisprobleme. Die Quellenländer lassen letztlich nur bedingt über Änderungen der Take-or-Pay- Klauseln und der Ölpreisbindung mit sich verhandeln und pochen auf Vertragserfüllung. Ein gutes Geschäft für sie.

- Die Stadtwerke nehmen das Gas direkt bei den Quellenländern ab oder kaufen es an den Energiebörsen, verkürzen die Wertschöpfungskette und können durch die niedrigeren Börsenpreise günstigere Konditionen als bei ihrem früheren Lieferanten erzielen. Langfristig ist aber weder garantiert, dass die Preise stabil bleiben, noch dass die Mengen zur Belieferung ihrer Endkunden auch wirklich zur Verfügung stehen.

- Es bilden sich viele kleinere Zwischenhändler, die versuchen durch geschickte Ein- und Verkäufe sowie Dienstleistungen den großen Versorgungsunternehmen und Stadtwerken das Geschäft abzujagen. Für den Endverbraucher kann das vorteilhaft sein. Da die Margen zwischen Gasbörsen und Endkundenpreisen jedoch sehr gering sind, kämpfen viele Zwischenhändler ums Überleben. Einige gehen pleite und bringen die Endkunden um ihre Vorauszahlungen. TelDaFax war bestimmt nicht die letzte Firma dieser Art. Jeder, der gegen Vorkasse sein Gas (oder auch seinen Strom) kauft, sollte sich des potenziellen Risikos bewusst sein.

- Aufgrund der sehr geringen Margen gibt es inzwischen schon Stadtwerke, die ihre eigenen lokalen Industriekunden nicht mehr versorgen, da Aufwand und Risiko nicht mehr im Verhältnis zu den Verdienstmöglichkeiten stehen. Wenn sie dann doch einmal einen Preisvorteil erzielen, droht immer ein Missbrauchsverfahren, bei dem nachgewiesen wird, dass ein Anderer preisgünstiger gewesen wäre.

- Behörden und Gerichte werden überflutet mit ebendiesen Missbrauchsverfahren.

- Die Gaspreise, die früher zweimal im Jahr angepasst wurden, schwanken inzwischen sehr stark und sind damit für die Kunden unkalkulierbarer.

- Die Versorgungssicherheit wird reduziert, da es nur noch kurzfristige Liefervereinbarungen auf allen Ebenen gibt bzw. geben wird. Wenn die Quellenländer das Gas an einem anderen Handelsmarkt in der Welt teurer verkaufen und dorthin transportieren können, schaut Europa in die „leeren Röhren“. Und dies ist gar nicht so abwegig, denn Russland orientiert sich in seiner Absatzstrategie immer stärker an den kaufkräftigen Volkswirtschaften in Fernost, insbesondere an China.

Was ist die Quintessenz?

Mit Konkurrenz oder günstigen Preisen bei der Erdgasversorgung hat das alles nichts zu tun. Die Gasimportabhängigkeit ist aufgrund kurzfristiger Verträge risikoreicher geworden und der Standort wurde wirtschaftlich geschwächt. Für Deutschland sind flächendeckend nur Nachteile entstanden. Die außereuropäischen Quellenländer sind die Gewinner unserer europäischen Liberalisierung.

„Geplante Marktwirtschaft“

Die Regulierung des Energiebereiches führt so weit, dass selbst Politiker inzwischen von einer Planwirtschaft sprechen. Und de facto haben sie damit recht. Wenn nicht nur der diskriminierungsfreie Netzzugang sichergestellt wird, sondern trotz der Tatsache, dass sich inzwischen jeder seinen Strom- und Gasanbieter selbst suchen kann, auch die Preise über Missbrauchsverfahren nachträglich angefochten und geändert werden können, dann ist das Planwirtschaft und hat mit Marktmechanismen nichts gemein. Zusätzlich ist beim Erdgas aufgrund der wenigen Quellenländer und damit auch Anbieter ein europäischer Binnenmarkt überhaupt nicht möglich.

Beim Strom wird der Großhandelsmarkt aufgrund dezentraler Produktion mit möglichst lokalem Eigenverbrauch zukünftig rückläufig sein. Für einen zuverlässigen Betrieb der Fernleitungsnetze müssen dann aber umso mehr Stromerzeugungsanlagen zentral von den Übertragungsnetzbetreibern koordiniert werden. Auch wenn diese Anlagen unrentabel, jedoch systemrelevant für die Netzstabilität sind, müssen sie von ihren Eigentümern gemäß EnWG § 13a, weiter betrieben werden. Hört das etwa nach Marktwirtschaft an?

Man muss das erklärte politische Ziel der Kostensenkung durch die Trennung von Handel und Transport wohl als gescheitert erklären, denn wenn es eine Regulierungsbehörde mit ihren Instrumenten nicht schafft, die Kosten unter die des ursprünglichen Kostenlevels zu senken, dann gibt es keine Berechtigung für ihre Existenz. Inzwischen ist die Trennung von Handel und Transport aber so weit fortgeschritten und wesentliche Teile der deutschen Transportnetze wurden an ausländische Investoren verkauft, dass eine Umkehr zu einer einfachen Struktur nicht mehr möglich ist.

Aus diesem Grund sollte die Regulierung für Transportnetze nicht weiter darauf fokussiert sein, einen Markt herzustellen, den es nie gegeben hat oder in Zukunft geben wird, sondern stattdessen die Rahmenbedingungen, zum Beispiel beim Netzausbau und dem Netzbetrieb, so setzen, dass die „Energiewende“ gelingen kann. Dazu ist ein regulatorisches Umdenken erforderlich.

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Klimaschutz und Emissionen

Das Ziel

Die weltweiten Klimaschutzbemühungen führten am 11. Dezember 1997 zur Unterzeichnung des Zusatzprotokolls zur Ausgestaltung der Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen, besser bekannt als Kyoto-Protokoll. Benannt wurde es nach dem Ort in Japan, an dem es unterzeichnet wurde. Das beschlossene Klimaschutzziel war die verbindliche Reduktion der sechs wichtigsten Treibhausgase, insbesondere von Kohlendioxid (CO_2), Methan (CH_4) und Fluorchlorkohlenwasserstoffen (FCKW), im Zeitraum 2008 bis 2012. Diese sollten in den unterzeichnenden Staaten, im Vergleich zum Niveau von 1990, um mindestens fünf Prozent reduziert werden. Deutschland hatte sich bereits zuvor auf dem Klimagipfel in Berlin verpflichtet, den CO_2-Ausstoß bis zum Jahr 2005 um 25 Prozent im Vergleich zu 1990 zu senken.

Die CO_2-Bilanz in Europa ist je nach Land sehr unterschiedlich. Viele Länder haben ihre Reduktionsziele übererfüllt, andere emittieren mehr CO_2 als vor dem Abkommen. Deutschland hat eine leicht höhere Reduzierung erreicht als ursprünglich geplant.

Abbildung 2: Treibhausgasemissionen in Deutschland (Quelle: UBA)

Das Kyoto-Protokoll ist 2012 ohne Folgevereinbarung ausgelaufen. Schon vor der Beendigung hatte Kanada einen vorzeitigen Austritt beschlossen. Austritt. Dagegen hat man sich in Europa entschieden, übergangsweise auch ohne geltendes Protokoll die Politik der CO_2-Reduzierungen beizubehalten.

CO_2-Zertifikatehandel

Auf Basis des Kyoto-Protokolls wurde 2005 auf europäischer Ebene mit dem Handel von CO_2-Zertifikaten als umweltpolitisches Steuerungsinstrument begonnen. Es stellte sich schon damals die Frage, ob ein derartiges Klimaabkommen, verbunden mit einem Zertifikate-Handel, überhaupt sinnvoll ist, wenn sich nicht alle großen Industriestaaten, wie zum Beispiel die USA und China, beteiligten. Nicht nur, dass die größten Emittenten sich nicht zu einer Reduktion verpflichten wollten – der Zertifikate-Handel führte auch zu zusätzlichen Kosten, die die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie im Vergleich zur Weltwirtschaft schwächte.

Bisher gab es zwei Handelsperioden (2005-2007 und 2008-2012). Die dritte Periode läuft derzeit von 2013-2020. Der Preis für Zertifikate bezieht sich auf je Tonne ausgestoßenes CO_2. Etwa 12.000 Unternehmen in Europa müssen diese Zertifikate besitzen. In Deutschland erfolgt die gesetzliche Regelung durch das Treibhausgasemissionshandelsgesetz (TEHG). Ein Teil der Zertifikate wird kostenlos zugeteilt, für den restlichen Emissionsbedarf müssen die Unternehmen weitere Zertifikate erwerben.

Beim Handelsstart florierte die Wirtschaft, dem Handel ging es gut und die Industrie hatte volle Auftragsbücher. Der Preis der Zertifikate, der sich durch Angebot und Nachfrage ergab, war relativ hoch, so dass den Firmen ein Anreiz geschaffen werden sollte, in moderne, energieeffiziente, CO_2-senkende Technologien zu investieren anstatt Zertifikate zu kaufen. Firmen, die überzählige Zertifikate, zum Beispiel durch erhöhte Zuteilungen oder technische Modifikationen, besaßen, konnten diese an Firmen verkaufen, die weitere Zertifikate benötigten. Vom Grundsatz her wurde das System akzeptiert und es begann ein reger Handel mit den Zertifikaten.

Zwar kam von Anfang an vielfach die Klage, dass die Firmen ihrer Produktion entsprechend zu wenige CO_2-Zertifikate zugeteilt bekommen hätten, aber dies sollte genau der Anreizmechanismus sein. Die Anzahl der ausgegebenen Zertifikate führte 2008 zu einem Preis, der bei ca. 28 Euro je Tonne ausgestoßenem CO_2 lag und damit die Nutzung CO_2-reduzierender Technologien tatsächlich attraktiv machte. Viele Firmen gingen sogar von steigenden Preisen aus und deckten sich mit weiteren Zertifikaten ein – ein fataler Fehler! In den Jahren 2009 und 2010 schwächte sich die Weltwirtschaft als Folge der Finanzkrise deutlich ab, so dass die Industrieproduktion, der damit verbundene Energieverbrauch und damit auch der CO_2-Ausstoß und der Preis der Zertifikate zu sinken begannen. Im Frühjahr 2013 kostete ein Zertifikat weniger als fünf Euro. Der Schlüssel, um den Zertifikatehandel wieder in Gang zu bringen, liegt in einer Reduzierung der Anzahl der Zertifikate. Ein länderübergreifender Mechanismus hätte wirtschaftliche Auf- und Abschwünge berücksichtigen müssen. Die Politik hat es jedoch versäumt, einen solchen Mechanismus vorzusehen. Stattdessen ist der Anreiz für neue Technologieinvestitionen erst einmal entfallen. Zurückgeblieben ist ein Papiertiger, verbunden mit viel Aufwand, Bürokratie und Kosten, jedoch ohne erkennbaren Nutzen für die Umwelt. Volkswirtschaftlich wurden durch dieses nicht konsequent durchdachte Instrument Milliarden an Euro praktisch vernichtet, da sie dem Wirtschaftsprozess durch den Kauf der Zertifikate entzogen wurden, ohne dass eine Leistung dahinterstand. Für die Firmen, die sich mit den Zertifikaten zu Zeiten eindeckten, als diese einen hohen Wert hatten, ein wirtschaftliches Desaster. Viele Firmen beginnen daher in ihren Bilanzen Sonderabschreibungen der Zertifikate vorzunehmen. Letztlich müssen die Firmen diese Kosten auf ihre Produkte umwälzen oder harte Sparprogramme fahren, so dass sowohl die Endverbraucher als auch Arbeitnehmer indirekt für eine verfehlte Politik bezahlen.

Heutzutage ist es für die Firmen ein Leichtes, sich mit Zertifikaten einzudecken. Der Anreiz, CO_2-effizient zu investieren, ist gering. Folge ist, dass wir nach Abschaltung der Kernkraftwerke in Deutschland unsere Kohlekraftwerke so stark auslasten wie lange nicht mehr – mit sehr negativen Folgen für den CO_2- Ausstoß. Damit ist das Instrument des Zertifikatehandels unwirksam und bewirkt somit genau das Gegenteil von dem, was sein Ziel ist.

Auf EU-Ebene gab es im ersten Quartal 2013 Überlegungen, die Anzahl der Zertifikate drastisch zu verringern und so die Preise anzuheben. Aufgrund unterschiedlicher Meinungen in Europa, nicht zuletzt wegen einer möglichen Verschärfung der Finanz- und Wirtschaftskrise, wurde das Vorhaben jedoch fallengelassen. Auf europäischer Ebene soll es aktuell keine Korrektur der Anzahl an Zertifikaten bis zum Ende der Zuteilungsperiode 2020 geben. Auf Regierungsebene verfolgten in Deutschland BMU und BMWi bei diesem Thema entgegengesetzte Interessen. Während das CDU-geführte BMU für eine Reduktion war, war das FDP-geführte BMWi dagegen, da keine Erhöhung der Zertifikatpreise erwünscht war.

Auf EU-Ebene wird derzeit das sogenannte Back Loading diskutiert, mit dem 900 Millionen Zertifikate erst in den Jahren 2019 und 2020 auf den Markt kommen sollen. Man verspricht sich davon eine kurzfristige Stabilisierung des Systems, um einen weiteren Preisverfall der Zertifikate zu stoppen. Die Vergabe der Verschmutzungsrechte ist damit allerdings nur verschoben. Die jetzt regierende große Koalition hat das Thema im Koalitionsvertrag identisch der auf EU-Ebene geführten Diskussion aufgegriffen.

Mit dem Ziel, weltweit in 2015 eine neue Einigung zu erzielen, wird aktuell ein neuer Anlauf für ein gemeinsames Klimaabkommen genommen. Dann sollen sich die Staaten bei Verhandlungen in Paris verbindlich auf neue Klimaziele verpflichten. Allerdings werden voraussichtlich nur Staaten teilnehmen, die für insgesamt etwa 15 Prozent aller Emissionen stehen. So hat zum Beispiel Russland einer weiterführenden Ratifizierung eine Absage erteilt. China ist heute der weltweit größte Emittent und nimmt wohl auch nicht an den Verhandlungen teil.

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Gesetze, die Sie kennen sollten

In Deutschland gibt es eine Vielzahl von Gesetzen, Verordnungen und Beschlüssen, die einen Einfluss auf die Energiewende haben. Die Gesetze sind teilweise eng mit den Energiezielen (vgl. Kapitel 6 „Energiemix und Energieziele“) verbunden. Durch immer neue Ziele hat auch die Anzahl der Regelungen in den vergangenen Jahren stark zugenommen. Auch für Experten ist es inzwischen schwierig, sich einen vollständigen Überblick zu verschaffen.

Die folgende Grafik gibt Ihnen eine Übersicht über wichtige Gesetze, stellt aber nur einen kleinen, ausgewählten Teil dar. Hellblau dargestellt sind die jeweils geregelten Bereiche. Im Folgenden werden die dargestellten 15 Gesetze erläutert. Verschaffen Sie sich selbst einen Überblick und bilden sich ein Urteil.

Abbildung 3: Gesetze mit Auswirkungen auf die Energiewende

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)

Basis der gesamten Energiegesetzgebung in Deutschland ist das Energiewirtschaftsgesetz. Dieses Gesetz existiert bereits seit 1935 und wurde zu Zeiten des Nationalsozialismus verabschiedet. Ziel war es, aus militärischen Gründen eine sichere und preisgünstige Energieversorgung zu gewährleisten. Schon zur damaligen Zeit war es übliche Praxis, dass sich meist lokale Energieversorgungsunternehmen durch ausschließliche Konzessionsverträge mit den Kommunen und gegenseitige Demarkationsverträge Gebietsmonopole sicherten.

Regelungen im EnWG zu Demarkationsgebieten, die Versorgungsunternehmen das Recht einräumten, untereinander Verträge zur ausschließlichen Belieferung gegeneinander abgeschirmter Gebiete Gebieten abzuschließen, wurden kartellrechtlich bereits seit 1993 nach und nach aufgehoben.

Die Praxis der im EnWG geschaffenen Konzessionsverträge gilt jedoch bis heute. Konzessionsverträge regeln das Recht des Versorgers zur Nutzung der öffentlichen Straßen, Wege und Plätze, aber auch die Verpflichtung, alle Nutzer der Gemeinde anzuschließen und zu versorgen, das heißt die sogenannte Grundversorgung sicherzustellen. Der Versorger zahlt für die Nutzungsrechte eine Abgabe an die Kommunen. Allerdings dienen die Rechte nur dem Transport von Energie im so geschützten Versorgungsgebiet bis zum Kunden. Für den Kauf von Energie steht dem Endverbraucher inzwischen eine Vielzahl an Energiehändlern zur Verfügung.

Wesentliche Inhalte des EnWG sind heute die Trennung von Energiehandel und Netzinfrastruktur, die Regulierung des Netzbetriebs, der diskriminierungsfreie Zugang zur Infrastruktur für Händler, die Verpflichtung zur Energielieferung und Grundversorgung sowie die Aufgaben und Befugnisse von Behörden, insbesondere der Regulierungsbehörde BNetzA.

Das EnWG verfolgt heute fünf wesentliche Ziele, die sich gegenseitig beeinflussen. Es soll „eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas ermöglichen, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.“

Hinter diesen Zielen stehen natürlich vielfältige Interessen von Politik, Industrie und Wirtschaft, Verbänden und Verbrauchern. Alle fünf Ziele dieses Gesetzes lassen sich gar nicht gleichzeitig realisieren, so dass es letztlich einen großen Handlungsspielraum gibt, bei dem es immer um eine Annäherung der verschiedenen Interessen geht.

Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)

1990 trat das Stromeinspeisungsgesetz in Kraft, mit dem erstmals Regelungen für die Vergütung regenerativ erzeugten Stroms erfolgten. Es ist der Vorgänger des EEG, das seit dem Jahr 2000 gilt.

Ziel des EEG ist es, den Anteil regenerativer Energien in der Stromerzeugung spätestens bis zum Jahr 2020 auf 35 Prozent, bis zum Jahr 2030 auf 50 Prozent, bis zum Jahr 2040 auf 65 Prozent und bis zum Jahr 2050 auf 80 Prozent zu erhöhen. Der Anteil der regenerativen Energien am Primärenergiemix soll bis zum Jahr 2020 insgesamt 18 Prozent betragen. Im aktuellen Koalitionsvertrag ist unklar, ob sich die Anteile regenerativer Energien auf Stromerzeugung oder Gesamtenergiebereitstellung beziehen. Zu vermuten ist, dass sich die Politik auf die Stromerzeugung bezieht, was bedeutet, dass die neuen Ziele genau im Ausbaukorridor der alten Ziele liegen.

Weitere Aufgaben des EEG sind es, den Klima- und Umweltschutz zu fördern. Dazu sollen Technologien zur Energieversorgung und Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Quellen weiterentwickelt werden, fossile Energieressourcen geschont und die Kosten der Energieversorgung verringert werden. Im EEG sind weiterhin die Vergütungssätze für Strom aus Wasserkraft, Deponie-, Klär- und Grubengas, Windkraft, Geothermie, Biomasse und Photovoltaik geregelt, um auch dafür notwendige Anreize zum Ausbau der regenerativen Energieerzeugung zu schaffen.

Mit diesen festen Vergütungen für den regenerativ eingespeisten Strom, der mittlerweile berühmten EEG-Umlage und den Verpflichtungen der Netzbetreiber zum Anschluss regenerativer Stromerzeugungsanlagen sowie zur Abnahme erneuerbaren Stroms sind wesentliche Regelungen gesetzlich verankert.

Die Höhe der EEG-Umlage, durch die die Finanzierung der Projekte erfolgt, wird jährlich angepasst und beinhaltet inzwischen neben den Förderkosten für die Vergütung der erneuerbaren Energien auch Ausgleichszahlungen für zu geringe Vorjahresumlagen, Ausgleichszahlungen für energieintensive Industriebereiche zum Erhalt der internationalen Wettbewerbsfähigkeit, Ausgleichszahlungen zwischen niedrigen Börsenpreisen und fest zugesagten Einspeisevergütungen für die Produzenten sowie Marktprämien und Liquiditätsreserven.

Das EEG regelt darüber hinaus seit 2009, dass regionale Versorgungsunternehmen den Strom zwar physisch transportieren müssen, jedoch von der Pflicht befreit sind, Strom aus regenerativen Energien selber zu vermarkten. Stattdessen sind die vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber zur Vermarktung verpflichtet. Sie müssen den EEG-Strom über die Börse an den Markt bringen, dürfen dabei jedoch keinen Gewinn machen. Das klingt kompliziert – und ist es auch.

Seit 2010 übernehmen damit die deutschen Übertragungsnetzbetreiber weitestgehend die Vermarktung des regenerativ erzeugten Stroms. Damit machen die Netzbetreiber genau wieder das, was man mit dem Unbundling ausschließen wollte: Sie treten wieder als Händler auf. Diesmal jedoch ohne Gewinn machen zu dürfen.

Um die Differenzen auszugleichen, die den Übertragungsnetzbetreibern aus den Einnahmen und den Ausgaben bei der EEG-Umsetzung entstehen, müssen im Gegenzug die regionalen Versorgungsunternehmen für jede Kilowattstunde Strom, die an Endverbraucher geliefert wird, eine EEG-Umlage an die Übertragungsnetzbetreiber entrichten. Für diesen komplexen Mechanismus wird der finanzielle Ausgleich jährlich errechnet. Mehr- bzw. Minderzahlungen des Gesamtsystems werden im Folgejahr ausgeglichen.

Die Einspeisevergütungen für die Anlagenbetreiber werden für 20 Jahre fest zugesagt. Da der Gesetzgeber die Vergütung jedoch als Steuerungsinstrument für den Zubau nutzt, erfolgt teilweise eine monatliche Anpassung der Sätze. Das führt dazu, dass es in Deutschland derzeit sage und schreibe ca. 4.000 verschiedene Einspeisevergütungen gibt.

Um auch eine Direktvermarktung durch die Betreiber der Anlagen zu ermöglichen, wurde zu Beginn des Jahres 2012 das sogenannte Marktprämienmodell geschaffen. Den Betreibern einer Anlage zur regenerativen Stromerzeugung ist es seitdem freigestellt, ob sie sich den Strom über das EEG vergüten lassen oder den Strom selbst vermarkten, die sogenannte Direktvermarktung, und einen finanziellen Anreiz in Form einer Marktprämie erhalten. Die Entscheidung kann monatlich geändert werden und ist dem Netzbetreiber mitzuteilen.

Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG)

Im Jahr 2009 trat das Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) erstmals in Kraft. Mit diesem Gesetz soll der Ausbau der erneuerbaren Energien im Wärme- und Kältebereich für Gebäude vorangetrieben werden. Bundesweit werden Pflichten zur Verwendung von erneuerbaren Energien bei Alt- und Neubauten geregelt, so dass bis zum Jahr 2020 mindestens 14 Prozent des Wärme- und Kälteenergiebedarfs von Gebäuden durch erneuerbare Energien gedeckt werden sollen.

Für neugebaute Gebäude und renovierte öffentliche Einrichtungen gelten diese Pflichten ab einer Größe von 50 m^2. Dazu sind in unterschiedlicher Kombination zu installieren:

- 15 Prozent Solarenergie oder

- 30 Prozent gasförmige Biomasse (25 Prozent für renovierte öffentliche Gebäude) oder

- 50 Prozent feste oder flüssige Biomasse (15 Prozent für renovierte öffentliche Gebäude) oder

- 50 Prozent Geothermie (15 Prozent für renovierte öffentliche Gebäude).

- Alternativ können auch 50 Prozent der Versorgung durch Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen gedeckt werden.

Für die Jahre 2009 bis 2012 wurden für das EEWärmeG 500 Millionen Euro Fördermittel bereitgestellt.

Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG)

Das Gesetz soll einen Beitrag leisten, Klimaschutzziele zu erfüllen und die Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und der Nutzung von Brennstoffzellen in der Bundesrepublik Deutschland bis zum Jahr 2020 auf 25 Prozent zu erhöhen. Im Laufe der Jahre erfolgten verschiedene Novellierungen durch den Bundestag mit dem Ziel einer verbesserten Förderung von KWK-Anlagen durch die Gewährung höherer KWK-Zuschläge, die Schaffung flexibler Laufzeitmodelle und die Einbeziehung neuer Modernisierungsoptionen. Auch die Förderung von Wärme- und Kältenetzen und von Wärme- und Kältespeichern wurden erstmals in das KWK-Gesetz aufgenommen.

Die Mittel, die die Betreiber von KWK-Anlagen erhalten, werden ähnlich der EEG-Umlage auf jede verbrauchte Kilowattstunde in Deutschland umgelegt. KWK-Anlagen sind somit allen anderen Anlagen, die im EEG berücksichtigt werden, gleichgestellt.

Energieeinsparungsgesetz (EnEG)

Da Deutschland von Energieimporten abhängig ist, wurde bereits 1976 das EnEG erlassen, um eine Verringerung der Importabhängigkeit durch Reduzierung des Energieverbrauchs zu erreichen. Im Laufe der Jahre wurden verschiedene Verordnungen auf EnEG-Basis verabschiedet.

Das EnEG stellt energetische Anforderungen an Gebäude und Anlagentechnik, zum Beispiel bei der Installation von heizungs- und lüftungstechnischen Anlagen oder dem Wärmeschutz von Gebäuden.

Stromsteuergesetz (StromStG) und Energiesteuergesetz (EnergieStG)

1999 wurde die Stromsteuer (im Volksmund auch „Ökosteuer“) eingeführt, um Beitragszahlungen in der Sozialversicherung zu verringern und damit die Lohnnebenkosten zu senken. Besteuert wird immer der sogenannte Letztverbraucher des Stroms. Für Strom aus erneuerbaren Energien, der im Eigenverbrauch genutzt wird, gibt es eine Stromsteuerbefreiung. Biokraftstoffe und Kraft-Wärme- Kopplungsanlagen können ebenfalls steuerbefreit oder steuerbegünstigt werden.

2006 wurde das Energiesteuergesetz eingeführt, das das damalige Mineralölsteuergesetz ablöste und seitdem u.a. auch die Besteuerung für die Energieträger Kohle, Erdgas, Biodiesel, und Flüssiggas regelt.

Für energieintensive Betriebe gibt es die Möglichkeit der Inanspruchnahme eines reduzierten Energie- und Stromsteuersatzes, den sogenannten Spitzenausgleich. Diese Regelungen wurden 2013 erheblich ausgeweitet. Voraussetzung für die Vergünstigungen ist der Nachweis eines Energiemanagementsystems gemäß der ISO Norm 50001 bei großen Firmen. Für kleine und mittelständische Firmen genügt eine einfache Energieprüfung (Audit).

Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG), Zuteilungsgesetz (ZuG) und Zuteilungsverordnung (ZuV) sowie Energie- und Klimafonds-Gesetz (EKFG)

Das TEHG ist die gesetzliche Grundlage für den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen. Ziel dieses Gesetzes ist die Verringerung von Treibhausgasen, um so, wie im Kyoto-Protokoll ausgehandelt, weltweit zum Klimaschutz beizutragen. Im Umweltbundesamt (UBA) wurde zur Abwicklung der Aufgaben im Rahmen des Emissionshandels eine Emissionshandelsstelle eingerichtet.

Beispielsweise Stromkonzerne, Chemieunternehmen, Eisen- und Stahlwerke, Papier- und Kalkfabriken müssen für ihre CO_2-Emissionen ausreichend Zertifikate nachweisen. In Europa sind insgesamt rund 12.000 Unternehmen von den Regelungen betroffen. Dazu wird eine limitierte Anzahl von kostenlosen Zertifikaten über nationale Allokationspläne zugeteilt. Da die Anzahl der Zertifikate geringer sein sollte als die tatsächlichen Emissionen, bildet sich ein Preis für die Zertifikate, die dann in einem europäischen Emissionshandelssystem national und international gehandelt werden. Der Preis für die Zertifikate soll für den Anlagenbetreiber einen Anreiz geben, in emissionsarme Techniken zu investieren.

Die Zuteilung der Zertifikate erfolgt periodenweise. Die erste Periode lief von 2005 bis 2007, die anschließende Zuteilungsperiode dauerte von 2008 bis 2012 und die aktuelle Periode erstreckt sich von 2013 bis 2020.

Die EU-Mitgliedsstaaten hatten in den ersten beiden Handelsperioden einen eigenen Gestaltungsspielraum. Daher gab es in Deutschland ein eigenständiges Zuteilungsgesetz (ZuG). Da ab 2013 eine stärkere internationale Harmonisierung der Zuteilung erfolgte, war ein deutsches Gesetz nicht mehr erforderlich. Die Zuteilungsverordnung (ZuV) für die dritte Handelsperiode gilt im Anwendungsbereich des TEHG und setzt die europäische Zuteilung national um. Betreiber emissionshandelspflichtiger Anlagen können danach für die dritte Periode die kostenlose Zuteilung von Emissionsberechtigungen beantragen.

Für die Zuteilung der Zertifikate werden europaweite Vergleichswerte von Emissionen herangezogen. Anlagenbetreiber, die vergleichsweise ineffizient produzieren, müssen verstärkt Zertifikate zukaufen. Um internationale Wettbewerbsnachteile auszugleichen, erhalten bestimmte Anlagen eine höhere kostenlose Zuteilungsmenge. Bei anderen Anlagen werden die kostenlosen Zuteilungsmengen sukzessive verringert.

Die Erlöse aus den CO_2-Zertifikaten fließen in ein Förderbudget, dessen Mittelverwendung über das Energie- und Klimafonds-Gesetz (EKFG) geregelt wird. Weitere Mittel für dieses Budget kommen von der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) sowie aus dem Bundeshaushalt.

Ziel ist es, über die Förderung eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung sicherzustellen. Unterstützt werden Projekte in den Bereichen Energieeffizienz, erneuerbare Energien, Energiespeicher- und Netztechnologien, energetische Gebäudesanierung, nationaler Klimaschutz, internationaler Klima- und Umweltschutz sowie die Entwicklung der Elektromobilität. Aufgrund des Preisverfalls der CO_2-Zertifikatpreise fehlen dem Fonds jedoch zunehmend die erforderlichen Fördermittel. Diese müssen dann zumindest teilweise aus dem Bundeshaushalt bereitgestellt werden und belasten so den Steuerzahler.

Atomgesetz (AtG)

Das AtG ist die gesetzliche Grundlage zur friedlichen Nutzung der Kernenergie. Es trat in seiner ursprünglichen Fassung 1960 in Kraft. Das Atomgesetz ist Basis für verschiedene Durchführungsverordnungen, wie zum Beispiel die atomrechtliche Abfallverbringungsverordnung, die atomrechtliche Sicherheitsbeauftragten- und Meldeverordnung und die Endlagervorausleistungsverordnung.

Das AtG verfolgt aktuell mehrere wesentliche Ziele. Zum einen soll es die Beendigung der Kernenergie zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität und bis dahin die Gewährleistung eines sicheren Betriebes regeln. Zum anderen sollen Leben, Gesundheit und Sachgüter vor den Gefahren der Kernenergie geschützt werden, so dass keine Schäden entstehen.

Mit der Novellierung im Jahr 2002 wurde die geordnete Beendigung des Betriebs kerntechnischer Anlagen festgelegt. Die Laufzeit der bestehenden Kernkraftwerke wurde auf durchschnittlich 32 Jahre festgelegt. Zudem erfolgte ein Verbot für den Neubau von Kernkraftwerken.

Nach dem Regierungswechsel wurde 2009 allerdings beschlossen, die bestehenden Laufzeiten für Kernkraftwerke zu verlängern. Ein Neubau von Kernkraftwerken wurde aber weiterhin abgelehnt. Mit den Stimmen der schwarzgelben Koalition wurde am 28. Oktober 2010 verabschiedet, dass sich die Laufzeiten der vor 1980 gebauten sieben Kernkraftwerke um acht Jahre und die der weiteren zehn Kernkraftwerke um jeweils 14 Jahre verlängern.

Nur wenige Tage nach der Katastrophe von Fukushima beschloss die Bundesregierung erneut einen radikalen Wechsel ihrer Atom- und damit auch der gesamten Energiepolitik. Im Juni 2011 stimmte der Bundestag für den Ausstieg aus der Kernenergie. Das Gesetz trat bereits im August 2011 in Kraft. Die sieben ältesten Kernkraftwerke und das Kernkraftwerk Krümmel wurden direkt abgeschaltet. Die Bundesnetzagentur gab bekannt, dass auf diese Kernkraftwerke als sogenannte Kaltreserve zur Versorgungssicherheit und Sicherstellung des Netzbetriebs vollständig verzichtet werden könne. Die Laufzeiten der anderen Kernkraftwerke enden sukzessive bis zum Jahr 2022. Dabei ist die Übertragung von Laufzeiten zwischen den Kraftwerken möglich.

Gesetze zur Gestaltung und Kennzeichnung energieverbrauchsrelevanter Produkte (EVPG und EnVKG)

2011 trat das EVPG in Kraft. Es setzt auf nationaler Ebene die Vorgaben der EU-Ökodesign-Richtlinie um. Bestandteil des EVPG ist die Harmonisierung produktbezogener Vorschriften für energieverbrauchsrelevante Produkte, um so Handelshemmnisse zwischen den einzelnen EU-Staaten abzuschaffen und den Binnenmarkt zu fördern. Gleichzeitig sollen die Umweltverträglichkeit und die Energieeffizienzsteigerung verbessert werden. Betroffen sind zum Beispiel Produkte wie Fernseher, Waschmaschinen, Pumpen oder Computer.

Das EnVKG regelt die Kennzeichnung von Produkten, so dass sich Verbraucher vor einer Kaufentscheidung einen einfachen Überblick über den Energieverbrauch und Emissionen der Geräte verschaffen können. Neben Haushaltsgeräten gilt das EnVKG inzwischen auch für Autos.

Energieleitungsausbaugesetz (ENLAG) und Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG)

Durch den Ausstieg aus der Atomenergie und den Umbau der Energieversorgung auf regenerative Energien wurde ein verstärkter Ausbau der Netzinfrastruktur notwendig, um das drohende Ungleichgewicht zwischen zunehmender Erzeugung im Norden Deutschlands und dem hohen und steigenden Strombedarf im Süden der Republik auszugleichen. Allerdings dauerten die bisherigen Genehmigungsverfahren zu lange und mussten erheblich beschleunigt werden. Deshalb wurde 2009 das ENLAG und 2011 das NABEG geschaffen.

Maßnahmen sind im Wesentlichen die Anbindung von Offshore-Windenergieanlagen sowie die Förderung grenzüberschreitender Stromverbindungen und Speichertechnologien. Planungs- und Genehmigungsverfahren sollten erheblich vereinfacht und in ihrer Dauer reduziert werden. Dazu sollen auch Verantwortlichkeiten besser geregelt und Investitionsbedingungen grundsätzlich verbessert werden.

Die einzelnen Projekte werden in einem Bedarfsplan zusammengefasst, für den die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf gemäß EnWG festgestellt werden.

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Energie- und Umweltpolitik

In Anlehnung an das EnWG sind die obersten Ziele der Energie- und Umweltpolitik Effizienz, Preisgünstigkeit, Verbraucherfreundlichkeit, Sicherheit und Umweltverträglichkeit. Letzteres soll vor allem über die Reduzierung des Energieverbrauchs und Emissionsausstoßes, insbesondere von CO_2, erreicht werden.

Abbildung 4: Das magische Fünfeck der Energieversorgung

Jedes einzelne Ziel ist, für sich betrachtet, erreichbar, führt aber dazu, dass andere Ziele ggf. nicht erfüllt werden können. Daher müssen die Ziele so ausbalanciert werden, dass sie im Gleichgewicht bleiben und dabei eine möglichst hohe Akzeptanz in der Bevölkerung erreichen. Damit wird schnell die Komplexität des Themas Energie klar. Schauen wir uns dazu einmal die Politik der letzten Jahrzehnte an und überprüfen ob dieser Interessenausgleich durch aufeinander abgestimmte Gesetze und Verordnungen sowie miteinander verzahnt arbeitende Behörden erreicht werden konnte.

Zuständige Ministerien und Behörden

Im Juni 1986, also wenige Wochen nach der Atomkatastrophe von Tschernobyl am 26. April 1986, wurde das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) gegründet. Damit wollte die damalige schwarz-gelbe Regierung die Umweltbelange, für die bis dahin das Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz (BMELV), das Bundesministerium für Gesundheit (BMG) und das Bundesministerium des Inneren (BMI) gemeinschaftlich zuständig waren, zusammenfassen, um so die Umweltpolitik besser steuern zu können. Leider war man damals nicht so konsequent, neben der Umweltpolitik auch direkt die Energiepolitik mit in das neue Ministerium zu integrieren.

Auch wenn im Koalitionsvertrag verschiedene Kompetenzen, die für die Energiewende wichtig sind, in das am 17. Dezember 2013 umbenannte Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (davor Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, BMWi) zusammengefasst wurden, beschäftigen sich heute immer noch mindestens zwei weitere Bundesministerien mit dem Thema Energie. Neben dem BMWi sind das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) und das BMELV für die effiziente Energieumwandlung verantwortlich, nicht nur aus Bioprodukten, sondern beispielsweise auch von Brennstoffzellen und Wasserstofftechnologien.Inwieweit das BMU zukünftig an der Schnittstelle zwischen Umwelt und Energie noch in die Energiepolitik eingebunden sein wird, wird sich im Laufe der Legislaturperiode zeigen.

Abbildung 5: Regierungen, Umwelt- und Wirtschaftsminister seit 1998

Die Behörden Bundesnetzagentur (BNetzA) und Bundeskartellamt (BKartA), beide unter anderem für Liberalisierung und Regulierung verantwortlich, unterstehen dem BMWi, das Umweltbundesamt (UBA) untersteht dem BMU.

Wir gönnen uns bis heute, also auch nach den Koalitionsverhandlungen, den Luxus, dass die Verantwortungen für die Themen Energie und Umwelt geteilt sind, was ihre Koordination extrem schwierig macht. Die Übertragung der Verantwortung für die Energiewende an das BMWi ist zu kurz gesprungen. Dafür liegt die Verantwortung zu vieler Schnittpunktthemen noch bei anderen Ministerien. Schade, dass die Politik eine weitere Möglichkeit vertan hat klare Strukturen eizuziehen.

Der eigentliche Start der Energiewende

Nachdem im Jahr 1990 bereits das Stromeinspeisungsgesetz von der schwarzgelben-Koalition verbschiedet wurde, kann der eigentliche Start der Energiewende auf das Jahr 1999 zur Zeit der rotgrünen-Koalition mit Jürgen Trittin als Bundesumweltminister datiert werden. In diesem Jahr wurde die sogenannte Ökosteuer eingeführt. Dahinter verbirgt sich der Gedanke, dass durch Steuern auf bestimmte Energiearten eine Lenkungswirkung für Investitionen in neue und umweltverträgliche Technologien erfolgt. So wurden die Mineralölsteuer und die Stromsteuer geschaffen, wobei Strom aus regenerativen Energien diesen Steuern nicht unterliegt. Energieintensive Industriebetriebe waren und sind bis heute durch umfangreiche Ausnahmeregelungen zum Teil von diesen Steuern befreit, mit dem Argument, die Wettbewerbsfähigkeit aufrechterhalten zu wollen. So haben jedoch gerade die großen Verbraucher einen geringen Anreiz in energieeffiziente Anlagen zu investieren.

Im Jahr 2000 wurde das EEG verabschiedet, das das Stromeinspeisungsgesetz ablöste und neben Strom die Handhabung weiterer Formen der Energieproduktion umfasste. Weiterhin wurde zwischen der Bundesregierung und den großen Energieversorgungsunternehmen eine Vereinbarung zum Ausstieg aus der Kernenergie geschlossen. Diese Vereinbarung wurde durch eine Novellierung des Atomgesetzes verbindlich. Auf dieser Basis erfolgte in den Jahren 2003 und 2005 die erste Abschaltung von zwei Kernkraftwerken.

Über den damals beschlossenen Ausstieg aus der Atomkraft kann man verschiedener Meinung sein. Auf alle Fälle wurde dadurch Rechtssicherheit für alle Betroffenen geschaffen. Niemand konnte ahnen, welcher Zick-Zack-Kurs mit negativen Auswirkungen auf die Planungs- und Investitionssicherheit danach noch kommen sollte.

Die Förderung regenerativer Energien

Hinsichtlich der langfristigen Energiepolitik wurden bereits damals die ersten grundlegenden Fehler gemacht. Zwar wollte man regenerative Energien mittels EEG fördern und die Kernenergie über viele Jahre auslaufen lassen, doch ein Konzept als Masterplan der Energieversorgung gab es nicht. Ein Zustand, der sich bis heute nicht geändert hat, denn die Aufstellung von politisch ehrgeizigen Energiezielen gibt noch lange nicht den Weg vor, wie sie auch erreicht werden. Ein Beispiel der Konzeptlosigkeit ist, dass man durch die Förderung vieler kleiner Anlagen bereits seit 1990 den Wechsel von einer zentralen zu einer dezentralen Energieversorgung eingeleitet hat, die sich ändernden Anforderungen an die Netzstruktur zum Transport der Energie aber außen vor ließ. Zukünftig wird die Netzstruktur aber völlig anders aussehen müssen als die bis heute historisch gewachsenen Strukturen.

Auch die dringend notwendige Weiterentwicklung intelligenter Speichermedien, die zukünftig unerlässlich sind, wird bis heute nicht mit der notwendigen Konsequenz vorangetrieben. Weiterhin erfolgte keine an die örtlichen Bedingungen orientierte Förderung. Es scheint nun mal nicht überall gleich viel Sonne, es weht nicht überall immer Wind und es können nicht überall Wasserkraft oder Geothermie sinnvoll genutzt werden. Trotzdem wurden Fördergelder mit der Gießkanne über das Land verteilt.

Das alles ist Teil einer ziellosen Energiepolitik zum unkontrollierten Ausbau regenerativer Energien, die von mehreren Regierungen angetrieben wurde und leider bis heute andauert.

Am 30. Juli 2004 verkündete Bundesumweltminister Trittin: „Es bleibt dabei, dass die Förderung erneuerbarer Energien einen durchschnittlichen Haushalt nur rund 1 Euro im Monat kostet – so viel wie eine Kugel Eis.“[1] Wie falsch er mit dieser gewagten These liegen sollte, haben die folgenden Jahre gezeigt. Bei einem Verbrauch von 3.500 kWh pro Jahr und einer EEG-Umlage von 6,2 Cent pro kWh ergibt sich daraus eine Mehrbelastung von ca. 18 Euro pro Monat. Dabei sind aber höhere Kosten für den Netzbetrieb sowie weitere Umlagen, wie zum Beispiel für Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen noch nicht berücksichtigt. Im Moment ist nicht absehbar, welche Belastungen auf die Bürger in den kommenden Jahren noch zukommen werden.

2009 wurde das EEG unter der rot-grünen-Regierung erneut angepasst und deutlich erweitert. Aus bisher 22 Paragraphen wurden nun 66. Damit wurden viele Regelungen, wie zum Beispiel eine Meldepflicht an die BNetzA für Betreiber von Solaranlagen und eine Unterteilung in verschiedene Anlagengrößen für unterschiedliche Vergütungen aufgenommen. Auch wurden Entschädigungen in Höhe der üblichen Vergütung festgelegt, für den Fall, dass EEG-Strom produziert, jedoch aufgrund von Kapazitätsengpässen im Netz nicht eingespeist werden kann. Um die Umlagekosten für alle Stromkunden einzugrenzen, wurden erstmals neue Regelungen für Photovoltaikanlagen eingeführt, durch die eine zügige Absenkung der Vergütung in Abhängigkeit vom tatsächlichen Zubau geregelt werden sollte, der sogenannte „Atmende Deckel“.

Letztlich erfolgte die EEG-Novelle 2009, um den Ausbau der erneuerbaren Energien besser zu steuern. Aber ein Konzept war auch das leider nicht, sondern wieder nur neues Stück Stoff am großen Flickenteppich der Energiepolitik.

Endlich mal ein Konzept

Im September 2010 stellten Herr Röttgen als Bundesumweltminister und Herr Brüderle als Bundeswirtschaftsminister ihren „großen Wurf“ für die Energiepolitik der nächsten 50 Jahre vor – das „Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung“. Auch wenn es teilweise gute Ansätze beinhaltete – letztlich war es unausgereift und nicht durchdacht.

Ein Kernpunkt des Papiers war, die aktuell genutzten Primärenergien zukünftig durch Biomasse zu ersetzen. Die Begründung dafür war, dass man die Importabhängigkeit von Erdgas, Öl und Kohle reduzieren wolle. Ein genialer Schachzug, könnte man meinen. Aber wie dilettantisch, wenn man wenige Seiten weiter im gleichen Papier beschreibt, dass man natürlich nicht die gesamte erforderliche Biomasse selber produzieren kann, sondern diese importieren müsse. Also war es lediglich die Idee, eine Importabhängigkeit gegen eine andere zu tauschen. Dass die Ökobilanz der Biostoffe bei einem Transport über Hunderte oder gar Tausende von Kilometern nicht positiv sein kann, erklärt sich von selbst. Dass darüber hinaus diese Politik zu einer Lebensmittelverknappung, verbunden mit deutlich ansteigenden Preisen, führen würde, wäre letztlich unausweichlich. Ethisch sind diese Planungen äußerst fragwürdig bei anhaltendem Hunger in der Welt. Gegebenenfalls wären dadurch sogar Lebensmittelsubventionen notwendig. Die Lösung all dieser Fragen – so das Konzept – wollte man auf einen späteren Termin verschieben. Irgendwie erinnert das an die Nutzung von Kernenergie, die man erst einmal gestartet hat, ohne die Frage der Endlagerung zu klären.

In dem Papier ging man von einem Anstieg der Stromimportabhängigkeit aus. Das heißt, dass man offensichtlich bewusst in Kauf genommen hat, dass auch Atomstrom, beispielsweise aus Frankreich und Tschechien, verstärkt genutzt werden soll. Die Versorgung mit Erdgas hatte man in dem Konzept mehr oder weniger vollständig vergessen. Nachdem zunächst postuliert wurde, dass es in 50 Jahren ohnehin kein Erdgas mehr geben sollte, schwenkte man nach einigen Überlegungen um. Nun hieß es, Erdgas werde nicht im Konzept erwähnt, „da die Nutzung ja klar sei“.

Das Konzept der Herrn Brüderle und Röttgen war bei näherer Betrachtung das Papier nicht wert, auf dem es gedruckt war. Die Halbwertzeit war aber trotzdem verblüffend. Nur wenige Monate nach Erscheinen war das auf 50 Jahre angelegte Konzept aufgrund der Ereignisse in Fukushima im März 2011 schon wieder hinfällig. Herr Brüderle wurde durch Herrn Rösler ersetzt und Herr Röttgen blieb auch nicht mehr lange im Amt.

Erstaunlicherweise haben die in dem Papier erklärten Ziel nach wie vor politische Gültigkeit, denn mit Ausnahme des Ausstiegs aus der Kernkraft wurden bisher an keiner Stelle neue Ziele offiziell verabschiedet. Der aktuelle Koalitionsvertrag enthält diesbezüglich nur neue Absichtserklärungen, die noch nicht umgesetzt sind.

Die nächste Kehrtwende

Unmittelbar nach der Katastrophe von Fukushima beschloss die Bundesregierung nur fünf Monate nach der Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke eine erneute Änderung der Energiepolitik. Dieses Mal in einer derart radikalen Art und Weise, wie sie bis dahin nicht vorstellbar war. Da die Kehrtwende praktisch über Nacht kam, kann man mit Sicherheit behaupten, dass sie wieder einmal ohne konkretes Konzept erfolgte. Über die Probleme, die sich für Versorgungsunternehmen, Netzbetreiber und Bürger seitdem ergeben, hatte sich offensichtlich niemand Gedanken gemacht.

Ob die Motivation der Bundeskanzlerin dadurch getrieben wurde, dass sie sich knapp ein halbes Jahr davor von den Managern der großen Energieversorgungsfirmen bei der Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke unter Druck gesetzt fühlte, ob es ein Wahlkampfmanöver vor Landtagswahlen war oder vielleicht ein völlig übertriebener Aktionismus nach der Katastrophe von Fukushima, kann niemand außer ihr selbst sagen. Fakt ist, dass sie mit dieser Entscheidung ein Kernthema der Grünen dauerhaft abgeräumt hat.

Nach einem drei Monate andauernden Atom-Moratorium wurden sofort die sieben ältesten Kernkraftwerke und das Kernkraftwerk Krümmel abgeschaltet. Begründet wurde diese Maßnahme mit der „vorsorglichen Gefahrenabwehr“. Eine Ethikkommission und die Reaktorsicherheitskommission „legitimierten“ das Vorgehen der Kanzlerin. Energieversorgungsunternehmen wurden nicht eingebunden. Die stillgelegten Kraftwerke wurden seitdem nicht mehr hochgefahren und die verbleibenden Kernkraftwerke werden stufenweise bis 2022 ihren Betrieb einstellen. Der Beschluss wurde dann im Atomgesetz verankert. Damit hat Schwarz-Gelb Rot-Grün praktisch überholt, die einen Ausstieg aus der Atomkraft auf Basis von Reststrommengen viel moderater verabschiedet hatten. Während die Politik von Rot-Grün der Industrie und den Versorgungsfirmen noch eine gewisse Planungssicherheit gab, wurde diese mit den Beschlüssen von März 2011 über den Haufen geworfen.

Das Hin und Her der Energiepolitik hat kein Vertrauen bei Bürgern und Industrie geschaffen. Weitere Beispiele dafür sind der Zick-Zack-Kurs für die Nutzung von Nachtspeicherheizungen, die kurzfristigen EEG-Reduzierungen für Photovoltaik- und Windförderung und die Diskussionen über Zusatzabgaben und Abschaltverbote für unwirtschaftlich arbeitende Kraftwerke. Viele erfolgversprechende größere und kleinere Projektinitiativen, insbesondere im Kraftwerksbereich, wurden mangels Planungssicherheit von den Unternehmen zunächst einmal auf Eis gelegt.

Folgekosten, über die niemand spricht

Die Mehrzahl der Deutschen begrüßt den Ausstieg aus der Kernenergie. Man kann dazu stehen wie man will. Fest steht, dass diese Entscheidung den Steuerzahler etliche Milliarden Euro kosten wird. Warum ist das so? Geschätzt verdient ein Kernkraftwerk jeden Tag etwa eine Million Euro. Die Betriebserlaubnis eines Kernkraftwerks erstreckt sich über 35 Jahre oder länger. Während dieser Zeit sind die Betreiber verpflichtet, Rückstellungen zu bilden, mit denen am Ende der Laufzeit der Rückbau der Anlagen bezahlt wird. Werden die Laufzeiten radikal verkürzt und die Kernkraftwerke abgeschaltet, werden auch keine Rückstellungen mehr gebildet. So fehlt es an den nötigen finanziellen Mitteln, die erforderlich sind, um den Betrieb der Kraftwerke ordnungsgemäß zu beenden und den Rückbau, der sich über Jahrzehnte erstreckt, bezahlen zu können.

Dies ist ein Grund, warum die Betreiber teilweise gegen den Atomausstieg geklagt haben. Die Vorstände mussten diesen Schritt auch deswegen gehen, um sich gegenüber ihren Aktionären schadfrei zu halten. Wer möchte schon den Eigentümern einen plötzlichen, exorbitanten Wertverlust mitteilen müssen, ohne etwas dagegen unternommen zu haben und so eine Klage wegen Managementfehler zu riskieren? Dazu kommt, dass die Firmen RWE und E.ON zum Zeitpunkt der erneuten Kehrtwende der Atompolitik 2011 bereits jeweils über 30 Milliarden Euro Schulden angehäuft hatten[2]. Zwar versuchen sie seit geraumer Zeit durch den Verkauf verschiedener „Filetstücke“ ihre Schulden zu reduzieren, aber ob das reichen wird, insbesondere auch, um die Kernkraftwerke zurückzubauen, ist mehr als fraglich. Aufgrund der schlechten Finanz- und Ertragslage der Energiekonzerne ist nicht uszuschließen, dass in den kommenden Jahren weitere erhebliche Kosten für den Rückbau der Anlagen und die Endlagerung auf die Bürger zukommen, die die Politik bisher noch gar nicht in die Rechnung der gesamten Energiekosten miteinbezogen hat.

Deutschland – Stromexportnation

Trotz des Atom-Moratoriums und der direkten Abschaltung der ersten Kernkraftwerke bleibt Deutschland bis heute Nettostromexporteur. Im Frühjahr 2013 wurde berichtet, dass Deutschland so viel Strom wie nie zuvor ins Ausland transportiert. Das scheint zunächst natürlich eine tolle Nachricht zu sein. Schaut man jedoch hinter die Kulissen, vergeht einem schnell das Lachen.

Der Strom wird an internationalen Energiebörsen gehandelt. Da in Deutschland doppelte Kapazitäten durch konventionelle Kraftwerke und regenerative Erzeugungsanlagen bei gleichzeitig fehlenden Energiespeichern bestehen, gibt es beispielsweise in Zeiten mit sehr hoher Windstromeinspeisung zu viel Strom. Angebot und Nachfrage regeln an den Börsen den Preis. Der deutsche Strom ist in diesen Zeiten so billig, dass Händler, zum Beispiel in Frankreich oder den Niederlanden, diesen Strom lieber in Deutschland kaufen und importieren, anstatt eigene Erzeugungskapazitäten zu nutzen. Die Situation führt dazu, dass wir durch die deutsche Energiepolitik mit Vorrang für regenerative Energien nicht nur den resultierenden unwirtschaftlichen Teillastbetrieb von Kraftwerken im In- und Ausland fördern, was einer Ökobilanz sicherlich nicht zuträglich ist, sondern dass die deutschen Verbraucher den Strom für das Ausland auch noch über die EEG-Umlage subventionieren.

Doch die aktuelle Situation ist auch in einem weiteren Punkt trügerisch. Mit der weiteren Abschaltung verbleibender Kernkraftwerke und Netzkapazitäten, die bereits heute in Spitzenzeiten an ihre Grenzen stoßen, sind Netzstabilität und Versorgungssicherheit gefährdet. Ein größerer Black-Out ist in Zukunft nicht mehr auszuschließen.

Die Auswüchse der deutschen Energiepolitik haben inzwischen nicht nur nationale Auswirkungen, sondern beeinflussen auch unsere europäischen Nachbarländer. Aufgrund der großen Belastungen der deutschen Stromnetze wird zum Beispiel verstärkt Strom aus Windkraftanlagen über die Nachbarländer Polen und Tschechien transportiert und gelangt im Süden wieder in das deutsche Netz. Den ausländischen Stromnetzen bringt die deutsche Energiewende nichts – außer Ärger. Es kommt immer häufiger zu kritischen Lastsituationen in den Ländern und dementsprechend skeptisch wird die deutsche Energiewende dort gesehen. Man ist sich einig: Gelingt es Deutschland, die Energiewende umzusetzen, wird sie zum Vorbild aller großen Industriestaaten. Es ist aber auch gut möglich, dass das ganze Modell kippt und die europäischen Nachbarn mit uns in den Versorgungsabgrund stürzen. Dementsprechend wird das weitere deutsche Vorgehen mit Argwohn betrachtet. Tschechien hat beispielsweise aufgrund des Transittransports von deutschem Strom inzwischen mehrmals am Rand eines Blackouts gestanden. Deswegen wurde ein offizieller Beobachter berufen, der die Entwicklungen in Deutschland und die Situation im europäischen Stromnetz aufmerksam observiert und direkt an die tschechische Regierung berichtet.

Kontinuität der Planlosigkeit

Nachdem Herr Röttgen eher unfreiwillig sein Amt als Umweltminister aufgegeben hatte, sollte ab Mai 2012 mit Herrn Altmaier neuer Wind in das BMU kommen. Ohne jegliche Erfahrung auf dem Gebiet ist auch ihm die Erstellung eines sinnvollen Konzeptes nicht gelungen. Aber mehr politischen Inhalt anstatt ins Leere führende Phrasen hätte man dennoch erwarten können.

Haben Sie schon einmal seinen 10-Punkte-Katalog „Mit neuer Energie“ von August 2012 betrachtet? Selten hat man eine solche Aneinanderreihung von leeren Worthülsen gesehen. Niemand spricht mehr von diesem 10-Punkte-Kata- log und so ist er, wie andere verfehlte Ansätze vorher auch schon, in der Versenkung verschwunden. Damit wurde ein weiteres Mal innerhalb kürzester Zeit die Chance vertan, ein schlüssiges Energiekonzept zu erstellen.

An den größten Energiebaustellen, die die Politik selber geschaffen hat, wird bisher nur herumgebastelt. Seit 2009 erfolgten mehrere Anpassungen des EEGs mit seinen Photovoltaik- und Windkraft-Regelungen. Inzwischen werden so viele Vergütungsmodelle geregelt, dass es selbst Fachleuten schwerfällt, den Überblick zu behalten. Einige Beispiele sind

- die Förderung der Direktvermarktung durch das Marktprämien-Modell,

- die Flexibilitätsprämie zur Förderung des Baus von Gasspeichern an Biogasanlagen,

- das Grünstromprivileg, das die Befreiung der Elektrizitätsversorgungsunternehmen von der EEG-Umlage regelt,

- die Vergütungsstruktur für Windanlagen, die an Land stehen,

- die Gewährung eines sogenannten Repowering-Bonus zum Ersatz alter Windanlagen,

- die Erhöhung einer Vergütung durch die Integration der Sprinterprämie von Windanlagen auf See,

- die Einführung des sogenannten „Stauchungsmodells“ für diese Anlagen,

- die Degressionsregelung („atmender Deckel“) und deren monatliche Anpassung für Photovoltaikanlagen.

Alles klar? Inzwischen gibt es mehr als 4.000 verschiedene Vergütungsmodelle, die über das EEG geregelt werden. Wer soll bei einer solchen Politik noch durchblicken?

Zur Förderung der regenerativen Energien gibt es Ausgleichszahlungen zugunsten der Grünstromerzeuger (d.h. der Differenzbetrag zwischen Strombörsenpreis und höheren Erzeugungskosten von regenerativen Stromerzeugungsanlagen), die durch die EEG-Umlage finanziert werden. Dabei wird die Höhe der EEG-Umlage durch folgende Effekte verzerrt:

- Aufgrund der Wirtschaftskrise und einem Überangebot sanken die börsennotierten Strompreise. Als Folge wurde die Differenz zu den fest zugesagten Einspeisetarifen größer.

- Netzentgelte zum Ausbau des Transportsystems, die nicht originär zur EEG- Umlage gehören, wurden einbezogen.

- Die Ausnahmeregelungen für energieintensive Industriebetriebe wurden ausgedehnt.

- Die Berechnungsgrundlage der EEG-Umlage wurde 2011 geändert. Zum einen wurde zusätzlich eine Liquiditätsreserve geschaffen, die als Finanzpuffer verhindern soll, dass das EEG-Konto möglicherweise ins Minus rutscht. Zum anderen wurde eine Marktprämie eingeführt, die an Anlagenbetreiber gezahlt wird, die ihren regenerativ produzierten Strom direkt an der Börse vermarkten.

Gemäß einer vom Bundesverband Erneuerbare Energie veröffentlichte Aufschlüsselung teilt sich die EEG-Umlage für 2013 deswegen wie folgt auf[3]:

Abbildung 6: Zusammensetzung der EEG-Umlage 2013

Die Aufzählung ist ein gutes Beispiel, wie der staatliche Eingriff in einen früher gut funktionierenden Energiemarkt zu immer weiterem Regelungsbedarf führt. Eine solche Entwicklung der EEG-Umlage war frühzeitig voraussehbar, politisch wurde jedoch nicht mit einem klaren Schnitt des Fördersystems gegengesteuert. Im Gegenteil – das Flickwerk wird weiter „ausgebessert“. Im Jahr 2013 machte Bundesumweltminister Altmaier mit der sogenannten „Strompreisbremse“ einen Vorstoß zur Limitierung der EEG-Umlage. Denn während die EEG-Umlage 2003 noch bei 0,41 Cent je Kilowattstunde lag, stieg sie trotz verlangsamten Ausbaus regenerativer Energieproduktion von 2012 bis 2013 bereits von 3,59 auf 5,28 Cent je Kilowattstunde. Für 2014 werden es 6,24 Cent je Kilowattstunde sein. Ein Anstieg, der mit der bis zu 20 Jahre geltender Vergütungszusage und der Ausdehnung auf weitere Förderbereiche erklärbar ist, jedoch wenig mit der ursprünglichen Idee der Förderung zum Ausbau regenerativer Energien zu tun hat.

Der Vorstoß von Bundesumweltminister Peter Altmaier zur Begrenzung der EEG-Umlage („Strompreisbremse“) beinhaltete die folgenden Vorschläge:

- Die Auszahlung der EEG-Vergütung sollte für die Anlagenbetreiber so lange verzögert werden, bis absehbar ist, dass das EEG-Konto, das aus der Umlage gespeist wird, positiv wäre. Das hätte bedeutet, das aufgrund des erwarteten Fehlbetrages für das Jahr 2013 keine Anlage eine Vergütung bekommen hätte, was die Refinanzierung auch von großen Anlagen unsicher gemacht hätte.

- Altanlagen sollten eine Abgabe von 1 bis 1,5 Cent pro Kilowattstunde leisten. So würde man bereits zugesagte Förderungen durch die Hintertür wieder zurückholen. Wie fänden Sie das, wenn Sie als Unternehmer die Wirtschaftlichkeit Ihrer Anlage darauf geplant hätten? Würden Sie bei der nächsten Investition ein gutes Gefühl haben?

- Der Eigenverbrauch von Strom durch Photovoltaikanlagen sollte mit der EEG- Umlage wie normaler Strombezug aus dem Netz beaufschlagt werden. Und dies, obwohl genau der dezentrale Eigenverbrauch grünen Stroms eine absolute Notwendigkeit für das Gelingen der Energiewende ist.

- Die Ausnahmegenehmigungen zur Befreiung der EEG-Umlage für energieintensive Unternehmen sollten eingeschränkt werden.

Der Aufschrei über die Vorschläge der Strompreisbremse war von allen Seiten dementsprechend groß. Zentrale Elemente wurden auch durch die Opposition abgelehnt. Insbesondere die geplante Belastung des Eigenverbrauchs aus Photovoltaikanlagen zeigt offensichtlich die Planlosigkeit, da gerade die Photovoltaikanlagen zunächst bezuschusst wurden und nun der erzeugte Strom wieder mit der Umlage belastet werden sollte. Chaos ohne Ende.

Die größte Kritik wurde an der Abschaffung der Ausnahmeregelungen für das produzierende Gewerbe geübt, um Firmen die internationale Wettbewerbsfähigkeit zu gewährleisten. Dies ist allerdings, wenn man sich die Liste der mittlerweile EEG-umlagebefreiten Unternehmen und die Vergabepraxis anschaut, dann wohl noch einer der sinnvollste Punkt der Liste gewesen, denn ein Großteil der Firmen steht überhaupt nicht im internationalen Wettbewerb. Darüber hinaus wird die gesamte Regelung auf europäischer Ebene kritisch gesehen, so dass Ende 2013 ein Untersuchungsverfahren gestartet wurde. Um den Koalitionsfrieden nach außen zu wahren, veröffentlichten das Bundeswirtschaftsministerium und das Bundesumweltministerium nach dem unabgestimmten Vorstoß von Herrn Altmaier dann im Februar 2013 ein gemeinsames Papier zur Einschränkung des Strompreisanstiegs (Absenkung der Vergütung für EEG-Anlagen, Reduzierung der Ausgleichszahlungen für EEG-Differenzkos- ten, Limitierung für den weiteren Anstieg der EEG-Umlage). Von dem Papier hat man danach aber nichts weiter gehört.

Offensichtlich stand politisches Taktieren im Vordergrund. CDU gegen FDP, Koalition gegen Opposition, Politik gegen Verbände. Und wo bleibt dabei der Bürger? Anstatt die Zeit darauf zu verschwenden, sich mit sich selbst zu beschäftigen, wäre eine konzertierte Aktion zur Entwicklung eines ideologie- und lobbyfreien Energiemasterplans für Deutschland sicherlich sinnvoller investiert. Die Lösung kann nur in einem radikalen politischen Schnitt liegen.

Der Koalitionsvertrag der großen Koalition

Im Koalitionsvertrag von Dezember 2013 ist ein eigenes Kapitel (1.4) der Energiewende und dem Klimaschutz gewidmet. Das Thema Energie zieht sich weiterhin wie ein roter Faden durch den Vertrag und findet an verschiedenen Stellen Erwähnung. Damit wird der Bedeutung des Themas Rechnung getragen. Auch mit der Zusammenfassung von Energiekompetenzen im neuen „Superministerium“ für Wirtschaft und Energie unter Herrn Gabriel geht man einen ersten wichtigen Schritt, auch wenn die Zusammenlegung der Kompetenzen Energie und Umwelt in einem Ministerium näher gelegen hätte.

Der Vertrag enthält viele Überlegungen, die in die richtige Richtung gehen. Die meisten der Vorhaben sind mehr oder weniger identisch mit dem, was die Politik in den vergangenen Jahren bereits als Ziele formuliert hat (siehe auch Kapitel 6 „Energiemix und Energieziele“). So stehen beispielsweise zum wichtigen Thema Speicher nur allgemeine Absichtserklärungen im Vertrag, die Forschung weiter voran zu treiben. Um kurzfristige Risiken für die Versorgungssicherheit zu vermeiden, soll die BNetzA die Errichtung neuer regional erforderlicher Kraftwerkskapazitäten zügig prüfen und ggf. sicherstellen. Wie die BNetzA den bisher privatwirtschaftlich finanzierten Neubau von Anlagen sicherstellen soll, wird nicht erläutert. Ebenso wird mehrfach herausgestellt, dass die Energiekosten nicht steigen sollen. Wie die Energiewende jedoch finanziert werden soll, darüber schweigt sich der Koalitionsvertrag aus.

Kopfschmerzen wird den Betreibern der Atomkraftwerke die Erwartung aus dem Koalitionsvertrag bereiten, dass sie die Kosten für den Atommüll und den Rückbau der kerntechnischen Anlagen als Verursacher vollständig tragen sollen. Das wird, wie später im Kapitel 10 „Folgen für Bürger und Unternehmen“ beschrieben, die Versorgungsunternehmen überfordern und wohl nicht umsetzbar sein.

Zu erwähnen ist noch, dass das EEG schnellstmöglich überarbeitet und angepasst, der Ausbau der Offshore-Windanlagen verlangsamt, die Förderung von Onshore-Windanlagen reduziert und Biomasse nur noch in geringerem Umfang genutzt werden soll. Tendenziell geht gerade Letzteres in die richtige Richtung, führt aber dazu, wie in Kapitel 11 „Warum die bisherige Energiepolitik scheitern wird“ beschrieben, dass die entstehende Deckungslücke bei der Energieversorgung zukünftig noch größer wird. Wie die Lücke dann geschlossen werden soll, lässt der Koalitionsvertrag offen.

Eine Art Strompreisbremse durch die Beaufschlagung der EEG-Umlage auf selbst erzeugten regenerativen Strom, wie von Herrn Altmaier im Februar 2013 vorgeschlagen, sieht auch der Koalitionsvertrag vor. Im Gegensatz zum damaligen Vorschlag wird hier allerdings Altanlagen Bestandsschutz gewährt, denn die Regelung soll nur für neue Anlagen gelten. Trotzdem ist fraglich, ob diese Regelung Sinn macht, wenn gleichzeitig der Ausbau regenerativer Erzeugung durch das EEG gefördert wird. Darüber hinaus ist eine solche Regelung für einen möglichst dezentralen Verbrauch ohne Transport kontraproduktiv.

In der Vergangenheit wurde die Energiewende verschlafen. Ob sie jetzt richtig Fahrt aufnimmt, wird sich in den kommenden Monaten und Jahren zeigen. Dazu ist seitens der Politik viel Mut erforderlich, um auch unpopuläre Entscheidungen durchzusetzen. Aber geben wir unseren Politikern eine faire Chance. Wenn nicht jetzt, wann soll dann das Megavorhaben der Energiewende auf den richtigen Weg gebracht werden?

[1] BMU, Nr. 231/04 | Berlin, 30.07.2004

[2]http://www.manager-magazin.de/unternehmen/energie/a-779370-5.html

[3] http://www.bee-ev.de/_downloads/publikationen/sonstiges/2012/121026_BEE_Hintergrund_EEG-Umlage-2013_aktualisiert.pdf, Seite 5

Teil B:

Ausgangssituation,

Ziele und Möglichkeiten –

Utopisch oder realistisch?

Entscheiden Sie selbst!

6

Energiemix und Energieziele

Energiemix

Man unterscheidet zwischen Primär- und Sekundärenergieträgern. Die in ihnen enthaltene Energie nennt man Primär- und Sekundärenergie. Primärenergieträger lassen sich direkt und ohne weitere Umwandlung einsetzen, zum Beispiel für Heizzwecke. Sie lassen sich unterteilen in fossile Energieträger, wie zum Beispiel Erdgas, Öl und Kohle, bei denen Sonnenenergie über Millionen Jahre gespeichert wurde, und nicht fossile Energieträger wie Wasser und Sonne.

Sekundärenergieträger, wie zum Beispiel Strom, Benzin und Koks, müssen zunächst durch Umwandlung einer Primärenergie erzeugt werden. So wird Strom zum Beispiel durch den Einsatz von Kohle oder Erdgas in Kraftwerken oder über Solarpanels erzeugt.

Abbildung 7: Energieträger für Transport und Strom-, Wärme- und Kälteerzeugung, sowie Mobilität

Diese Grafik gibt einen Überblick über verschiedene Primär- und Sekundärenergieträger sowie über ausgewählte Prozesse zu Energieerzeugung.

Die Darstellung veranschaulicht, dass es für den Energiemix, also die Kombinationsmöglichkeiten verschiedenerer Energieträger zur Versorgung eines Landes, eine große Anzahl möglicher Alternativen gibt. Welche Möglichkeit ein Land für seine Versorgung auswählt, hängt sehr stark von der Lage, den geografischen Voraussetzungen, den Bodenschätzen, dem Umweltbewusstsein und vielen anderen Faktoren ab.

So produziert Norwegen beispielsweise seinen benötigten Strom fast ausnahmslos aus Wasserkraft. Das in großen Mengen dort vorhandene Erdgas wird kaum selber genutzt, sondern an das Ausland verkauft. In Frankreich setzt man bei der Stromproduktion im großen Stil auf Kernenergie. In Polen wurden viele Jahrzehnte inländische Stein- und Braunkohlevorkommen bevorzugt, jetzt möchte man aber auch neue Wege gehen und forciert die inländische Förderung von Erdgas durch Fracking, bei dem Erdgas durch das Aufbrechen von Gesteinsschichten gewonnen wird. In Italien setzt man auf Geothermie und in Spanien und Italien auf Photovoltaik und Solarthermie. England plant zwei neue Atomkraftwerke zu bauen und garantiert den Betreibern über die Laufzeit die Vergütung des produzierten Stroms.

Alleine diese kurzen Beispiele zeigen, dass es keine einheitliche europäische Energieversorgung gibt und wohl auch in der Zukunft nicht geben wird bzw. geben kann. Die jeweiligen Voraussetzungen der Länder und ihre Möglichkeiten sind zu unterschiedlich.

In den letzten Jahrzehnten hat es immer wieder Veränderungen im deutschen Energiemix gegeben. In Abhängigkeit unter anderem von neuen Technologien, Energieimportoptionen und politischen Entwicklungen sowie im Zuge der Wiedervereinigung hat es zum Teil deutliche Verschiebungen gegeben. Die Kernkraft kam (übrigens forciert durch die Politik in den sechziger und siebziger Jahren) und wird auch wieder gehen (wiederum forciert durch politische Entscheidungen). Ab Ende der sechziger Jahre stieg der Import von Erdgas über die Jahrzehnte rasant an und heimische Kohle wurde zunehmend durch Importkohle ersetzt.

Primärenergiemix

Als Folge all dieser Entwicklungen setzt sich der Primärenergiemix aller genutzten Energien in Deutschland heute folgendermaßen zusammen:

Abbildung 8: Primärenergiemix und -verbrauch 2012 (Quelle: AGEB e.V.)

Verluste

Die Primärenergieträger werden nicht nur zur Deckung des Endverbrauchs von 2.499 Mrd. kWh in der Industrie, dem Verkehr, den Haushalten und im Gewerbe-, Handels- und Dienstleistungssektor benötigt. So sind mit 1.050 Mrd. kWh ein großer Teil Verluste, die zum Beispiel bei der Stromerzeugung und beim Transport von Energie entstehen und dem Energiebedarf hinzuzurechnen sind.

Der nichtenergetische Primärenergieanteil von aktuell 272 Mrd. kWh wird als Rohstoff für andere Prozesse und Produkte genutzt (beispielsweise Rohöl zur Herstellung von Kunststoff und Medikamenten oder Erdgas zur Herstellung von Düngemitteln).

Interessant ist bei näherer Betrachtung der Energiebilanz, dass die energetischen Verluste mehr als doppelt so hoch sind wie die aus erneuerbaren Energien bereitgestellte Primärenergie. Allein daran sieht man, dass das Thema Energieeffizienz immer Vorrang hat vor Energieerzeugung.

Kernenergie

Der Ausstieg aus der Atomkraft ist beschlossene Sache. Von entscheidender Bedeutung ist jetzt, wie dieser Teil der Stromerzeugung zukünftig durch andere Versorgungsmöglichkeiten kompensiert wird.

Kohle

Der Abbau heimischer Steinkohle ist in den letzten Jahrzehnten immer weiter zurückgegangen. Die Förderung an Rhein und Ruhr war schlicht nicht wettbewerbsfähig. Außer Braunkohle, die im Tagebau abgebaut und zur Verstromung direkt vor Ort eingesetzt wird, wird in Deutschland kaum noch Kohle abgebaut. Die in Deutschland genutzte Steinkohle kommt heute aus Südafrika, aus Nord- und, Südamerika sowie aus Indonesien oder Australien. Der Preis dieser Kohle ist trotz der großen Transportentfernungen deutlich geringer, als wenn sie in Deutschland abgebaut würde. Dadurch ist jedoch die Importabhängigkeit, verbunden mit einem gewissen Preisrisiko, sehr groß.

Öl

Beim Öl sind wir in Deutschland nahezu vollständig importabhängig. Einen Großteil des Öls nutzen wir für unsere Mobilität. Zwar gibt es für Kraftfahrzeuge inzwischen alternative Möglichkeiten, die Techniken sind jedoch nur zum Teil ausgereift. Eine gleichwertige Alternative hinsichtlich Kosten, Reichweite, Effizienz etc. zu den heutigen Antrieben mit Benzin, Diesel und auch zu CNG-An- trieben gibt es bisher noch nicht. Hier ist noch viel Forschung erforderlich. Aber es ist absehbar, dass die Kosten für die fossilen Brennstoffe in den kommenden Jahren so weit steigen, dass Neu- bzw. Weiterentwicklungen erforderlich werden, wenn wir die Mobilität, die wir derzeit haben, auch zukünftig beibehalten wollen. Auf Ölkraftwerke, die heute bereits nur noch selten zur Stromerzeugung eingesetzt werden, sollte zukünftig gänzlich verzichtet werden.

Gas

Erdgas ist neben der Verwendung für Heizzwecke ein wichtiger Bestandteil in einem Energiemix aus fossilen und erneuerbaren Energien. Gasbetriebene Kraftwerke stellen daher eine unverzichtbare Komponente in einem dezentralen Energieversorgungskonzept dar, wenn auch auf lange Sicht nur als Brückentechnologie.

Ähnlich wie beim Öl sind wir auch beim Erdgas in Deutschland nahezu vollständig importabhängig (abgesehen von der deutschen Erdgasförderung, die ca. 15 Prozent vom Gesamtbedarf deckt). Wesentliche Länder, aus denen wir das Gas beziehen, sind Russland, Norwegen und die Niederlande. Beim Letzteren schwinden die Vorräte zunehmend, ebenso wie bei uns. Dementsprechend steigt zukünftig die außereuropäische Importabhängigkeit. Dies gilt zumindest für die etablierten Förder-Technologien, das heißt ohne Einsatz unkonventioneller Methoden wie zum Beispiel Fracking, bei dem gasführende Schiefergesteinsschichten unter hohem Wasserdruck und unter Nutzung schädlicher Chemikalien künstlicher aufgebrochen werden, um die „Fließfähigkeit“ des Erdgases zu erhöhen. In den USA hat diese Technik zu einer Revolutionierung der Gaswirtschaft mit einem stark steigenden Gasangebot bei gleichzeitig sinkenden Gaspreisen geführt. Durch das Fracking von Erdgas und die Förderung von Sandölen machen sich die USA zunehmend energieimportunabhängig.

In Deutschland wird diese Technik allerdings sehr kritisch gesehen. Die Bundesregierung hat sich auch im Koalitionsvertrag den Empfehlungen des Umweltbundesamts angeschlossen, das Fracking in Wasserschutzgebieten vollständig zu verbieten und auch sonst unter strenge Auflagen zu stellen. Solange die Umwelteinflüsse nicht geklärt sind, ist die Kritik letztlich berechtigt. Allerdings sollte diese Technologie nicht so weit verteufelt werden, dass sie auf alle Zeit unberücksichtigt bleibt. Techniken entwickeln sich durch Forschung weiter und so ist auch die Technologie des Fracking zukünftig im Auge zu behalten. In die aktuellen Planungen ist sie jedoch für Deutschland nicht einzubeziehen.

Eine Option zur Diversifizierung für Erdgasimporte stellt das sogenannte Liquefied Natural Gas (LNG) dar (siehe auch Kapitel 7 „Technologien, die für die Energiewende wichtig sind“). Deutschland verfügt allerdings über keinen eigenen Regasifizierungsterminal für Flüssigerdgas und so kommt neben den Unsicherheiten bei Importen aus Asien, den USA oder Afrika noch hinzu, dass das Gas über andere europäische Länder, beispielsweise über die Niederlande oder Belgien, nach Deutschland transportiert werden muss. Solange sich Deutschland nicht entschließt, einen eigenen Terminal mit entsprechender Kapazität zu bauen, wird LNG nur einen untergeordneten Beitrag zur Diversifizierung der Erdgasbezüge leisten.

Sicherlich wird es auch in Zukunft einen Mix der Energieträger Öl, Gas und Kohle geben. Da Deutschland bei allen drei Energieträgern mehr oder weniger importabhängig ist, bedarf es der wichtigen politischen Entscheidung, welche der drei Energieträger in welchem Umfang den zukünftigen Primärenergiebedarf decken und für den Kraftwerksbetrieb benötigt werden. Im Kapitel 12 „Das Konzept für den Erfolg der Energiewende“ wird darauf weiter eingegangen.

Erneuerbare Energien

Den erneuerbaren Energien gehört zweifelsfrei die Zukunft. Aufgrund der geografischen und ökologischen Voraussetzungen werden in Deutschland dabei Wind, Sonne, Wasser sowie Biomasse eine wesentliche Rolle spielen. Andere erneuerbare Energien, wie z.B. Geothermie, können einen Beitrag leisten, der sich jedoch aufgrund mangelnder Voraussetzungen in Grenzen halten wird.

Abbildung 9: Entwicklung erneuerbarer Energien als Primärenergieträger (Quelle: AGEB e.V.)

Abbildung 10: Stromerzeugung und -verbrauch 2012 (Quelle: AEGB e.V.)

Strom als Sekundärenergie

Schaut man auf die Produktion von Strom als Sekundärenergie, dann ist der Energiemix der dafür genutzten Primärenergien ein ganz anderer (Abbildung 10 Seite 54). Mit Öl, Gas und Steinkohle beruht heute fast ein Drittel der Stromproduktion auf dem Import von Primärenergieträgern. Die Situation wird sich mit dem geplanten Ausstieg aus der heimischen Steinkohleförderung ab 2018 und der Abschaltung der Kernkraftwerke weiter verschärfen. Deutschland ist nun einmal ein Land mit nur sehr geringen eigenen Ressourcen.

Der Ausbau erneuerbarer Energien, aber auch die Nutzung von Energieeffizienzpotenzialen zur Absenkung des Energiebedarfs muss daher in Zukunft eine Schlüsselrolle einnehmen, wenn wir ein Mindestmaß an Autarkie haben wollen. Herausforderung der Energiepolitik beim Energiemix der Zukunft ist es die richtige Kombination zu finden unter Berücksichtigung der bereits besprochenen Einflussfaktoren Sicherheit, Wirtschaftlichkeit, Umwelt- und Klimafreundlichkeit, Effizienz, Importabhängigkeit, Speichermöglichkeit und natürlich der Akzeptanz der Bürger.

Aus den Kombinationsmöglichkeiten der Energieträger muss dann, bezogen auf die Möglichkeiten unseres Landes, ein Konzept entwickelt werden. Aus dem Konzept lassen sich wiederum die Ziele ableiten. Die deutsche Politik geht leider den Weg, aus den Kombinationsmöglichkeiten direkt Ziele zu entwickeln. Zwar wird gesagt, dass es ein Konzept gibt und es wird auch so genannt, bei näherer Betrachtung handelt es sich aber leider nur um Energieszenarien, Analysen, Ziele und Absichtserklärungen. Ein schlüssiges Konzept, mit dem eine realistische Vorgehensweise beschrieben wird, gibt es nicht. Und somit fehlt ein nationales Energiekonzept als Bindeglied zwischen dem Energiemix und den Energiezielen.

Abbildung 11: Erneuerbare Energien in der Stromerzeugung (Quelle: AEGB e.V.)

Abbildung 12: Die „Politische Abkürzung"

Die Ziele, die die Politik sich gesteckt hat, wollen wir im Folgenden betrachten. Wie ein Konzept aussehen kann, wird in Kapitel 12 „Das Konzept für den Erfolg der Energiewende“, beschrieben.

Energieziele

Die politisch gesteckten Energieziele für Deutschland sind sehr vielfältig. Darüber hinaus sind sie mehr als ambitioniert. Bei aller Euphorie muss schon gefragt werden, ob sie überhaupt realistisch sind und welchen Einfluss sie auf Gesellschaft und Wirtschaft haben werden. Bemerkenswert ist, dass es nach Fukushima eine radikale Wende in der Energiepolitik gab, politisch aber keine Anpassung der Ziele erfolgte. Gleiches gilt auch für die Energiegesetzgebung.

Einen Überblick über die maßgeblichen deutschen Energieziele zeigt die folgende Abbildung (Seite 58, 59). Sie gibt den Wert des Bezugsjahres und den aktuellen Wert an. Daraus abgeleitet wird die bisher erzielte Veränderung. So wird deutlich, was bereits erreicht ist und was in den kommenden Jahren noch erreicht werden soll.

In der Öffentlichkeit häufig diskutiert werden die sogenannten 20-20-20-Ziele der EU. Sie beinhalteten die Absenkung der Treibhausgasemissionen um mindestens 20 Prozent gegenüber 1990, die Steigerung der Energieeffizienz um 20 Prozent und die Realisierung eines Anteils erneuerbarer Energien von 20 Prozent am Gesamtenergieverbrauch. Diese EU-Ziele werden im Folgenden nicht weiter berücksichtigt, da Deutschland mit Erreichung der oben genannten Ziele die EU-Ziele übererfüllt.

Es ist sehr schwierig, einen umfassenden Überblick über die Energieziele zu bekommen. Zur besseren Veranschaulichung wurden deswegen die Ziele der Tabelle in den folgenden Darstellungen grafisch aufbereitet und, falls möglich, in Zusammenhang gebracht. Die oben angegebenen Nummerierungen finden Sie, soweit sinnvoll, in den Grafiken wieder. Außerdem wird ausgewiesen, wo bisher wichtige Ziele fehlen.

Abbildung 13: Überblick der wesentlichen Energieziele

Primärenergieverbrauch

Die erste Abbildung zeigt die historische und zukünftig angestrebte Entwicklung des Primärenergieverbrauchs. Als Annahmen sind in die Grafik eingeflossen, dass der nichtenergetische Verbrauch im Vergleich zu heute konstant bleibt und die energetischen Verluste analog zur Primärenergiesenkung reduziert werden können. Nach Berücksichtigung des angestrebten Verbrauchs für die Sektoren Verkehr und Haushalt müssten die Sektoren Industrie, Gewerbe, Handel und Dienstleistungen ihren Primärenergieverbrauch bis 2050 zusammen um etwa 47 Prozent senken. Wie dieses Reduktionsziel allerdings untereinander aufgeteilt werden soll, bleibt unklar.

Abbildung 14: Ziele für den Primärenergieverbrauch (Quelle: AEGB e.V.)

Primärenergieträger

Auch für die Bereitstellung der Primärenergie gibt es verschiedene Ziele, die in der folgenden Grafik dargestellt sind. Keine Ziele existieren dahingehend, welche Primärenergieträger zukünftig mit welchem Anteil zum Primärenergiemix beitragen sollen. So ist nicht klar, wie sich Öl, Erdgas, Braunkohle und Steinkohle entwickeln sollen und ihr jeweiliger Anteil an konventionellen Primärenergien von immerhin 799 Mrd. kWh im Jahr 2050 aussehen soll. Gerade diese fossilen Primärenergieträger importiert Deutschland weitestgehend, so dass hier auch bezüglich einer gewollten Senkung bzw. Streuung der Importabhängigkeit konkrete Vorgaben fehlen.

An anderer Stelle gibt es wiederum konkrete Vorgaben, die aber völlig unrealistisch sind, wie das nachfolgende Beispiel veranschaulicht: Nach dem bisherigen Willen der Bundesregierung soll der Biomasseanteil am Primärenergieträgereinsatz auf 455 Mrd. kWh ausgebaut werden. Eine einfache Rechnung zeigt, dass dies technisch schlicht nicht möglich sein wird:

- Für die derzeitige Erzeugung von 0,035 GWh benötigt man Biomasse von etwa 1 ha Anbaufläche (bezogen auf Mais als Rohstoff; mit anderen Rohstoffen können sich die Berechnungen ändern, die Tendenz ist jedoch identisch).

- Für 455 TWh (entspricht 455 Mrd. kWh) benötigt man somit 13.000.000 ha Anbaufläche.

- 100 ha entsprechen einem km^2, also würde man 130.000 km^2 benötigen.

- Deutschland besitzt eine Fläche von rund 357.000 km^2, so dass man bei den Plänen der Bundesregierung unter heutigem Technologiestand gut ein Drittel der gesamten bundesdeutschen Fläche für Biomasseanbau zur Energieproduktion nutzen müsste.

Ganz abgesehen davon, dass in dieser Rechnung noch keine Anbauflächen für Lebensmittel berücksichtigt sind und ein solches Vorgehen zu Monokulturen führen würde, zeigt sich hier die Utopie der Politik. Die einzige Möglichkeit, das Ziel zu erfüllen, wäre ein Import von Biomasse im großen Stil. Das würde einerseits zu einem Anstieg der Lebensmittelpreise führen, ggf. Hunger in anderen Regionen auslösen und andererseits die Energiebilanz des Biomasseeinsatzes durch die für den Transport der Biomasse über größere Strecken benötigte Energie nachhaltig verschlechtern. Im Koalitionsvertrag ist dieses neue Ziel zurückgenommen worden und der Zubau von Biomasse soll überwiegend auf Abfall- und Reststoffe begrenzt werden. Es bleibt offen, wie die entstehende Lücke gedeckt werden soll. Doch dazu später mehr in Kapitel 12 „Das Konzept für den Erfolg der Energiewende“.

Abbildung 15: Ziele für Primärenergieträger (Quelle: AGEB e.V.)

Stromverbrauch

Der Stromverbrauch von 641 Mrd. kWh in 2008 soll bis 2020 um zehn Prozent auf 577 Mrd. kWh und bis 2050 um insgesamt 25 Prozent auf 481 Mrd. kWh gesenkt werden. Es bleibt allerdings unklar, welche Sektoren ihren Verbrauch wie absenken müssen, um bis zum Jahr 2050 einen Stromgesamtbedarf von insgesamt nur noch 397 Mrd. kWh (ohne Verluste) zu realisieren. Allerdings kann man wohl davon ausgehen, dass der Strombedarf im Verkehrssektor aufgrund der Elektromobilität tendenziell sogar steigen wird. Auch im Haushalts- und Industriebereich besteht die Möglichkeit, dass der Strombedarf anstatt zu sinken mit weiterer Elektrifizierung und Automatisierung ansteigt. Zur Erreichung der angestrebten Reduzierungen müssen also Energieeffizienzmaßnahmen sinnvoll aufeinander abgestimmt sein.

Abbildung 16: Ziele für den Stromverbrauch (Quelle: AGEB e.V.)

Stromerzeugung

Die Stromerzeugung soll zukünftig hauptsächlich durch erneuerbare Energien sichergestellt werden. Auf die Frage, wie der genaue Energiemix zur Stromerzeugung bei den jetzigen Vorgaben gedeckt werden soll, hat die Politik bisher keine Antwort gegeben. Klar ist nur, dass nach 2022 kein Strom mehr aus Kernenergie erzeugt wird.

Der hohe Anteil an erneuerbaren Energien bei der Stromerzeugung ist auch zur Erfüllung der Reduktionsziele für Treibhausgasemissionen notwendig. Diese sollen bis 2040 um 70 Prozent gesenkt werden. Für das Jahr 2050 ist ein Zielbereich von 80 bis 95 Prozent Reduktion vorgesehen.

Abbildung 17: Ziele für die Stromerzeugung (Quelle: AGEB e.V.)

Gebäude

Für den Sektor Haushalte und Gebäude sind die Ziele ziemlich unübersichtlich. So ist eine Reduzierung des Wärmeenergiebedarfs von 20 Prozent bis 2020 vorgesehen. Bis 2050 ist für den gesamten Primärenergiebedarf von Gebäuden eine Reduzierung um 80 Prozent geplant. Beide Ziele stehen in engem Zusammenhang mit der vorgesehenen Erhöhung der Gebäude-Sanierungsrate von heute knapp 1,1 Prozent auf 2 Prozent pro Jahr, so dass im Jahr 2050 80 Prozent aller Bestandsgebäude energiesaniert sein sollen. Dies spiegelt sich auch in der geplanten Deckung des Wärme- und Kälteenergiebedarfs von Gebäuden durch erneuerbare Energien bis zum Jahr 2020 von 14 Prozent wieder. Dazu regelt das EEWärmeG für Neubauten größer 50 m^2 und grundlegend renovierte öffentliche Gebäude die Mindestnutzung erneuerbarer Energien. Ab spätestens 2020 sollen neue Gebäude nach EnEG dann nur noch als Niedrigstenergiehäuser gebaut werden, die eine sehr hohe Energieeffizienz aufweisen.

Abbildung 18: Vorgabe zur Wärme- und Kälteerzugung in Gebäuden

Elektro-PKW

Die folgende Grafik veranschaulicht die Ziele für die Elektromobilität. Der Zielwert für 2030 entspricht immerhin 14 Prozent des heutigen PKW-Bestandes. 2012 fiel die Anzahl mit nur 7.114 deutschen Elektro-PKW allerdings eher gering aus. Ob die oben genannten Ziele, insbesondere bis 2020, erreichbar sind, muss bezweifelt werden. Dazu gibt es die Vorgabe, dass der Energieverbrauch für diesen Bereich von 718 Mrd. kWh bis 2020 um zehn Prozent und bis 2050 um 40 Prozent auf einen Wert von maximal 431 Mrd. kWh gesenkt werden soll.

Wie diese Ziele erreicht werden sollen, bleibt allerdings unklar. Denn die Einführung von e-Fahrzeugen wird das Problem nicht alleine lösen können. Machen wir dazu eine kurze Beispielrechnung:

- Durchschnittlicher Verbrauch eines e-Mittelklassewagens: 13 kWh pro 100 km

- Jahresfahrleistung: 15.000 km

- Anzahl der e-PKW in 2020: 1.000.000

Damit würde der Stromverbrauch für eine Million e-Fahrzeuge 1,95 Mrd. kWh pro Jahr oder 0,27% des Gesamtenergieverbrauchs im Verkehrssektor betragen.

Abbildung 19: Ziele zur Erhöhung des Elektro-PKW-Bestands (Quelle: KBA)

Treibhausgase

Auch wenn die bisherige Reduktion der Treibhausgase die Zielwerte für den Zeitraum 2008 bis 2012 von 20 Prozent mit einer Reduktion von ca. 25 Prozent um einige Prozentpunkte überschreitet, ist die Umsetzung der angestrebten Ziele bis 2050 ambitioniert. Die Reduktionsziele sind auf das Jahr 1990 bezogen, so dass eine wesentliche Reduzierung aus den alten DDR-Produktionsanlagen, die natürlich mittlerweile nicht mehr existieren, überproportional zur Erfüllung der Ziele beigetragen haben. Darüber hinaus darf nicht vergessen werden, dass der Zeitraum 2008 bis 2012 in die Zeit einer Weltwirtschaftskrise fällt. Gerade im Jahr 2009 sind der Energieverbrauch und damit auch der Treibhausgasausstoß stark gesunken, was aber kein dauerhafter Effekt ist. Zudem werden im Moment durch den verstärkten Einsatz von Braunkohlekraftwerken wieder mehr Treibhausgase emittiert.

Zur Senkung der Treibhausgasemissionen um bis zu 95 Prozent werden wohl nicht nur die Reduzierung des Energieverbrauchs und die Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien ausreichen. Die Bundesregierung möchte hier auch auf Technologien wie CO_2-Speicherung, im Englischen „Carbon Capture and Storage“ oder kurz CCS, zurückgreifen. Der eingespeicherte Teil der Emissionen wird dabei natürlich nicht vermieden, sondern nur nicht in die Atmosphäre ausgestoßen.

Abbildung 20: Ziele zur Reduktion der Treibhausgasemissionen (Quelle: UBA)

Fazit

Trotz der Vielzahl der gesteckten Ziele, bei denen man schnell den Überblick verlieren kann, werden wichtige Bereiche vernachlässigt, ohne die die Energiewende nicht gelingen kann. Interessanterweise erreichen regenerative Energien sowohl als Primärenergieträger als auch als Stromquelle schon heute einen Anteil von etwa 40 Prozent ihres Zielwertes für 2050. Verständlicherweise dreht sich die öffentliche Diskussion hauptsächlich um ihren Ausbau, denn der größte Teil der Förderung versickert hier. Aber wenn man sich diesen hohen Anteil nach nur zwei Jahrzehnten Entwicklung regenerativer Energien vor Augen führt, wird schnell klar, dass wir heute politisch die falschen Prioritäten setzen.

- Gerade für die zur Integration der unstetig produzierenden regenerativen Energieträger so essentiellen Stromspeicherkapazitäten gibt es keine Zielvorgaben. Von der Bunderegierung werden lediglich lächerliche 200 Mio. Euro für Forschungszwecke bis Ende 2014 zur Verfügung gestellt.

- Auch das Thema Bürgerbeteiligung an Leitungsausbaumaßnahmen wird bisher vielfach nur diskutiert, ist aber nicht als Ziel umgesetzt.

- Die Kälteerzeugung findet in den Zielen kaum Berücksichtigung.

- Es gibt keine Vorgaben, wie sich der konventionelle Mix für die restlichen 40 Prozent Primärenergie- bzw. 20 Prozent Stromerzeugung zusammensetzen und wie der Weg dorthin aussehen soll.

- Welche Brückentechnologien werden wir nutzen?

- Wie senken wir die deutsche Importabhängigkeit nicht nur für konventionelle Energien, sondern auch für Biorohstoffe?

- Unser größter und wichtigster Hebelliegtwohl in der Einsparung von Energie. Aber auf welche Reduktionsziele müssen sich Industrie, Handel, Gewerbe und Dienstleistungen einstellen? Wie werden Effizienzmaßnahmen sinnvoll gefördert?

Es ist also nicht nur fraglich, ob die ambitionierten Ziele erreicht werden können, es ist auch klar, dass wir uns nicht auf die richtigen Ziele und Fördermaßnahmen konzentrieren. Aber um das zu ändern, bräuchte man eben erst einmal ein Konzept.

7

Technologien, die für die Energiewende wichtig sind

Deutschland hat die Energiewende eingeleitet. Mit den Energiethemen Verbrauch, Erzeugung, Transport, Speicherung und Effizienz ist für die Zukunft eine Vielzahl technischer Fragestellungen verbunden, die es zu lösen gilt. Trennen wir an dieser Stelle einmal gedanklich den Energieverbrauch und die -effizienz von den anderen drei Themen.

Klar ist, dass die Technologien zur Energieerzeugung und -speicherung weiter verbessert werden müssen. Führen wir uns vor Augen, dass etwa ein Viertel unseres gesamten Primärenergiebedarfs für den Ausgleich von Verlusten der Energieerzeugung und des Transports benötigt wird, dann sieht man auch hier das Potenzial, das erschlossen werden kann. Natürlich werden wir Verluste nie ganz vermeiden können, aber je mehr Abwärme wir direkt nahe der Stromerzeugungsanlage nutzen und je weniger Energie wir transportieren, desto geringer werden die Verluste ausfallen.

Die vorhandenen oder zu entwickelnden Technologien, die für die Energiewende wichtig sind, wollen wir im Folgenden hinsichtlich ihrer Notwendigkeit, der Nutzungsmöglichkeiten sowie ihrer Eignung für einen Einsatz in Deutschland betrachten.

7.1 Energieerzeugung

Bei der Betrachtung der Stromerzeugung wird auf konventionelle Kohle-, Gas- und Ölkraftwerke sowie regenerative Energien eingegangen. Auf die Beschreibung von Kernkraftwerken wird bewusst verzichtet, da diese zukünftig wohl keinen Beitrag mehr zum Strommix in Deutschland leisten werden.

7.1.1 Konventionelle Kraftwerke

Unter konventionellen Kraftwerken werden große Kohle-, Gas- und Ölkraftwerke verstanden, die eine zentrale Versorgung mit großen Strommengen sicherstellen. Bei diesen drei Energiearten handelt es sich um fossile Primärenergien, durch die Strom als Sekundärenergie hergestellt werden kann. Vom Grundprinzip funktionieren alle diese Kraftwerke weitestgehend gleich. Aus der verfeuerten Energie wird Wärme freigesetzt, mit der Wasserdampf erzeugt wird. Dieser Dampf wird über eine Turbine geleitet, die wiederum einen Generator antreibt, der dann den Strom erzeugt. Jedoch gibt es bei jeder der drei Energiearten Besonderheiten zu beachten, die wir im Folgenden näher betrachten.

Auf diese Art von Kraftwerken werden wir auch in absehbarer Zeit in einem sehr energieintensiven Land wie Deutschland nicht verzichteten können. Ihr Einsatz wird auf Jahre unerlässlich sein, um die fehlende Kernkraft zu kompensieren und die naturbedingt schwankende Verfügbarkeit von regenerativen Energien in energieverbrauchsstarken Zeiten auszugleichen.

Es kann jedoch möglich sein, dass diese Kraftwerke in etlichen Jahren nur noch für Lastspitzen genutzt werden. Die Auslastung wird umso mehr abnehmen, je mehr die regenerative Energieerzeugung und Energiespeichermöglichkeiten zunehmen.

Kohlekraftwerke

Braun- und Steinkohlekraftwerke sind heute das Rückgrat der Stromversorgung in Deutschland. Diese Technologie wird auch in den kommenden Jahrzehnten einen wesentlichen Beitrag zur Grundversorgung leisten und und als Übergangstechnologie den immer höheren Anteil an regenerativer Energieerzeugung unterstützen. In Zeiten, in denen sehr viele regenerative Energien zur Verfügung stehen, laufen sie bereits heute häufig im unwirtschaftlichen Teillastbereich. Gleichzeitig konkurrieren sie gegen Gas- und Ölkraftwerke. Der Wirkungsgrad ist in der Regel geringer als der von Gaskraftwerken, das heißt, dass bei der Energieerzeugung höhere Verluste entstehen. Kohlekraftwerke kommen aber in jüngster Zeit wieder verstärkt zum Einsatz. Der Grund liegt zum einen in der preislich günstigeren Kohle und zum anderen in den niedrigen Kosten der CO_2- Zertifikate, die es ermöglichen, diese umwelttechnisch ungünstigeren, oft veralteten Anlagen derzeit wirtschaftlich zu betreiben.

Mehr als 75 Prozent der in Deutschland benötigten Steinkohle wird heute importiert. Nach 2018 werden es mit dem Auslaufen der Kohlesubventionen 100 Prozent sein. Dagegen leistet Braunkohle, die in Deutschland im Tagebau gefördert wird, einen wesentlichen Beitrag zur Grundlaststromerzeugung und mindert die Importabhängigkeit.

Gaskraftwerke

Gaskraftwerke verfügen unter den fossilen Kraftwerken über den höchsten Wirkungsgrad von mittlerweile bis zu 60 Prozent und den geringsten CO_2-Ausstoß. Gaskraftwerke lassen sich sehr schnell anfahren und können somit ideal im Bedarfsfall Strom bereitstellen und kurzfristige Lastschwankungen ausgleichen. Sie stellen daher eine unverzichtbare Komponente für die Energiewende dar. Eine Ansiedlung von Gaskraftwerken in der Nähe der leistungsstarken Erdgastransporttrassen sowie an den überregionalen Stromtrassen ist strategisch von Vorteil. Der erzeugte Strom ist dann zu den dezentralen Verbrauchsschwerpunkten zu transportieren. Kleine Anlagen empfehlen sich für den Betrieb bei Stadtwerken und den Lastausgleich in kommunalen Netzen.

Die Investitionen für Gaskraftwerke sind relativ preisgünstig. Jedoch unterliegt das zu verfeuernde Gas den am Markt üblichen Preisschwankungen, die, zum Teil durch den Weltmarkt gesteuert ‚erheblich sein können. Da das Gas im Vergleich zu den anderen fossilen Energieträgern bereits seit längerer Zeit relativ teuer ist, werden diese Kraftwerke derzeit, obwohl häufig modern und umwelttechnisch günstig, wenig genutzt. Dem zu verfeuernden Erdgas lässt sich auch ein geringer Anteil Biogas zumischen. Das ist natürlich nur bei verbrauchsnaher Erzeugung des Biogases sinnvoll. Der CO_2-Ausstoß von Gaskraftwerken ist im Vergleich zu den anderen Kraftwerken geringer und somit werden weniger CO_2-Zertifikate für Gaskraftwerke benötigt. Kosten für CO_2-Zertifikate spielen jedoch, wie in Kapitel 3 „Klimaschutz und Emissionen“ beschrieben, derzeit kaum eine Rolle, weswegen beispielsweise ältere Kohlekraftwerke häufig den Vorzug erhalten.

Ölkraftwerke

Aufgrund eines geringeren Wirkungsgrades und aufgrund der relativ hohen Ölpreise der vergangenen Jahre gibt es vergleichbar wenige große Ölkraftwerke in Deutschland. Häufig finden sie nur Anwendung als Reservekraftwerke, die bei unplanmäßigen Stillständen anderer großer Kraftwerksblöcke oder in Spitzenlastzeiten zugeschaltet werden. Für die Energiewende spielen sie keine wesentliche Rolle. Sie werden auf Dauer voraussichtlich verschwinden und beispielsweise durch andere Anlagen, beispielsweise durch Gaskraftwerke, ersetzt.

Zur Notstromversorgung werden häufig kleinere ölbetriebene Dieselmotoren verwendet. Dabei handelt es sich aber in der Regel um dezentrale Insellösungen. Auf diese Notstromaggregate, die häufig in energieversorgungstechnisch sensiblen Bereichen, wie zum Beispiel Krankenhäusern, zum Einsatz kommen, wird auch in Zukunft nicht verzichtet werden können, jedoch besteht die Möglichkeit sie durch andere Technologien, zum Beispiel Blockheizkraftwerke, zu ersetzen. Vergleichbar ist die BHKW-Technik mit einem Automotor, bei dem anstatt Getriebe und Rädern ein Generator installiert ist, der Strom produziert. Die Abwärme, die beim Auto über einen Kühler abgeleitet wird, wird hier über Wärmetauscher zur Nutzung verfügbar gemacht.

7.1.2 Erneuerbare Energien

Unter erneuerbaren Energien werden all jene Primärenergieträger zusammengefasst, die entweder unbegrenzt zur Energiegewinnung zur Verfügung stehen, wie Wind, Sonne, Wasser und Geothermie, oder sich in kurzer Zeit wieder regenerieren, wie Biomasse. Häufig kommen diese Energieträger in vielen kleinen Anlagen zur Strom- und Wärmeproduktion zur Anwendung. Die Nutzung zum Beispiel vieler Brennstoffzellen oder Photovoltaikanlagen funktioniert wie ein kleines Kraftwerk bzw. kann ein solches ersetzen. Man spricht hierbei von einem „virtuellen Kraftwerk“, das mit Hilfe von sogenannten „Smart Grids“ gesteuert wird.

Biomasse/Biogas

Neben gezielten Anpflanzungen kommt die Biomasse in der Regel aus Reststoffen der Land- und Forstwirtschaft sowie aus nutzbaren Bioabfallstoffen. Wirtschaftlich und ökologisch sinnvoll ist es, Biomasse zu nutzen, wenn die Rohstoffe in der benötigten Menge regional zur Verfügung stehen und auf freien Flächen angebaut werden. Der Anbau von Biomasse zur Energieerzeugung in Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion, der aufgrund einer höheren Vergütung im Energiebereich dazu führt, dass die Lebensmittelpreise steigen, ist ethisch und ökologisch bedenklich. Können die Rohstoffe nicht aus der Region bereitgestellt werden, sollte wegen der Anlieferung über zum Teil mehrere hundert Kilometer und der damit verbundenen Umweltbelastungen und Transportkosten auf ihre Nutzung verzichtet werden. Nichtsdestotrotz wird dieser Energieträger zukünftig eine wesentliche Rolle bei der Energiewende spielen – vor allem, wenn der Gesamtprozess vom Anbau bis zur Energieerzeugung technologisch verbessert wird.

Der Begriff Biomasse umfasst ein großes Gebiet mit verschiedenen Möglichkeiten der Energieerzeugung:

a) Aus verschiedenen Rohstoffen, wie zum Beispiel Mais oder Gras, lässt sich Biogas in sogenannten Fermentern herstellen. Der Betrieb von Biogasanlagen ist nicht trivial. Es müssen viele Voraussetzungen erfüllt werden, wie eine qualitativ gleichbleibende Gaszusammensetzung, damit zum Beispiel die KWK-Anlagen optimal und mit geringem Schadstoffausstoß betrieben werden können. Biogas lässt sich sehr gut zwischenspeichern und, wenn die Qualitätsvoraussetzungen gegeben sind und das Gas auf einen entsprechenden Druck verdichtet werden kann, in das überregionale oder lokale Erdgastransportnetz einspeisen. Die ausgegorenen Rohstoffe können wieder als Dünger auf den Feldern ausgebracht oder ggf. auch verbrannt werden.

Biogasanlagen gibt es in diversen, an den jeweiligen Bedarf angepassten Größen. Kleinere Anlagen sind für relativ überschaubare Investitionssummen auch für private Investoren oder Genossenschaften von Interesse. Häufig werden diese Anlagen auch in Form von Contracting-Modellen betrieben. Dabei zahlt der Nutzer eine monatliche Pauschalsumme sowie die eingesetzten Rohstoffe. Für Errichtung, Betrieb und Wartung sorgt zum Beispiel der lokale Versorger.

b) Darüber hinaus gibt es auch Biomasse-Kraftwerke, bei denen beispielsweise Holz verbrannt wird. Aus der Wärme wird, wie bei einem konventionellen Kraftwerk, Dampf produziert, der über eine Turbine geleitet wird, die wiederum über einen Generator Strom erzeugt.

c) Es besteht aber auch die Möglichkeit, Biomasse, wie zum Beispiel Holzspäne, direkt in Anlagen zur Wärmegewinnung zu verfeuern. Herbstlaub beinhaltet großes Potenzial, wird aber bisher kaum dafür genutzt.

Geothermie

Bei der Geothermie macht man sich die in großen Tiefen vorhandene Erdwärme mittels Tiefbohrungen zu Nutze. Warmes Wasser wird an die Oberfläche gepumpt. Die Wärme wird über Wärmetauscher meist für Heizzwecke verfügbar gemacht.

Wegen der zumeist hohen Kosten, die wegen der tiefen Bohrungen entstehen, lassen sich diese Anlagen in Deutschland im Regelfall nicht wirtschaftlich betreiben. Auf ihre Nutzung sollte dann zugunsten anderer Lösungen verzichtet werden. Außerdem ist die Erschließung der Geothermie nicht frei von technischen Risiken, wie einige katastrophal missglückte Bohrungen belegen. So hebt sich bspw. die Stadt Staufen im Breisgau nach der Anbohrung einer Kalkschicht, die sich in Verbindung mit Wasser zu Gips aufbläht. In der Nähe von St. Gallen in der Schweiz werden Erdbeben direkt auf Geothermie-Bohrungen zurückgeführt. Zwar gab es sicherlich bei der Öl-, Kohle- und Gasförderung in der Vergangenheit noch größere Katastrophen, allerding ist zu erwarten, dass die Geothermie bei der Energiewende nur eine untergeordnete Rolle spielen wird.

Deponie-, Gruben- und Klärgas

Im erweiterten Sinne können Deponie-, Gruben- und Klärgas zu den erneuerbaren Energien gezählt werden. Bei allen drei Gasen ist der wesentliche Bestandteil Methan (CH_4), der hauptsächlich auch in Erdgas enthalten ist. Das Gas entsteht aus Faulprozessen bzw. gast beim Abbau von Kohle aus Gestein aus. Es kann aufgefangen und zum Beispiel in KWK-Anlagen verfeuert werden. Aufgrund der relativ geringen Mengen macht ein Transport des Gases über größere Entfernungen wirtschaftlich häufig keinen Sinn. Daher sollte das Gas vor Ort genutzt werden. Für die Energiewende spielen diese Gase aufgrund ihrer geringen Vorkommen ebenfalls eine untergeordnete Rolle. Dennoch ist es – soweit wirtschaftlich – sinnvoll, sie zu nutzen.

Photovoltaik

Photovoltaik ist die direkte Umwandlung von Sonnenenergie durch Solarzellen in elektrische Energie. Dabei werden durch den sogenannten photoelektrischen Prozess Elektronen freigesetzt. Der so produzierte Gleichstrom wird mittels eines Wechselrichters auf die übliche Netzwechselspannung mit 230 V und 50 Hz transformiert. Die heutigen Anlagen erzielen Wirkungsgrade von bis zu 24 Prozent und sind dadurch deutlich effizienter als vergleichbare Anlagen vor wenigen Jahren. Das Hochtransformieren dieses Stroms für einen Transport über Höchst- oder Hochspannungsleitungen ist aufgrund der damit verbundenen Verluste nicht sinnvoll.

Von großem Einfluss für den Nutzen der Photovoltaik ist die Anzahl der Sonnenstunden pro Jahr. In Deutschland geht man von rund 900 bis 1.000 Volllaststunden aus (Volllaststunden bedeutet, dass theoretisch die Anlage in den Stunden, an denen Strom produziert wird, nur unter Volllast läuft und der Rest der Zeit nicht produzieren würde. In Wirklichkeit sind es nur wenige Stunden Produktion im Jahr unter Volllast, dafür aber sehr viele Stunden im Teillastbetrieb. Die Darstellung wird jedoch gewählt, um eine Vergleichbarkeit zu ermöglichen). Zum Vergleich beträgt die Anzahl der Volllastsonnenstunden in Süditalien und Südfrankreich bis zu 2.000. Trotz der geringen Nutzungsstunden in Deutschland wird die Photovoltaik eine wesentliche Rolle bei der Energiewende spielen, da sich die Anlagen als kleinere Einheiten problemlos an vielen Stellen errichten lassen. Schon nach zwei Jahren erzeugen die Anlagen mehr Strom, als für Ihre Produktion benötigt wurde. Mit einer Lebensdauer von über zwanzig Jahren sind sie wirtschaftlich zu betreiben, so dass eine Förderung schon heute unnötig ist. Allerdings ist die dezentrale Nutzung nur dann zielführend, wenn auch entsprechende Speichermedien für den produzierten Strom zur Verfügung stehen.

Solarthermie

Im Gegensatz zur Photovoltaik, bei der Strom gewonnen wird, geht es bei der Solarthermie darum, Wärme aus Sonnenenergie zu gewinnen. Durch wärmeabsorbierende Flächen oder die Bündelung von Sonnenstrahlen auf einen Punkt können sehr hohe Temperaturen erreicht werden. Die so gewonnene Wärme wird von einem Wärmeübertragungsmedium aufgenommen, in einem Kreislaufprozess transportiert und über einen Wärmetauscher zur Warmwasserbereitung und zur Beheizung wieder abgegeben. Gespeichert werden kann das warme Wasser beispielsweise gut in großen Tanks, ähnlich riesigen Thermoskannen.

Solarthermie wird heute vornehmlich in Privathaushalten genutzt und trägt zu einer Reduzierung fossiler Energieträger, wie zum Beispiel Heizöl oder Erdgas, bei. Bei Passivhäusern kann die ausschließliche Installation einer Solarthermie- anlage ausreichend sein für die gesamte Wärme- und Warmwasserversorgung eines Hauses. Gleichzeitig kann sie bei der Einsparung von Strom helfen, da Warmwasser für Spül- und Waschmaschine direkt aus dem Tank entnommen werden kann und nicht mehr – wie normalerweise üblich – mit Strom energieintensiv aufgeheizt werden muss. In Südeuropa werden Wassertanks auch einfach auf Hausdächern angebracht, so dass die Sonne das Frischwasser direkt ohne zusätzlichen Wärmetauscher erwärmen kann. Die große Bedeutung dieser einfachen, aber effektiven Technologie für die Energiewende wurde jüngst endlich auch von der Politik erkannt, so dass die Förderung anläuft.

Wärmepumpe

Aus Temperaturdifferenzen in oberflächennahen Erdschichten oder der Umgebungsluft lässt sich mit Hilfe von Wärmepumpen Energie gewinnen. Dabei werden thermische Prozesse genutzt, die dem Prinzip eines Kühlschranks ähnlich sind. Dazu wird ein unter Überdruck befindliches flüssiges Medium, wie zum Beispiel Propan, entspannt und über kleine Röhren in das Erdreich transportiert. Dort nimmt es die Umgebungswärme auf und verdampft. Nachdem das Medium wieder an die Oberfläche transportiert wurde, wird es mittels einer Pumpe verdichtet und kondensiert wieder. Dadurch wird die aufgenommene Wärme wieder abgegeben (das geschieht bei einem Kühlschrank an der äußeren Rückwand).

Wärmepumpen haben einen relativ hohen Eigenverbrauch an Strom, stellen aber bei der Energiewende durchaus eine zu berücksichtigende Technik dar. Vorteilhaft ist beispielsweise, wenn der benötigte Strom über eine eigene Photovoltaikanlage erzeugt wird.

Wasserkraft

Bei dieser Art der Energiegewinnung wird eine Wasserströmung über eine Turbine geleitet. Aus der Rotation der Turbine wird dann ein Generator angetrieben, der Strom produziert. Das kann durch die Nutzung eines fließenden Gewässers oder Gezeitenstroms sowie durch das Abströmen eines Stausees oder Pumpspeicherbeckens erfolgen. Bei Letzterem handelt es sich jedoch nicht um die eigentliche Energieerzeugung, sondern die Rückgewinnung gespeicherter Energie.

Weitere Kraftwerkstypen stellen Wellenkraftwerke dar, die nicht die Wasserströmung, sondern die Energie der Auf- und Abwärtsbewegung der Wellen nutzbar machen. Die Techniken finden jedoch in Deutschland bisher keine nennenswerte Anwendung, weil die notwendigen hydraulischen Voraussetzungen nicht in ausreichendem Maße vorhanden sind.

Alle Nutzungsformen der Wasserkraft stellen einen Eingriff in den Wasserhaushalt und die Tierwelt dar. Nichtsdestotrotz ist die Wasserkraft, so wie sie derzeit in Deutschland genutzt wird, eine insgesamt technisch ausgereifte und wirtschaftliche Form der Energieerzeugung, die aber in Deutschland kaum Ausbau Potenzial für weiteren Ausbau bietet.

Windenergie

Wind enthält Bewegungsenergie, die technisch für die Stromerzeugung oder direkt mechanisch genutzt werden kann. In diesem Buch wird Windenergie bzw. Windkraft nur in dem Kontext der Stromerzeugung verwendet. Die Gewinnung von Energie für mechanisch arbeitende Windmühlen oder für die Fortbewegung, wie beispielsweise mittels Kite oder Drachen, wird nicht weiter betrachtet. Windkraftanlagen zur Stromerzeugung sind heute die bedeutendste Form der Windenergienutzung. Dabei wird ein Rotor, der über eine Welle mit einem Generator verbunden ist, durch den Wind in eine Rotationsbewegung gesetzt, so dass der Generator den Strom produziert.

Für die zu erzielende Leistung ist neben der elektrischen Nennleistung, die sich aus den technischen Parametern der Anlage ergibt, vor allem der Standort von Bedeutung. Regelmäßige Windstärken und die Windrichtung sind dabei genauso zu beachten wie ein einzuhaltender Mindestabstand zwischen den Anlagen, um gegenseitige Abschirmung zu vermeiden. Das größte Ausbaupotenzial für die Windkraft besteht auf hoher See (Offshore) bzw. in küstennahen Regionen (Onshore). Diese Gebiete liegen in Deutschland weit entfernt von den bevölkerungs- und industriereichen Ballungsgebieten, so dass die Notwendigkeit des Netzausbaus zur Anlandung des Stroms auf dem Festland und für seinen Weitertransport besteht. Diese Randbedingungen stellen einen Ausbau von Windkraftanlagen auf See in großem Stil in Frage, denn der Erzeugungsbeitrag ist, bezogen auf den gesamten Strombedarf, gering, und, die Investitionen für die Anlagen und die Transportnetze sind dagegen immens. Hinzu kommt, dass ein maximal möglicher Ausbau von Windkraftanlagen in der Nordsee die entstehende Deckungslücke der Energieversorgung 2050 bei weitem nicht schließen würde (vgl. Kapitel 11 „Warum die bisherige Energiepolitik scheitern wird“).

Aber auch die Nutzung von Windenergie an Land bringt durch Schall- und Lichtemissionen Probleme mit sich. Die Rotorbewegungen sorgen nicht nur für eine vergleichbar hohe Lärmbelästigung, sondern können auch durch einen schnellen Wechsel von Licht und Schatten gerade bei tiefem Sonnenstand zu Gesundheitsproblemen bei Anwohnern führen. Dazu kommt, dass die Umwelt durch die immer höheren Windräder „optisch verschmutzt“ wird. Bisher besteht keine Einigkeit darüber, ob Vögel tatsächlich von den Rotoren erschlagen werden, allerdings findet in Natur- und Vogelschutzgebieten kein Ausbau der Windenergie statt.

Positiv ist bei Windkraftanlagen dagegen, dass eine landwirtschaftliche Nutzung auf Flächen, die zur Windenergieerzeugung genutzt werden, noch weitestgehend möglich ist.

Kleistwindkraftanlagen gibt es so gut wie nicht. Auch hier steckt beispielsweise in horizontal drehenden Anlagen ein Potenzial, das bisher nur unzureichend erforscht und gefördert wurde. Für das Gelingen der Energiewende spielt die Windenergie an Land daher eine große Rolle. Der Koalitionsvertrag sieht vor, dass zukünftig der Mindestabstand zu Wohngebieten vergrößert und die Förderung der Anlagen abgesenkt werden sollen.

7.1.3 Sonstige Erzeugungsmöglichkeiten

Brennstoffzelle

Die Idee der Brennstoffzelle gibt es bereits seit Mitte des 19. Jahrhunderts. Der genutzte Effekt ist eine sogenannte galvanische Erzeugung. Technisch benötigt die Brennstoffzelle Sauerstoff und Wasserstoff. Durch einen chemischen Prozess werden Wärme und elektrische Energie freisetzt. Übrig bleibt Wasser.

Die Brennstoffzelle hat verschiedene Vorteile: Da es Brennstoffzellen in verschiedenen Größen gibt, ist sie vielseitig zur Energieerzeugung einsetzbar. Sie kann aber auch als eine Art Speicher fungieren, wenn Wasserstoff zuvor aus überschüssigem Strom gewonnen wurde. Sie ist relativ leicht, hat einen höheren Wirkungsgrad als Batteriespeicher und arbeitet geräuschlos. Heute gibt es bereits Einheiten, die Kraftfahrzeuge antreiben oder als Notstromaggregate zum Einsatz kommen.

Der Durchbruch dieser Technologie ist aber aufgrund der immer noch hohen Kosten bisher nicht gelungen. Bei weiterer Entwicklung ließe sich zukünftig mit dieser Technik möglicherweise eine preiswerte und sicherlich eine umweltfreundliche Erzeugungs- und Energiespeichertechnologie entwickeln, die einen nachhaltigen Beitrag zur Energiewende leisten kann.

Thermische Abfallbehandlung

Für die häufig kommunalwirtschaftlich organisierte Entsorgung stellt die thermische Verwertung, also die Verbrennung nicht recyclebarer Abfälle, häufig eine gute Möglichkeit der Energieerzeugung bei gleichzeitiger Lösung der Entsorgungsproblematik dar. Wie in einem üblichen Kraftwerksprozess wird durch die bei der Verbrennung freiwerdende Wärme Dampf erzeugt, der über eine Turbine geleitet wird. Diese treibt wiederum den Generator zur Stromerzeugung an. Der Dampf kann alternativ aber auch im Rahmen von Fernwärmekonzepten genutzt werden.

Für die thermische Verwertung von Abfällen sprechen aus kommunaler Sicht verschiedene Argumente. Der Energieträger Abfall ist lokal dauerhaft verfügbar, über die gesamte Entsorgungskette können lokale mittelständische Firmen mit unterschiedlichen Leistungen beschäftigt und gefördert werden, teure Deponiekosten können reduziert werden, andere Ressourcen, wie zum Beispiel die Nutzung von Primärenergieträgern, zur Erzeugung von Strom können geschont werden, und der „Mülltourismus“ wird eingedämmt. Die Genehmigungsverfahren für derartige Anlagen sind sehr lang und die Akzeptanz der Bürger ist oft gering. Dennoch kann die thermische Abfallbehandlung einen guten Beitrag im Rahmen der Energiewende leisten.

Kraft-Wärme-Kopplung

Unter dem Begriff Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) wird die gleichzeitige Gewinnung von mechanischer Energie und Wärme verstanden. Während die mechanische Energie mittels eines Generators in elektrischen Strom umgewandelt wird, kann die Wärme für Heiz- oder Kühlzwecke[4] genutzt werden. Die Anlagen kommen häufig zur Beheizung öffentlicher und privater Gebäude sowie zur Bereitstellung von Prozesswärme in der Industrie und von Fernwärme zum Einsatz. Unterschieden werden kann zwischen größeren Anlagen mit Gas- und Dampfturbinen – meist für industrielle Zwecke – und kleineren bis mittleren Anlagen, sogenannte Blockheizkraftwerke (BHKW) – mit vielfachen Einsatzmöglichkeiten. KWK-Anlagen können sehr flexibel zu- bzw. abgeschaltet werden. Daher können sie sehr schnell Lastschwankungen, beispielsweise durch regenerative Energien, ausgleichen. Je nach Größe haben KWK-Anlagen heute einen thermischen Wirkungsgrad von rund 55 Prozent und einen elektrischen Wirkungsgrad von rund 35 Prozent. Eine übergreifende dezentrale Nutzung vieler einzelner kleinerer KWK-Anlagen ist erstrebenswert. Durch die Nutzung intelligenter Steuerungssysteme kann der Einsatz untereinander gesteuert werden. Neben einem hohen Gesamtwirkungsgrad kann die Flexibilität durch die Einbindung nachgelagerter Wärmespeicher als Puffer weiter verbessert werden.

Für die Energiewende sind KWK-Anlagen aufgrund ihrer Flexibilität und Effizienz von großer Bedeutung. Die Politik hat das inzwischen erkannt und die Förderung angekurbelt. Leider gibt es über das Jahr 2020 hinaus keine Ausbauziele mangels eines fehlenden Gesamtkonzeptes.

Hybridkraftwerke

Häufig werden die oben beschriebenen Technologien zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien einzeln eingesetzt. Ein Nachteil ist, dass die Stromproduktion sehr stark schwanken kann, da sie von äußeren Einflüssen abhängig ist. Eine gute Möglichkeit zur Optimierung stellen sogenannte Hybridkraftwerke dar. Bei dieser Art von Kraftwerken handelt es sich schlicht um die Kombination mindestens zwei verschiedener Erzeugungstechnologien, wobei Kombinationen nahezu aller beschriebenen Techniken möglich sind. Der wesentliche Vorteil ist, dass die einzelnen Technologien sehr gut aufeinander abgestimmt und dimensioniert werden können. So lassen sich die Gesamtinvestitionen und die Betriebskosten optimieren.

7.2 Energiespeicherung

Für Strom, Gas, Wärme und Kälte existieren unterschiedliche Speichermöglichkeiten, die im Folgenden beschrieben werden und für die Energiewende von elementarer Bedeutung sind. Leider wurde in den vergangenen Jahren zwar der Ausbau regenerativer Energieerzeugungsanlagen massiv gefördert, der dazugehörige Speicherausbau jedoch sträflich vernachlässigt.

Strom, der produziert wird, muss auch zeitgleich genutzt werden. Findet er keine direkte Verwendungsmöglichkeit, ist er ohne Speichermöglichkeiten praktisch verloren. Um ohne Speicherung eine jederzeitige Bedarfsdeckung des Stroms zu gewährleisten, laufen Kraftwerke häufig im ineffizienten Teillastbetrieb. Manchmal ist sogar ein Ausbau von Kraftwerken die Folge. Verstärkt wird die Notwendigkeit von Speichern durch die zum Teil sehr schwankende Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien.

Wenn wir heute über Speicherung sprechen, dann (abgesehen von Akkumulatoren, die chemische Prozesse nutzen und Power-to-Gas, das eine Kombination aus chemischen und physikalische Prozessen ist) meistens nur über physikalische Speichermöglichkeiten. Es sollte überlegt dann werden, ob es nicht in der Natur, zum Beispiel bei Pflanzen, Prozesse gibt, die uns zeigen, wie Energie gespeichert werden kann. Vielleicht ist ja die Lösung der Speicherproblematik zukünftig durch chemisch-biologische Methoden möglich. Verwunderlich ist, warum die Thematik in der Öffentlichkeit bisher kaum diskutiert wird und seitens der Politik keine Förderung erfährt. Die hier beschriebenen Speichermöglichkeiten stellen nur eine Auswahl der Techniken dar, die derzeit in der Diskussion sind. Zur Speicherung von Energie wird an vielen Stellen geforscht und getüftelt. Ein Beispiel sei hier nur die optimierte Nutzung der ja nicht neuen Methode eines Schwungrads. Für die Zukunft ist Kreativität gefragt und hoffentlich lässt sich die Liste bald weiter fortführen.

Akkumulator

Mit Akkumulatoren, kurz Akkus, sind hier wiederaufladbare Zellen gemeint, nicht normale Batterien. Ein Akku wandelt beim Aufladen elektrische Energie in chemische Energie um. Wird im Anschluss der Akku an einen Verbraucher angeschlossen, so erfolgt der umgekehrte Prozess, bei dem chemische Energie wieder in elektrische Energie zurückverwandelt wird.

Große Akkus, wie sie zur Speicherung von Energiemengen für Versorgungszwecke benötigt werden, sind bisher sehr schwer, haben relativ schlechte Wirkungsgrade, eine teilweise noch unbefriedigende Lebensdauer und sind teuer in der Anschaffung. Zwar hat sich die Technik auch hier in den vergangenen Jahren mit einem besseren Ladewirkungsgrad und einer höheren Energiedichte, bezogen auf die Größe des Akkus, weiterentwickelt, der bahnbrechende wirtschaftliche und technologische Durchbruch ist bisher jedoch noch nicht gelungen.

Im Rahmen eines dezentralen Versorgungskonzeptes wird man um diese Art der Speichertechnik wohl nicht herumkommen. Zwar ist zu erwarten, dass durch eine anlaufende Massenproduktion die Kosten fallen würden, jedoch ist weitere Forschung und Weiterentwicklung dringend notwendig.

Druckluftspeicher

Bei dieser Art von Speichern wird Luft mit hohem Druck in große, luftdichte, unterirdische Kavernen eingepresst. Die Kompression erfolgt mittels Elektroverdichter immer dann, wenn zu Schwachlastzeiten große Strommengen zur Verfügung stehen. Wird zu einem späteren Zeitpunkt wieder Strom benötigt, kann die Luft ausgespeichert und über eine Turbine geleitet werden, die dann einen Generator antreibt, so dass aus der Druckluft wieder Strom erzeugt wird. Der Wirkungsgrad kann bei verschiedenen Druckluftspeichern sehr unterschiedlich sein, da er von vielen Eingangsparametern abhängt. Im besten Fall liegt er nach dem heutigen Stand der Technik zwischen 60 und 70 Prozent, wenn es gelingt auch die entstehende Wärme zu nutzen. Diese Anlagen sind technisch sehr aufwendig und daher relativ teuer. Von Vorteil ist die schnelle Zuschaltbarkeit zur Stromproduktion.

Aufgrund der notwendigen geologischen Voraussetzungen ist diese Technik in Deutschland nur sehr begrenzt, meist in Norddeutschland, verfügbar. Die benötigten Kavernen (große Hohlräume, die künstlich in Salzschichten hergestellt werden) für Druckluftspeicher konkurrieren gegen Öl-, Erdgas- und CO_2-Spei- cher oder Atomlager, die alle vergleichbare geologische Merkmale benötigen.

Der Ausbau von Druckluftspeichern kann durchaus Sinn machen und ist von Fall zu Fall zu entscheiden. Einen wesentlichen Beitrag zur Energiewende werden Druckluftspeicher aber wohl nicht leisten.

Erdgaspeicher

In Deutschland gibt es relativ große Erdgasspeicherkapazitäten, die in Form von unterirdischen Kavernen- und Aquiferspeichern vorkommen. Der Aufbau solcher Speicher ist sehr investitionsintensiv.

Kavernenspeicher sind (wie schon bei den Druckluftspeichern beschrieben) künstlich geschaffene Hohlräume in Salzlagerstätten. Aquiferspeicher machen sich poröse Gesteinsschichten zu Nutze, die das Gas ähnlich einem Schwamm aufnehmen und wieder abgeben können.

Hinsichtlich der Leistungsdaten einer möglichen Ein- und Ausspeisung sind beide Speicherarten sehr unterschiedlich. Kavernenspeicher können sehr schnell ein- und ausspeichern. Ein Umschlag des gesamten Speichervolumens kann mehrere Male innerhalb eines Jahres erfolgen. Aquiferspeicher arbeiten hingegen sehr langsam und dienen mehr dazu, den unterschiedlichen Verbrauch von Erdgas im Sommer und im Winter auszugleichen.

Es gibt auch volumenmäßig kleinere oberirdische Erdgaspeicher, zum Beispiel Röhrenspeicher oder Kugelbehälter, die meist von kommunalen Versorgungsunternehmen genutzt werden.

Werden Biogase entsprechend gewissen Qualitätsanforderungen aufbereitet, können sie dem Erdgas beigemischt werden. Sie können so direkt weiter transportiert und verbraucht oder mit dem Erdgas vermischt in Speichern für eine spätere Verwendung eingelagert werden.

Bis zu einem gewissen Teil und unter bestimmten technischen Voraussetzungen lässt sich auch Wasserstoff dem Erdgas beimischen und so speichern. Jedoch sind die technischen Rahmenbedingungen bei der Speicherung von Wasserstoff in Kavernenspeichern im Moment noch nicht final erforscht (vgl. auch Seite 88). Aus überschüssigem Strom, zum Beispiel aus regenerativen Energien, lässt sich verfahrenstechnisch Gas erzeugen, das eingelagert werden kann. Allerdings ist der Wirkungsgrad der verfahrenstechnischen Kette so gering, dass eine wirtschaftliche Nutzung derzeit kaum machbar ist (siehe auch Power to Gas, Seite 86).

Pumpspeicher

Pumpspeicherkraftwerke sind eine sehr flexible Möglichkeit, Lastschwankungen auszugleichen. In Zeiten, in denen mehr Strom zur Verfügung steht, als benötigt wird, und der Strom relativ preisgünstig ist, werden große Mengen Wasser von einem tiefer gelegenen See in einen höher gelegenen See gepumpt. Somit wird Energie in Form sogenannter Potenzialenergie gespeichert. Wird die Energie benötigt, wird das Wasser wieder abgelassen und dabei über eine Turbine geleitet, aus deren Drehbewegung dann über einen Generator Strom produziert und in das Netz eingespeist wird. Die Speicherkapazität hängt dabei von der gesamten Wassermenge und der Fallhöhe ab. Wie bei jedem Speicher entstehen auch hier Verluste. Durch Energieverluste beim Hochpumpen des Wassers kann beim Ablassen nur ein Teil der Gesamtenergie zurückgewonnen werden. Der Wirkungsgrad von ca. 75 Prozent ist jedoch im Vergleich zu anderen Speichermöglichkeiten relativ hoch.

Die Bereitstellungszeit der Energie beträgt nur wenige Sekunden, weswegen Pumpspeicherwerke heute einen wichtigen Beitrag zur Stromversorgung leisten. Die Ausbaumöglichkeiten dieser effektiven Technik sind allerdings in Deutschland gering, da die geologischen Voraussetzungen mit relativ großen Natur- bzw. Stauseen und möglichst großen Fallhöhen selten gegeben sind. Auch die Einbeziehung von Pumpspeicherkraftwerken, zum Beispiel in Österreich, der Schweiz oder in Schweden werden nur einen sehr überschaubaren Beitrag zu den notwendigen Speicherkapazitäten und der Energiewende leisten können. Außerdem passt diese zentrale Form der Speicherung wegen des Transports und Umspannverlusten nur bedingt zur zunehmend dezentralen Erzeugung regenerativer Energien.

Kältespeicher

Auch in Form von Kälte kann Energie gespeichert werden, zum Beispiel zur Klimatisierung oder dem Betrieb von Kühlhäusern. Die Kälte wird im Rahmen eines komplexen Prozesses beispielsweise über sogenannte Absorptionskältemaschinen erzeugt.

So kann ein Kühlhaus deutlich tiefer gekühlt werden als eigentlich notwendig. Die Kältemaschinen müssen dann, in Zeiten hohen Strombedarfs bzw. wenn der Strom relativ teurer ist, nicht eingeschaltet werden. Diese Technologie ist relativ einfach und kann einen guten Beitrag zur Energiewende leisten.

Wärmespeicher

Energie kann auch in Form von Wärme gespeichert werden. Wärmespeicher werden ähnlich wie Stromspeicher einen nachhaltigen Beitrag bei der Energiewende leisten. Dazu gibt es verschiedene Möglichkeiten. Sie alle aufzuzeigen würde den Rahmen dieses Buches sprengen. Daher werden hier nur die wesentlichen Speicherarten beschrieben.

Unterschieden wird auf der einen Seite zwischen Langzeit- und Kurzzeitspeichern, auf der anderen Seite zwischen Wasser-, Erd- und sonstigen Speichern. Die Wirkungsgrade der einzelnen Speichertechnologien können sehr unterschiedlich sein und hängen von der jeweiligen Technik ab.

a) Wasserspeicher

Für den Gebrauch im Haushalt oder in öffentlichen Einrichtungen, wie zum Beispiel Krankenhäusern, kommen häufig Wasserspeicher zum Einsatz. Der technische Aufwand ist relativ gering und diese Art von Speichern ist seit langer Zeit marktreif. Das Wasser wird erwärmt und in wärmegedämmten Behältern oder auch in mit Kies- und Wassergemisch befüllten Behältern bereitgehalten. Die Erwärmung kann zum Beispiel durch Heizkessel, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen oder Solarthermie erfolgen. Bei der Nutzung von Photovoltaikanlagen kann mit nicht benötigtem Strom Warmwasser erzeugt und gespeichert werden.

Wärmespeicher können dazu eingesetzt werden, den wirtschaftlichen Betrieb von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sicherzustellen, gerade wenn diese strombedarfsgesteuert betrieben werden und zu dem Zeitpunkt, an dem Strom benötigt wird, die Wärme nicht abgenommen werden kann und gespeichert werden muss. Weiterhin sind Wärmespeicher ideal, um häufige Ein- und Ausschaltvorgänge, zum Beispiel von Heizkesseln, zu vermeiden. Große Wärmespeicher eignen sich auch zur Glättung von Verbrauchsspitzen in Fernwärmenetzen.

b) Erdspeicher

Das Erdreich kann als saisonaler Wärmespeicher dienen. Dazu werden Sonden eingebracht, die den Boden oder das Grundwasser von Aquifer-Schichten erwärmen und so als Wärmespeicher dienen. Bei Bedarf wird das Wasser wieder an die Oberfläche gefördert und die Wärme mittels Wärmetauschern verfügbar gemacht.

c) Sonstige Wärmespeicher

Im industriellen Sektor kann zum Beispiel bei der Produktion von Stahl ein Schmelztiegel so weit erhitzt werden, dass er sehr lange die Temperatur vorhält. Heutzutage gibt es auch thermochemische Wärmespeicher, bei denen technisch eine chemische Reaktion genutzt wird. Ein Alltagsbeispiel hierfür sind Taschenwärmer, deren chemische Reaktion durch den Knick eines Metallplättchens ausgelöst wird. Sogenannte Latent-Wärmespeicher machen sich die thermodynamisch bedingte Aufnahme bzw. Freigabe von Energie beim Wechsel des Aggregatzustandes eines Mediums zu Nutze, beispielsweise von flüssig zu fest oder umgekehrt.

Wasserstoffspeicher

Wasserstoff selber lässt sich vielfach einsetzen, beispielsweise in einer Brennstoffzelle, die dann wiederum ein Kraftfahrzeug antreibt. Der Wasserstoff kann aus Wasser über eine Elektrolyse in Schwachlastzeiten aus überschüssigem Strom hergestellt, komprimiert und in kleinen dezentralen Druckbehältern gespeichert werden. Er stellt somit ein ideales Medium dar, um Strom aus Photovoltaikanlagen umzuwandeln und zu speichern.

Neben den „normalen“ Wasserstoffspeichern besteht auch die Möglichkeit der Speicherung mittels sogenannter Flüssigwasserstoffspeicher. Dabei wird durch Herabkühlen der Wasserstofftemperatur der Aggregatzustand von gasförmig zu flüssig gewechselt. Diese Art der Speicherung eignet sich besonders für große Mengen Wasserstoffs, wie sie zum Beispiel in der chemischen Industrie benötigt werden.

Der Umgang mit Wasserstoff ist nicht trivial. Kommt er mit Luft in Verbindung, bildet er schnell ein hochexplosives Gemisch, das wir als Knallgas kennen. Weiterhin besitzt Wasserstoff die Eigenschaft, drei Mal mehr Speichervolumen zu benötigen als Erdgas. Dennoch sind die Atome sehr klein und flüchtig.

Diese geringe Größe der Moleküle bereitet auch heute noch viele technische Probleme. Die Tanks für Fahrzeuge, die sehr hohe Drücke aushalten, haben in den vergangenen Jahren eine gute technische Entwicklung hin zur Marktreife genommen, Probleme entstehen aber, wenn man Wasserstoff dem Volumenstrom großer Erdgastransportleitungen beimischt. Nähere Erläuterungen zu der Problematik liefert der Abschnitt „Power to Gas“ (siehe Seite 86).

Die Produktion von Wasserstoff und die verschiedenen Speichermöglichkeiten sind bis heute noch sehr kostspielig und die Wirkungsgrade sind sehr gering. Dennoch ist zu erwarten, dass die Nutzung von Wasserstoffspeichern in der Zukunft sehr wahrscheinlich eine große Rolle spielen wird. Im Rahmen der Energiewende und eines dezentralen Versorgungskonzeptes mit eigenständigen, kleinen Wasserstoffspeichern sollte diese Technik weiter gefördert und ausgebaut werden.

7.3 Weitere Technologien

LPG- und CNG-Autos

LPG steht für Liquefied Petroleum Gas, also Flüssiggas (nicht zu verwechseln mit LNG, Liquefied Natural Gas, also Flüssigerdgas). CNG steht für Compressed Natural Gas, also komprimiertes Erdgas.

LPG besteht zur Hauptsache aus Propan und Butan, die schon bei Raumtemperatur und einem geringen Druck flüssig sind. Es ist auch bekannt als Heiz- oder Kochgas aus Flaschen oder Kartuschen. CNG dagegen besteht im Wesentlichen aus Erdgas, also hauptsächlich Methan, das gasförmig vorliegt und komprimiert wird. Beide Energien können für den Antrieb in Ottomotoren genutzt werden. Dazu ist in der Regel eine Modifizierung der Motoren notwendig.

Während LPG an einer Tankstelle befüllt werden kann, lässt sich CNG auch in der heimischen Garage tanken. Dazu wird Erdgas vom Hausanschluss aus komprimiert und unter Druck in den speziellen CNG-Tank des Autos gefüllt. Der Vorgang, der bis zu einigen Stunden dauern kann, eignet sich je nach installierter Anlage daher gut für eine Betankung über Nacht.

Erdgas, das weitestgehend aus Methan besteht, kann auch aus Wasserstoff und Kohlendioxid hergestellt werden. Aus regenerativer Energie lässt sich so Methan herstellen, das dann als CNG genutzt werden könnte. Allerdings wäre der Wirkungsgrad aufgrund der vielen Prozessschritte sehr niedrig. Wegen der relativ geringen Reichweite von gasbetriebenen Fahrzeugen (meinst kleiner als 400 km) empfehlen sich bivalente Motoren, die sowohl Benzin als auch Gas verbrennen können. Bei entsprechender Jahreskilometerleistung sind CNG-Fahrzeuge heute wirtschaftlich zu betreiben.

Da beide Technologien auf der Nutzung fossiler Energieträger beruhen, sind sie bei der Energiewende für den Verkehr wohl eher als Übergangstechnologien zu sehen. Sollte es gelingen aus erneuerbarem Strom Gas mit einem hohen Wirkungsgrad herzustellen, könnte zum Beispiel CNG auch in ferner Zukunft einen wesentlichen Beitrag leisten.

Elektromobilität

Unter dem Begriff Elektromobilität versteht man die Nutzung von strombetriebenen Fahrzeugen wie Autos, Rollern, und Fahrrädern. Bei Kraftfahrzeugen kommen aktuell häufig sogenannte Hybridfahrzeuge zum Einsatz, die über einen Elektromotor und eine andere Antriebsart, in der Regel einen klassischen Verbrennungsmotor, verfügen.

Theoretisch kann ein Elektrofahrzeug über jede Steckdose geladen werden. Eine flächendeckende Verbreitung dieser Technologie befindet sich aber noch in der Vorbereitung. Erforderlich sind auch hier Akkus mit einem hohen Wirkungsgrad, die eine Mindestreichweite zulassen und somit eine möglichst große Anzahl von Nutzern ansprechen, die diese Form der Speichertechnologie und der Mobilität unterstützen. Letztlich spielen hier Preis und Leistungsfähigkeit eine wesentliche Rolle.

Sollte es gelingen in den kommenden Jahren die Technologien zur Marktreife zu entwickeln, dann bietet die Elektromobilität eine ideale Möglichkeit, wenn es darum geht, Strom aus dezentraler Photovoltaik oder kleineren Windkraftanlagen zu speichern und bedarfsgerecht für Mobilitätszwecke zu nutzen. Viele kleine Einheiten könnten im Verbund auch wie ein größeres Kraftwerk wirken.

Fernwärme

Unter Fernwärme versteht man die Belieferung von Gebäuden mit Warmwasser und Heizungswärme. Von einer zentralen Stelle wird dazu warmes Wasser oder heißer Dampf in der Regel über erdverlegte Rohrleitungen zu den versorgten Gebäuden transportiert. Das macht wirtschaftlich Sinn, wenn ganze Städte oder Stadtteile, also viele zentral zusammenliegende Abnehmer, an das Fernwärmenetz angeschlossen werden können.

Fernwärme wird meistens durch kleinere Blockheizkraftwerke, größere Kraft- Wärme-Kopplungs-Kraftwerke, Müllverbrennungsanlagen oder Fernheizwerke erzeugt. Auch die Abwärme industrieller Produktionsprozesse eignet sich zur Fernwärmenutzung. Als Brennstoffe werden Kohle, Erdgas, Biogas, Öl, Holz, Holzprodukte, Abfälle und Solarthermie genutzt.

Fernwärmenetze bieten durch die große Menge an Wasser als Speicher- und Transportmedium ein hohes Potenzial, Energie in Form von Wärme aufzunehmen. Produziert beispielsweise eine Müllverbrennungsanlage Strom und wird die die dabei entstehende Wärme jedoch nicht sofort oder nicht in der verfügbaren Menge benötigt, so kann ein Fernwärmenetz als Abnehmer und Puffer dienen. Zusätzlich kann mit überschüssigem Strom Wasser erwärmt werden, das dann in ein Fernwärmenetz eingespeist wird. Fernwärmekonzepte können einen guten Beitragzur Energiewende leisten, allerdings ist der Ausbau relativ teuer und örtlich nur begrenzt sinnvoll.

Power to Gas

Unter dem Begriff Power to Gas werden zwei Methoden zusammengefasst: Zum einen die Herstellung von Wasserstoff, zum anderen die Herstellung von Methan. Aus überschüssigem Strom wird durch Elektrolyse von Wasser Wasserstoff hergestellt. Durch einen weiteren Prozessschritt kann aus Wasserstoff und Kohlendioxid Methan hergestellt werden, das in dem Fall auch als synthetisches Erdgas bezeichnet wird. Sowohl Wasserstoff als auch Methan können dem Erdgasstrom einer Gasleitung begrenzt beigemischt werden. Die Leitungen können bei beiden Methoden die Funktion von Transport und Speicherung übernehmen.

a) Power to Gas mit Wasserstoff

Die Beimischung von Wasserstoff zum Erdgas ist technisch bis zu einem gewissen Prozentsatz möglich, jedoch besteht die Möglichkeit, dass der Wasserstoff aufgrund seiner sehr kleinen Molekularstruktur durch die Stahlwände der Erdgasleitungen diffundiert.

Wird das Erdgas-Wasserstoff-Gemisch in Salzkavernen-Speichern eingelagert, ist die Wahrscheinlichkeit sehr groß, dass der Wasserstoff durch das Salz entweicht, da die Molekularstruktur des Salzes zwar kleiner als die des Erdgases, jedoch größer als die des Wasserstoffs ist. Weiterhin führt die Beimischung von Wasserstoff zum Erdgas zu einer Veränderung des Brennwertes. Unter dem Brennwert versteht man den Energieinhalt eines bestimmten Volumens, also die Kilowattstunden je Kubikmeter. Mischt man dem Erdgas Wasserstoff bei, so steigt der Brennwert. Das kann dazu führen, dass die Brenner in Autogeysern, Heizungsanlagen und Blockheizkraftwerken das Gas nicht mehr sauber verbrennen oder sogar überhitzen. Aus diesem Grund ist eine Beimischung von Wasserstoff technisch nur sehr begrenzt möglich.

b) Power to Gas mit synthetischem Methan

Dem synthetisch hergestellten Erdgas wird aufgrund seiner besseren Speicherund Verwendungsfähigkeit eine besondere Rolle im Bereich der regenerativen Energien zugeschrieben.

Methan ist wesentlicher, aber nicht ausschließlicher Bestandteil von Erdgas. So besteht bis zu einem gewissen Grad eine gute Möglichkeit der Beimischung in Gasleitungen. Auch eine Lagerung in Erdgasspeichern ist problemlos möglich. Die so gespeicherte Energie kann an den verschiedensten Stellen, an denen Erdgas zum Einsatz kommt, genutzt werden.

Nachteil bei diesem Prozess ist jedoch, dass die gesamte verfahrenstechnische Abwicklung sehr viel Energie benötigt, was zu einem sehr schlechten Wirkungsgrad führt. Des Weiteren werden die Erdgasleitungen häufig mit einem hohen Druck betrieben, so dass auch noch eine Verdichtung des synthetischen Methans vor der Einspeisung in die Netze notwendig wird. Der Gesamtwirkungsgrad wird dadurch weiter vermindert.

Betreibt man Power to Gas in großem Stil, würde die Importabhängigkeit von Gas sinken. Ob das jedoch der Fall sein wird und Power to Gas letztlich bei der Energiewende eine nachhaltige Rolle spielt, ist aufgrund der erheblichen notwendigen Investitionen, den benötigten Strommengen für die Elektrolyse und bei den beschrieben technischen Herausforderungen sehr zweifelhaft.

* Biomasse erlaubt eine diskontinuierliche, bedarfsgerechte Verbrennung. Die Produktion von Strom bzw. Wärme mit anschließender Speicherung ist möglich, jedoch energetisch nicht sinnvoll.

** Die Bewertung von Speichern ist sehr komplex und hängt von sehr vielen unterschiedlichen, individuellen Faktoren ab. Daher gibt die hier dargestellte Übersicht lediglich eine jeweilige Tendenz der einzelnen Faktoren ab, die jedoch im Rahmen eines Speicherkonzeptes im Rahmen der Energiewende durchaus von Interesse sind.

*** Die Kosten beinhalten den Gesamtprozess, also z.B. zur Verfügung stehender Strom wird durch Elektrolyse in Wasserstoff umgewandelt, gespeichert und anschließend für eine Brennstoffzelle genutzt oder er wird in Wärme verwandelt, die später zur Beheizung genutzt wird.

**** Gemeint sind hier keine handelsüblichen kleinen Batterien, sondern Akkumulatoren, die im Zuge von Energieversorgungskonzepten, z.B. für Wohneinheiten mit einer entsprechenden Kapazität, zum Einsatz kommen.

Abbildung 21: Übersicht Energieerzeugung und Speichermöglichkeiten

7.4 Kombinationsmöglichkeiten von Strom-, Wärme- und Kälteerzeugung mit Speicheroptionen

Die in den Kapiteln 7.1 bis 7.3 beschriebenen Technologien zur Erzeugung und Speicherung von Energie lassen sich auf unterschiedliche Art und Weise miteinander kombinieren, wie aus der vorstehenden Tabelle ersichtlich ist. Mit zunehmender Forschung und Entwicklung sollten die Optionen in den kommenden Jahrzehnten weiter zunehmen.

Welche Kombinationsmöglichkeit in welchem Projekt am besten zum Tragen kommt, hängt von den jeweiligen Bedingungen vor Ort ab. So kann bei der Nutzung in Eigenheimen eine Kombination aus Photovoltaik und Akkumulatoren sowie Solarthermie und Warmwasserspeicher zielführend sein. Bei der Stromerzeugung mit großen, konventionellen Kraftwerken sind z.B. Pumpspeicherkraftwerke sehr sinnvoll.

Weiterhin hängt die sinnvolle Nutzung davon ab, ob der Speicher als Langoder Kurzzeitspeicher genutzt werden soll, welchen Wirkungsgrad er hat, welche Kosten er verursacht und welches Potenzial die Speichertechnik überhaupt hat. Auch hier gibt die folgende Tabelle einen Überblick. Bei näherer Betrachtung zeigt sich, dass es aufgrund der Vielzahl der Speichermöglichkeiten und -technologien, die zum Teil bis heute aber sehr ineffizient sind, einen erheblichen Nachholbedarf an Forschung und Entwicklung gibt.

7.5 Leitungsgebundener Energietransport

Strom und Erdgas sind leitungsgebundene Energieträger. Es bedarf einer aufwendigen Infrastruktur für den Transport von den Erzeugungsanlagen bzw. den Quellen bis zu den Verbrauchern.

Strom

Der größte Teil des in Deutschland verbrauchten Stroms wird auch hier erzeugt. Der Transport erfolgt über Netze mit verschiedenen Laststufen. Unterschieden wird zwischen Höchstspannungs- (zum Beispiel 220 oder 380 kV), Hochspannungs- (zum Beispiel 60 bis 110 kV), Mittelspannungs- (zum Beispiel 1 bis 30 kV) und Niederspannungsnetzen (zum Beispiel 230 oder 400 Volt). Die Übertragung erfolgt entweder über Freileitungen oder über Erdkabel.

Das Höchstspannungsnetz verteilt landesweit den von den Kraftwerken erzeugten Strom und ist mit Netzen in angrenzenden Ländern verbunden. Es transportiert den Strom in verschiedene Regionen und Ballungszentren. Große Industriekunden beziehen ihren Strom meist direkt aus diesem Netz. Das Mittelspannungsnetz transportiert den Strom an regionale und mittelgroße Abnehmer, wie zum Beispiel Stadtwerke und Krankenhäuser. Kleinere Kraftwerke (zum Beispiel Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen) speisen ihren Strom in dieses Netz ein. Über das Niederspannungsnetz erfolgt die Feinverteilung des Stroms an Haushalte und kleinere Abnehmer. Auf dieser Ebene speisen auch die Photovoltaikanlagen ihren Strom in das Netz ein.

Die Netze werden untereinander durch Umspannanlagen und Transformatoren, Schalt- und Synchronisationsanlagen verbunden. Im Gegensatz zu früher kommt es heutzutage zu sehr vielen Schaltvorgängen zwischen den Netzen, um Instabilitäten auszugleichen. Der Grund für diese Instabilitäten ist die schwankende Einspeisung regenerativer Energien auf den Nieder- und Mittelspannungsebenen, die durch die Zuschaltung von konventionellen Kraftwerken auf der Höchst- und Hochspannungsebene permanent ausgeglichen werden müssen.

Es gibt vier Übertragungsfirmen in Deutschland, die das Höchstspannungsnetz betreiben (Amprion, TransnetBW, TenneT TSO und 50 Hertz). Daneben gibt es rund 900 weitere Netzbetreiber, die die untergeordneten Netze mit niedrigerer Spannung betreiben.

Erdgas

Für den Transport von Erdgas gibt es zwei wesentliche Möglichkeiten. Der Transport erfolgt über Rohrleitungen oder in verflüssigter Form mittels großer Tankschiffe oder in kleinen Mengen auch mittels LKW.

Transport mittels Rohrleitungen

Im Gegensatz zum Strom, der meist innerdeutsch erzeugt wird, wird der größte Anteil des Erdgases über lange Distanzen meist aus Norwegen und Russland nach Deutschland transportiert. Für den Transport ist das Erdgas zunächst nach der Förderung zu reinigen und zu trocknen. Der Transport durch die Rohrleitungen erfolgt dadurch, dass das Gas, ähnlich wie bei einer Luftpumpe, verdichtet wird. In der Gasversorgung kommen dazu große Verdichter zur Anwendung. Da sich das Gas während des Transports immer wieder durch die innere Reibung entspannt und dabei an Druck verliert, sind auf dem langen Transportweg immer wieder Zwischenverdichtungen erforderlich. Etwa zehn Prozent des Gases werden beispielsweise für den Weg von Russland nach Deutschland für die notwendige Transportverdichtung benötig und es dauert ungefähr fünf Tage, bis das Gas aus Sibirien bei uns ankommt.

Die Ferngasleitungen bestehen aus Stahl, haben einen Durchmesser von bis zu 1,4 Metern und werden inzwischen mit einem Druck von bis zu 100 bar betrieben, auf See auch bis zu 250 bar. Die Stadtleitungen sind in der Regel aus Polyethylen und haben Durchmesser von wenigen Zentimetern mit geringem Druck. Dazwischen gibt es die unterschiedlichsten Rohrgrößen, die dann mit den Druckstufen kombiniert werden. Die Leitungen liegen in der Regel unterirdisch.

Je nach Transport und Verteilungsstufe unterscheidet man an Land zwischen Hochdruck (16 bis 100 bar), Mitteldruck (4 bis 16 bar) und Niederdruck (20 mbar bis 4 bar). Im Vergleich dazu hat ein Autoreifen einen Druck von ca. 2 bar.

Für den Betrieb der Netze sind weitere Einrichtungen, wie zum Beispiel Absperrventile, Schieber, Gasdruckregelanlagen und Messanlagen, erforderlich.

Deutschland verfügt über ein weitverzweigtes Leitungssystem, das jedoch in extremen Situationen, wie an sehr kalten Wintertagen, inzwischen auch an die Leistungsgrenzen stößt. Unter gewissen Umständen, beispielsweise dem Ausfall von Transportverdichtern oder sehr niedrigen Gasspeicherfüllständen, ist zukünftig auch hier, wie beim Strom, ein Black-Out nicht mehr ausgeschlossen.

Transport mittels Schiffen

Eine weitere Möglichkeit für den Erdgasferntransport ist die Nutzung von speziellen Schiffen. Dabei bedient man sich der Eigenschaft, dass Erdgas bei minus 162 Grad den Aggregatzustand von gasförmig zu flüssig wechselt. Das Volumen beträgt dann nur noch 1/600. Man spricht vom sogenannten Liquified Natural Gas (LNG), Flüssigerdgas. Dieses Gas ist nicht zu verwechseln mit Flüssiggas, wie wir es aus den handelsüblichen Gasflaschen kennen. Dabei handelt es sich um Propan und Butan. Diese Gase werden schon bei Raumtemperatur und unter geringem Druck flüssig.

Beim LNG wird das Erdgas über komplexe verfahrenstechnische Abläufe verflüssigt, auf Tanker gepumpt und nach dem Transport in Regasifizierungsanlagen wieder in den gasförmigen Zustand versetzt. Ab einer Entfernung von ca. 2.500 km ist der Transport mittels Schiff heute günstiger als über eine Gasleitung (zum Vergleich beträgt die Distanz aus Russland rd. 5.000 km, aber die russischen Vorkommen liegen nicht unbedingt an der Küste, außerdem besteht das Leitungsnetz bereits).

Da Deutschland bisher nicht über einen Regasifizierungsterminal verfügt, der das flüssige Erdgas vom Tanker aufnehmen und in das Erdgasnetz einspeisen kann, spielt diese Art des Gastransports bisher bei uns eine untergeordnete Rolle. Lediglich geringe Mengen gelangen aus Belgien und den Niederlanden in das deutsche Gasnetz.

7.6 Energieverbrauch und -effizienz

Sicher ist, dass die bis 2050 geplanten Reduzierungen des Primärenergieverbrauchs auf 50 Prozent im Wesentlichen aus Effizienzsteigerungen resultieren müssen. Riesige Potenziale, die bisher noch nicht annähernd erschlossen wurden, bieten energieeffiziente Haushaltsgeräte, Kraftfahrzeuge und Industriean- lagen sowie Niedrigst- oder Überschussenergiegebäude. Da dieses Potenzial entscheidend für die Energiewende ist, seien hier einige Konzepte und Technologien aus der Vielfalt der Möglichkeiten genannt.

Zur Effizienzsteigerung bei der Energieerzeugung können zum Beispiel die Wirkungsgrade von Kraftwerken verbessert werden. Allein für die Nutzung von Abwärme gibt es noch zahlreiche Möglichkeiten.

Beim Transport steckt sicherlich in Zukunft noch Potenzial, um Strom über große Strecken möglichst widerstandslos zu transportieren.

Beim Verbrauch können Technologien und Konzepte wie Niedrigstenergie- und Passivhäuser, Energiesparlampen und LEDs, Wärme- und Kältedämmung, Wärmerückgewinnung aus Abluft, lastflussabhängige Industriemaschinen oder Motoren mit niedrigem Energieverbrauch einen Beitrag leisten.

Eine Anpassung des Energieverbrauchs an die Energieproduktion kann zum Beispiel durch intelligente Mess- und Steuerungssysteme wie das sogenannte „Smart Metering“ erfolgen. Dabei kommen intelligente Zähler zum Einsatz, die verschiedene Funktionen regeln können, wie beispielsweise das Einschalten von Geräten zu Zeiten, in denen der Strom preisgünstig ist.

Für die Energiewende ist wichtig, dass zukünftig jedes Gebäude mindestens so viel Energie produziert, wie es selber benötigt und so zur Effizienz beiträgt. Alle Möglichkeiten zu beschreiben würde den Rahmen an dieser Stelle sprengen und liefert den Stoff für ein komplett neues Buch. Sicher ist aber, dass es immer besser ist, zusätzliches Effizienzpotenzial zu nutzen anstatt neue Erzeugungsanlagen zu bauen. Damit sollte auch politisch klar sein, wo der Hebel mit Priorität anzusetzen ist.

[4] Kälte kann aus Wärme mittels sogenannter Absorptionsanlagen gewonnen werden, die dabei thermische Prozesse nutzen.

Teil C:

Auswirkungen und

Folgen der Energiepolitik:

Aus Fehlern lernen!

8

Politisch verfehlte Förderpolitik

Status quo

Nicht erst durch die im Frühjahr 2012 verkündete Energiewende, sondern bereits im Laufe der vorangegangenen zwanzig Jahre hat sich durch eine völlig unkoordinierte und unkontrollierte Förderpolitik ein Wildwuchs beim Ausbau der erneuerbaren Energien entwickelt. Der Grundgedanke der Förderung erneuerbarer Energien war gut, aber es ist völlig unverständlich, wie man ohne Energiekonzept bis heute wahllos Bereiche wie Wind, Solar, Biomasse, Geothermie und Wasserkraft nach dem Gießkannenprinzip fördert. Dazu einige Beispiele:

- Photovoltaik wird unabhängig davon gefördert, wie viele Sonnenstunden pro Jahr in den Regionen durchschnittlich zu erwarten sind.

- Windkraft wird unabhängig davon gefördert, welche Zeiten mit entsprechendem Wind in den Regionen erwartet werden. Der Koalitionsvertrag sieht zukünftig vor, dass nur noch windstarke Standorte so gefördert werden, dass ein wirtschaftlicher Betrieb möglich ist.

- Wasserkraft wird gefördert, auch wenn nur unzureichende Fallhöhen vorhanden sind.

- Geothermie wird gefördert, auch wenn die Erdwärme in so großen Tiefen liegt, dass ein wirtschaftlicher Einsatz nicht möglich ist oder große Risiken bestehen.

- Allgemein werden regenerative Energien unabhängig davon gefördert, ob Strom auch transportiert werden kann, ob in der Region Verbrauchsschwerpunkte liegen oder ob ausreichend Speicherkapazitäten vorhanden sind. Prominentestes Beispiel sind die Offshore-Windanlagen.

- Die Betreiber öffentlicher Netze sind verpflichtet, den regenerativ erzeugten Strom mit Priorität gegenüber Strom aus fossilen Brennstoffen abzunehmen und die gesetzliche Vergütung zu zahlen. Da für Netzbetreiber auch bei Unwirtschaftlichkeit eine Verpflichtung zum Netzausbau für regenerativ erzeugten Strom besteht, wurde die EEG-Umlage auch auf die Finanzierung des Netzausbaus ausgedehnt.

Schauen wir uns die oben genannten Punkte einmal detaillierter an.

Photovoltaik

Besonders die Photovoltaik wird bis heute überproportional gefördert, so dass der größte Anteil der EEG-Umlage in die Förderung dieser Technik fließt. Dabei beansprucht die Photovoltaik zwar rund 55 Prozent der Förderkosten, trägt aber nur mit knapp 20 Prozent zur regenerativen Stromerzeugung und mit nur sechs Prozent zu allen erneuerbaren Primärenergieträgern bei. Betrachten wir nicht nur die erneuerbare, sondern die gesamte Energieerzeugung, fallen die Zahlen noch mickriger aus – hier sind es nur vier Prozent der Stromerzeugung und unter ein Prozent aller Primärenergieträger.

Aufgrund hoher Vergütungssätze erfolgt der Zubau der Photovoltaik schneller als geplant. Die Vergütung wird dabei gesetzlich für 20 Jahre garantiert, was natürlich erhebliche Zahlungsverpflichtungen nach sich zieht. Die Förderpolitik hat dazu geführt, dass Deutschland heute das Land mit den weltweit meisten Photovoltaikanlagen ist, aufgrund der relativ wenigen Sonnenstunden jedoch nicht den meisten Strom mit diesen Anlagen erzeugt. Die Energieerzeugung beispielsweise aus spanischen Photovoltaikanlagen ist in etwa zweieinhalbmal so hoch wie in Deutschland. Zwar haben wir das Ziel, die Solarstromerzeugung bis auf 52 GWp auszubauen, doch wie sich dieses Ziel in ein Gesamtenergiekonzept fügt, bleibt unklar. Insbesondere müssten für hohe Mengen Solarstroms bessere Speichermöglichkeiten geschaffen werden, um die Reservehaltung mittels konventioneller Kraftwerke zu reduzieren.

Durch das EEG wurde zwischen 1999 und 2003 das sogenannte 100.000-Dä- cher-Programm gefördert. Ziel war es, kleinere Anlagen bis zu einer Gesamtleistung von 300 MWp zu fördern. Dieses war das erste Projekt für den flächendeckenden Ausbau der Photovoltaik. Da auch nach Erreichen des Ziels ein weiterer Ausbau erfolgen sollte, wurde das EEG entsprechend angepasst. Im Folgenden wurden sowohl kleinere als auch größere Anlagen gefördert. 2013 betrug die gesamte installierte Photovoltaik-Leistung in Deutschland bereits 34 GWp (also 34.000 MWp), womit das Ziel eines Gesamtausbaus auf 52 GWp bereits zu 65 Prozent erreicht war. Aus diesem Grund wird zwischenzeitlich ein durchschnittlicher jährlicher Ausbau von 2,5 bis 3,5 GWp seitens EEG festgelegt und die Vergütungen für neue Anlagen werden durch die atmende Deckelung besser geregelt. Dabei werden die Vergütungen automatisch umso stärker gekürzt, je höher die insgesamt installierte Leistung ist. Mit einer kurzfristigen Absenkung der EEG-Umlage ist jedoch aufgrund bereits zugesagter langfristiger Zahlungsverpflichtungen nicht zu rechnen.

Heute stellt sich die Frage nach der Notwendigkeit einer weiteren Förderung von Photovoltaikanlagen. Die Solartechnologie wird immer besser und preiswerter. Die Investitionen in Solarpanels rechnen sich nach wenigen Betriebsjahren. Bei einer Lebensdauer von mehr als 20 Jahren ist die Investition schon heute attraktiv. Die Frage ist, warum es dann überhaupt noch EEG-Einspeisevergütungen für Solarstrom geben muss. Da Strom möglichst dort genutzt werden sollte, wo er produziert wird, sollte der Eigenverbrauch von Solarenergie mit Fördergeldern und zinsgünstigen Krediten unterstützt und nicht auch noch mit einer EEG-Umlage belastet werden. Jede nicht transportierte bzw. speicherbare Kilowattstunde Solarstrom reduziert direkt den Ausbau der Netze. Die Politik unterstützt beides: Durch die Fördermittel den dezentralen Ausbau und durch die Vergütungssysteme den Transport. Warum, das bleibt ein Geheimnis der Politiker. Würde nur auf die Dezentralisierung mit dem Verbrauch vor Ort hingesteuert, macht auch ein Ausbau über die geplanten 52 GWp Sinn und ist für die Energiewende erstrebenswert.

Windenergie

Auch die Nutzung der Windenergie wurde in den letzten Jahren durch das EEG stark gefördert. Windenergie tritt wie Sonnenenergie immer nur temporär auf, weswegen auch hier dringend neue Stromspeichertechnologien entwickelt werden müssen, um überhaupt konventionelle Kraftwerke abschalten zu können. Die Förderung von Windenergieerzeugung, gerade in Küstengebieten mit viel Wind und abseits von Wohngebieten, scheint naheliegend, macht aber überhaupt keinen Sinn, wenn unklar ist, wie man die Strommengen vom Norden in die Verbrauchsschwerpunkte im Süden der Republik transportieren kann. Wenn der Ausbau der Offshore-Windstromerzeugung in der Nordsee weiter vorangeht, müssen mehrere tausend Kilometer an Seekabeln und Höchstspannungsleitungen verlegt und zahlreiche Umspannwerke errichtet werden. Alleine dafür ist bereits jetzt mit Investitionen im zweistelligen Milliardenbereich zu rechnen. Heute sind 3 GW Leistung Offshore in Deutschland installiert oder befinden sich in aktuell in Planung. Der aktuelle Koalitionsvertrag sieht bis 2020 einen Ausbau auf 6,5 GW und bis 2030 auf 15 GW (früher 25 GW) vor. Im Endausbau würden die Anlagen mit 15 GW letztlich insgesamt nur rund 12,5 Prozent des als Ziel vorgegebenen Gesamtstrombedarfs (und nur drei Prozent des Gesamtprimärenergiebedarfs) in 2050 abdecken, jedoch einen immensen weiteren Ausbau an Transportkapazitäten auslösen. Zu berücksichtigen sind dann noch riesige Speicherkapazitäten oder redundant vorgehaltene Kraftwerke, die für den Ausgleich benötigt würden.

Der Entwurf des Netzentwicklungsplans 2013 für Strom sieht für einen Ausbau von 14,1 GW Leistung an Offshore-Windstromanlagen bis zum Jahr 2023 (im Koalitionsvertrag ist ein Ausbau von 15 GW nun bis 2030 vorgesehen) nur für den Bau der neuen Transportkapazitäten auf See 22 Mrd. € vor. Hinzu kommen die geplanten Ausbaumaßnahmen an Land in etwa gleicher Größenordnung. Diese Investitionen würden in die regulierten Transportentgelte einfließen und somit den Strompreis steigen lassen. Der eigentliche Bau und Betrieb der Anlagen sind dabei noch gar nicht berücksichtigt. Das lässt uns erahnen, mit welchen Kosten wir rechnen müssen, wenn ein weiterer Ausbau erfolgen würde. Im Jahr 2013 wurde kein Kilometer an neuen Trassen gebaut. Der Zeitplan zum Ausbau der Trassen bis 2020 und damit auch das Ziel aus dem Koalitionsvertrag erscheinen bereits heute nicht erfüllbar. Die Sinnhaftigkeit des gesamten Vorhabens muss aufgrund des relativ geringen Beitrags zur Stromversorgung und des immensen Infrastrukturaufwands in Zweifel gezogen werden.

Würden die Netze für Windstromerzeugung ausgebaut werden, müsste die Finanzierung wahrscheinlich weitestgehend privatwirtschaftlich oder über Bürgerbeteiligungen erfolgen. Firmen und Bürger werden dann auf einer Zusicherung der Vergütung für den Ausbau bestehen. Werden die Trassen später aufgrund zunehmender Dezentralisierung der Versorgung nicht mehr benötigt, bleibt der Endverbraucher über die EEG-Umlage auf den Kosten sitzen. Wenn die Politik nicht bald die Weichen richtig stellt, ist an dieser Stelle mit einem signifikanten Anstieg der Energiekosten zu rechnen.

Vor diesem Hintergrund ist jeglicher ungebremster Ausbau von OffshoreWindanlagen kritisch zu hinterfragen. Zielführender wäre es, auf dezentrale Ausbaumaßnahmen zu setzen, bei denen eine Produktion vor Ort erfolgt, kein weiträumiger Transport des Stroms zum Verbraucher erforderlich ist und der Verbrauch lokal erfolgt.

Speicher

Wie nun bereits mehrfach erwähnt, wurde die Bedeutung notwendiger Speichermöglichkeiten in der Vergangenheit von der Politik nicht erkannt. Förderungen für einen beschleunigten Speicherausbau und entsprechende Forschung für Technologieverbesserungen erfolgen nicht in annähernder Weise wie die Begünstigung von Solar- und Windenergienutzung. Speicher sind aber als Baustein für die Energiewende äußerst wichtig.

Noch 2011 wurde die Solarbranche mit rund 7,8 Mrd. Euro[5] gefördert, die Möglichkeiten zur Speicherung von Strom über die sogenannte Förderinitiative Energiespeicher des BMU, BMWi und BMBF aber nur mit rund 200 Mio. Euro[6] unterstützt. Allein die Betrachtung dieser Zahlen stimmt bedenklich.

Inzwischen hat man die Bedeutung der Speicher wohl erkannt. Von BMU und KfW wird seit Mai 2013 beispielsweise die Nutzung von Batteriespeichern für Strom aus Photovoltaikanlagen gefördert, wobei die Leistungsabgabe der Photovoltaikanlage in das Netz auf maximal 60 Prozent der installierten Leistung begrenzt ist. Auf diese Weise wird versucht, Photovoltaik zu fördern, aber die Einspeisung in die Netze zu begrenzen. Abgesehen davon, dass dieses Förderinstrument nur sinnvoll ist, wenn funktionierende Stromspeicher in ausreichendem Maße vorhanden sind, kommt es viel zu spät. Vielmehr müssten Fördergelder in Stromspeicherforschung fließen. Leider sieht es nach wie vor nicht so aus, als ob die geringen Fördermittel für die Forschung ausreichen werden, um einen großen Technologiesprung in den kommenden Jahren zu erzielen. Durch diese immer noch völlig verfehlte Förderpolitik wird die gesamte Energiewende gefährdet.

Die bisherige Hilf- und Ahnungslosigkeit der Politik zeigt sich sehr gut am Beispiel von Nachtspeicherheizungen. Der Bundestag hat im Mai 2013 beschlossen, Nachtspeicherheizungen in Mehrfamilienhäusern nicht wie geplant bis Ende 2019 stillzulegen, sondern deren Betrieb unbegrenzt weiter zuzulassen. Begründet wurde diese Entscheidung damit, dass Nachtspeicher gut als Speichermedien eingesetzt werden können. Das hört sich erst einmal logisch an. Aber Nachtspeicherheizungen speichern – wie der Name schon sagt – im Wesentlichen die Energie in der Nacht, also dann, wenn die Sonne gerade nicht scheint. Abgegeben wird die Energie dann am Tag, wenn regenerative Quellen wieder vermehrt zur Verfügung stehen. Noch weiter ad absurdum könnte man das Ganze führen, wenn gleichzeitig die energetischen Sanierungs- und Umbaumaßnahmen dieser Häuser gefördert würden. Dann würde der nachts als Wärme gespeicherte überschüssige Strom tagsüber wieder abgegeben, aber kaum noch benötigt. Auch hier wurde mit einem Schnellschuss der Politik mal wieder am Flickwerk der Energiewende herumgebastelt, ohne eine sinnvolle Lösung zu finden.

Geothermie

Ein weiteres Beispiel verfehlter Förderung ist die Geothermie, die in den letzten Jahren weiter ausgebaut wurde. Ob diese Technologie für Deutschland im großen Stil sinnvoll ist, muss bezweifelt werden, da sie sich bisher aufgrund der relativ teuren Anlagekosten meistens nur mit hohen Fördermitteln wirtschaftlich betreiben lässt – von den Risiken der Tiefbohrungen mal ganz abgesehen.

Es gibt in Zentraleuropa eigentlich nur ein Land, das bisher Geothermie erfolgreich einsetzt, und das ist Italien. Bei näherer Betrachtung erscheint das nicht weiter verwunderlich, da Italien bekannterweise auf einer vulkanreichen Halbinsel liegt und somit gute geologische Voraussetzungen hat. Deutschland hat immerhin die Vulkaneifel.

Zwar sollten die Möglichkeiten der Geothermie beim weiteren Aufbau einer dezentralen Versorgung in Einzelfällen in Betracht gezogen werden – ob eine flächendeckende Förderung aber Sinn macht, darf ernsthaft in Zweifel gezogen werden. Bei der Überarbeitung des EEG im Jahr 2012 wurden ohne eingehende Überprüfung jedoch die Förderleistungen für Geothermie weiter ausgebaut.

Elektromobilität

Beim Thema Mobilität mittels Strom wird derzeit eine Technik gefördert, die noch nicht ausgereift ist. Natürlich werden wir uns auch als Verbraucher anpassen müssen. Aber wer möchte derzeit schon ein teures Auto kaufen, das mehrere Stunden aufgeladen werden muss, um dann eine Reichweite von 130 Kilometern zu erreichen? Sollten wir nicht zunächst die Forschung intensivieren anstatt den Ausbau einer nicht marktreifen Technik zu unterstützen? Leistungsfähige Akkus bzw. Brennstoffzellen sind hier die notwendigen Schlüsseltechnologien.

Solarthermie

Das Potenzial von Solarthermieanlagen, die in den kommenden Jahren nachhaltig ausgebaut werden sollen, ist riesig und technisch relativ einfach erschließbar. Aber auch hier ist die Förderung unkoordiniert und ohne Zielvorgaben bezüglich notwendiger Wärmespeicher. Dies ist nicht gut, denn die Solarther- mie kann bei einer Weiterentwicklung eine der Schlüsseltechnologien der Energiewende sein.

KWK

KWK-Anlagen bieten ein sehr großes Potenzial bei der Bewältigung der Energiewende. Durch die gleichzeitige Strom- und Wärmegewinnung kann der Gesamtwirkungsgrad deutlich gesteigert werden und hilft bei der Erfüllung der Effizienzziele. Die Förderung ist aber erst 2013 richtig in Schwung gekommen.

Energietransport

Nach den Regelungen des EEG genießen erneuerbare Energien Vorrang bei der Einspeisung in die Stromnetze. Mit der Neuregelung der Vermarktungsmodelle haben auch kleine EEG-Stromproduzenten die Möglichkeit, ihren Strom direkt an der Börse zu vermarkten. Folgen sie diesem Modell nicht, sind stattdessen die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, den EEG-Strom über die Börse zu vermarkten.

So werden aus Übertragungsnetzbetreibern, die eigentlich reine Transportgesellschaften sind, wieder Handelsgesellschaften. Zwar dürfen die Transportgesellschaften keine Gewinne generieren, erhalten aber für den Aufwand eine Entschädigung, die der Stromkunde über die EEG-Umlage zahlt. Genau diese Situation sollte durch die Liberalisierung des Energiemarktes in Verbindung mit der Entflechtung von Handels- und Transportgesellschaften vermieden werden (nähere Erläuterungen zur Liberalisierung finden Sie in Kapitel 2 „Historie, Liberalisierung und Regulierung der deutschen Energieversorgung“). Mit einer weiter zunehmenden Dezentralisierung und Eigenversorgung wird der Energiemarkt schrumpfen und die Liberalisierung langfristig an Bedeutung verlieren.

Auswirkungen der falschen Förderung

Die deutsche Förderpolitik, insbesondere mittels EEG, ist völlig aus dem Ruder gelaufen. Was gedacht war als gute Initiative, um erneuerbare Energien voran zu treiben, hat sich im Laufe der Jahre, ausgelöst durch eine planlose Politik, zu einem Fass ohne Boden entwickelt. Mittlerweile sind erneuerbare Energien keine Randerscheinung mehr und bedürfen dringend angepasster Fördermaßnahmen. Dieses System ist auch deshalb sehr kritisch zu sehen, da die unterschiedlich starke Förderung bestimmter Technologien eine freie Wahl einschränkt und somit auch zu negativen Ausbaueffekten führen kann.

Die derzeitige Förderung und Entwicklung gehen nicht Hand in Hand mit den Anforderungen und die Anzahl der Förderprogramme ist heute nicht mehr zu überblicken. Inzwischen haben sich schon Organisationen gebildet, die den Antragstellern helfen, sich im Dschungel der Fördermöglichkeiten zurechtzufinden.

Es ergibt sich noch ein weiteres, ganz anders gelagertes Problem. Die Förderung der regenerativen Energien in Deutschland führt zeitweise zu einem Überangebot an Strom. Dadurch sinkt der Strompreis an der Börse zu bestimmten Zeiten massiv. Er ist dann so preisgünstig, dass die Nachbarstaaten Deutschlands, wie zum Beispiel Frankreich und die Niederlande, ihn gerne nehmen. Aber warum ist der Strom so günstig?

Der Strompreis bildet sich an Energiebörsen. Ist zu viel Strom aus regenerativen und konventionellen Quellen, die aufgrund von Schwankungen redundant vorgehalten werden, verfügbar, sinken die Börsenstrompreise. Das Ausland nimmt Deutschland den dann billigen Strom gerne ab. Weil über die EEG-Umlage die Differenz zwischen den Börsenpreisen und den garantierten Einspeisevergütungen für die Produzenten des regenerativen Stroms erstattet wird, subventioniert der deutsche Stromverbraucher so also nicht nur regenerative Stromerzeugungsanlagen in Deutschland, sondern auch den Strom für andere Länder. Dort werden Kraftwerke dann zum Teil abgeschaltet oder im unwirtschaftlichen Teillastbereich betrieben, was ja bekanntlich auch nicht gerade umweltfreundlich ist. Der niedrige Strombörsenpreis kommt letztlich nicht beim Haushaltskunden an, da die EEG-Umlage die Reduzierung auffrisst.

Dazu kommt, dass das deutsche Stromnetz bereits heute nicht mehr den gesamten regenerativen Strom aufnehmen kann. Inzwischen findet der Transport häufig über das Ausland statt. Das wiederum führt inzwischen auch bei unseren Nachbarn zu kritischen Netzsituationen und bringt sie zum Teil in die Nähe von Black-Outs. Sie beobachten mit Argusaugen, was in Deutschland gerade passiert.

Finanzierungslücke

Nachdem über viele Jahre ziellos verschiedene Projekte und Technologien gefördert wurden, geht der Bundesregierung offensichtlich nun bei ständig wachsenden Kosten das Geld für die Energiewende aus. Dem Energie- und Klimafonds (mit Fokus auf energetische Gebäude- und Stadtsanierungen, Elekt- romobilität und Batteriespeicher-Förderprogramme), der durch den Verkauf von CO_2-Zertifikaten gespeist werden soll, fehlt es aufgrund der niedrigen Zertifikatspreise im Emissionshandel an Beträgen in Milliardenhöhe. Kalkuliert wurde mit einem Mindestpreis der Zertifikate in Höhe von 15,00 Euro. Im Herbst 2013 lagen die Zertifikatspreise im Bereich von 4,50 Euro bis 5,00 Euro. Angefangen hatte der Handel 2005 im Bereich von 28,00 Euro bis 30,00 Euro. Zwar er- folgt durch einen Zuschuss aus dem Bundeshaushalt ein gewisser Ausgleich des Energie- und Klimafonds, letztlich stehen jedoch nur 70 Prozent der geplanten Fördermittel für energetische Gebäudesanierungen, wichtige Speicherprojekte oder die Weiterentwicklung der Elektromobilität zur Verfügung[7]. Weitere Vorhaben, zum Beispiel aus dem Bereich der Energieeffizienz, die wichtig sind, um das erklärte Ziel der Primärenergiebedarfssenkung um 50 Prozent bis 2050 zu erreichen, wurden zurückgestellt bzw. gestrichen. Für den Ausgleich der fehlenden Mittel über den Bundeshaushalt zahlt natürlich jeder Steuerzahler indirekt einen weiteren Beitrag zur Energieversorgung, was die Politik gerne verschweigt. Ganz ehrlich: So werden wir die Energiewende sicherlich nicht meistern.

Auch die Energieversorger leiden unter dem Verfall der Zertifikatspreise. Sie haben sich in der Vergangenheit mit Zertifikaten eingedeckt, die jetzt nicht mehr annähernd ihren ursprünglichen Wert haben. Das führt zu erheblichen Sonderabschreibungen in den Bilanzen. Volkswirtschaftlich wurde hier Kapital vernichtet, das dringend an anderen Stellen benötigt würde.

Die Idee, die CO_2-Zertifikate im Europäischen Handel zu verknappen und so den Preis zu erhöhen, wurde politisch nicht von allen Seiten getragen. Aufgrund unterschiedlicher Auffassungen der Bundesministerien scheiterte diese EU-Initiative im April 2013. Aber wie soll die Reform auch gelingen, wenn schon eins der größten Industrieländer in der EU nicht mit einer Stimme spricht. Auf EU-Ebene wurde das Thema wieder zurück an die entsprechenden Ausschüsse verwiesen. Die Angst vor einer Verteuerung europäischer Produkte, verbunden mit weltweiten Wettbewerbsnachteilen, war letztlich wohl größer als der Wunsch nach niedrigen Emissionen oder einem gut ausgestatteten Fördertopf. Wie die Finanzierungslücke für den deutschen Energie- und Klimafonds geschlossen werden soll, lässt die Politik bisher offen.

In Kombination mit einer seit 2005 ausufernden Regulierung des Energiemarktes und einem völlig überstürzten Ausstieg aus der Kernenergie bringt die derzeitige Förderpolitik Deutschland energiepolitisch an seine Grenzen. Oder sind diese sogar schon überschritten?

[5] BNetzA: Monitoringbericht 2012, S. 35

[6] BMU: Innovation durch Forschung, Jahresbericht 2011 zur Forschungsförderung im Bereich der erneuerbaren Energien, S.21, März 2012

[7] http://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Standardartikel/Themen/Oeffentliche_Finanzen/Bundeshaushalt/2013-04-25-ekf.html

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Problematische Infrastruktur

Bei aller Euphorie für die Energiewende und die erneuerbaren Energien: Ohne konventionelle Kraftwerke und den Ausbau der bestehenden Netzinfrastruktur werden wir die bevorstehenden Aufgaben nicht meistern. Aufgrund der politischen Rahmenbedingungen und Ziele wird die bestehende Infrastruktur die Versorgungssicherheit nicht mehr im notwendigen Umfang gewährleisten können. Eine sinnvolle Anpassung der Infrastruktur parallel zur Entwicklung regenerativer Energien ist daher dringend notwendig. Leider wurden auch hier die erforderlichen Maßnahmen in der Vergangenheit verschlafen.

Energieerzeugung

Der Kraftwerkspark in Deutschland hat sich in den vergangenen Jahrzehnten aufgrund vorhandener Energiequellen und Technologien entwickelt. Mittlerweile gibt es zunehmend KWK- und regenerative Erzeugungsanlagen in den unterschiedlichsten Größen, die zentral bzw. dezentral produzieren. Das Rückgrat unserer Stromversorgung bildet heute aber immer noch eine Vielzahl großer Kohle-, Gas- und Kernkraftwerke. Dabei gibt es hochmoderne Kraftwerke, allerdings ist ein großer Teil der Anlagen auch veraltert und steht zur Reinvestition an. Bau und Betrieb sind dabei weitestgehend privatwirtschaftlich organisiert, so dass neue Investitionen nur dann erfolgen, wenn der wirtschaftliche Erfolg gesichert ist. Leider gibt es keine klaren Leitlinien der Politik, so dass bei den Betreibern der Kraftwerke eine große Planungs- und Investitionsunsicherheit herrscht.

Für den Fall, dass keine Energie regenerativ produziert werden kann, weil keine Sonne scheint oder kein Wind weht, muss mittels konventioneller Kohle-, Gas- oder sonstiger Kraftwerke Energie bereitgestellt werden. Diese Kraftwerke müssen letztlich mit vergleichbar hoher Leistung vorgehalten werden, was bedeutet, dass sie vielfach im unwirtschaftlichen Teillastbereich oder gar nicht betrieben werden. Mehrere Kraftwerksbetreiber hatten angekündigt ihre Kraftwerke wegen geringer Laufzeiten und unwirtschaftlichem Betrieb aufgrund zunehmender regenerativer Erzeugungsmöglichkeiten stillzulegen. Das ist jedoch nicht so einfach möglich, da im EnWG §13a, geregelt ist, dass eine Stilllegung genehmigungspflichtig ist. Ein weiterer Schritt in Richtung Planwirtschaft, bei dem nicht mehr nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten entschieden wird, sondern von zentraler Stelle. In diesem Fall werden von den Netzbetreibern und der BNetzA die Vorgaben gemacht. Die Vergütung für diese Kraftwerke hat man im Sommer 2013 in der Reservekraftwerksverordnung geregelt. Das hat natürlich einen weiteren Anstieg der Strompreise zur Folge.

Derzeit fehlt es im Kraftwerksbereich an einem schlüssigen Gesamtkonzept für Reinvestitionen sowie am Rück- bzw. Zubau von Erzeugungsanlagen. Wieder einmal stehen privatwirtschaftliche Investitionsinteressen massiven regulatorischen Eingriffen der Politik gegenüber. Wer weiß schon, ob der nächste Schritt nicht eine teilweise Verstaatlichung der Kraftwerke ist. Auszuschließen wäre das nicht und der Versorgungssicherheit täte es wahrscheinlich gut. Die Folgen wären aber auch wohl hier höhere Kosten für die Bürger.

Es wird dringend Zeit, dass die Politik Antworten auf die folgenden wesentlichen Infrastrukturfragestellungen gibt:

- Bestehende Kraftwerke können zur Reservehaltung gezwungen werden. Für den Neubau gibt es aber keinerlei Anreize mehr. Doch soll wirklich, wie in der Reservekraftwerksverordnung § 8 (4) vorgesehen, der Übertragungsnetzbetreiber jetzt eigene Kraftwerke errichten und betreiben, um damit die Versorgungssicherheit bei einem weiteren Ausbau der regenerativen Energien sicher zu stellen? Soll es wirklich Ergebnis des Unbundlings sein, dass Netzbetreiber nicht nur das Netz betreiben, sondern auch regenerativen Strom an der Börse handeln und Strom erzeugen? Willkommen zurück im vollintegrierten Versorgungsunternehmen. Damit hätten wir nur noch Regulierung, aber keine Liberalisierung. Es lebe die Administration!

- Grundsätzlich gilt, dass bei zunehmendem Speicherausbau weniger konventionelle Kraftwerke benötigt werden. Zug um Zug werden auch konventionelle Kraftwerke altersbedingt vom Netz gehen.
Wieviele Kraftwerke müssen an welchen Orten schrittweise unter Berücksichtigung erneuerbarer Energien und KWK-Anlagen aus- bzw. rückgebaut werden, wenn die Produktion von Strom aus regenerativen Energien nachhaltig gesteigert wird und es ausreichend dezentrale Speicher gibt?

- Kernkraftwerke gehen sukzessive vom Netz. Wie, wo und wann werden Sie ersetzt?

- Konventionelle Kraftwerke werden im Wesentlichen mit Kohle und Gas befeuert. Welche Importabhängigkeit wollen wir bei der Brennstoffversorgung der konventionellen Kraftwerke zukünftig noch eingehen?

- Wenn die Interessen zwischen Politik und Wirtschaft weiter auseinander laufen, wird sich ggf. kein privater Interessent mehr finden, der investieren möchte. Ist der Staat in dem Fall bereit, Teile des Kraftwerksparks zu übernehmen oder mit Steuergeldern auszubauen? Denkbar wäre eine „staatliche Energieerzeugungsgesellschaft“.

Lauter ungeklärte Themen, die politisch dringend angegangen werden müssen.

Transportnetze

Strom und Gas werden häufig über sehr lange Strecken transportiert, wozu ein System aus Transport- und Verteilnetzen erforderlich ist. Die vorhandene, historisch gewachsene Infrastruktur in Deutschland stößt aber bereits heute kapazitätsmäßig stellenweise an ihre Grenzen. Ein Netzausbau, der sich zwingend am zukünftigen Ausbau der erneuerbaren Energien orientiert, wurde in den vergangenen Jahren vernachlässigt, so dass sich jetzt technische und wirtschaftliche Herausforderungen stellen, die schnellstmöglich zu lösen sind. Zwar werden neue Netzprojekte gerade beim Strom im großen Stil geplant und vorangetrieben, die Frage ist aber, ob die vorgesehenen Maßnahmen die richtigen sind und welche Interessenskonflikte existieren.

Strom

Die eingeleitete Energiewende und die Förderpolitik der vergangenen Jahre führen zu einer zunehmenden Dezentralisierung der Energieversorgung. Eigentlich sollte dadurch der Bedarf an großen überregionalen Stromtrassen abnehmen. Bei der jetzigen Politik ist jedoch das Gegenteil der Fall.

Dadurch, dass regenerative Energien nicht permanent zur Verfügung stehen und die erforderlichen Speicherkapazitäten nur unzureichend gefördert wurden, wird auch in den kommenden Jahrzehnten Strom von konventionellen Kraftwerken zu den Verbrauchsschwerpunkten transportiert werden müssen. Diese Kraftwerke werden zusätzlich zu den erneuerbaren Energien bereit gehalten und in Spitzenlastsituationen zur Netzstabilisierung betrieben. So wie die Weichen derzeit stehen, kann also davon ausgegangen werden, dass auf das bestehende Stromtransportnetz auch in Zukunft nicht verzichtet werden kann, auch wenn dessen Auslastung sinken wird.

Aufgrund der geplanten zu installierenden und geplanten erneuerbaren Erzeugungskapazitäten, deren Standorte ganz woanders liegen als die Standorte konventioneller Kraftwerke, ist vielmehr ein weiterer Ausbau der Netze zwingend erforderlich bzw. kann bei einer weiterhin verfehlten Politik erforderlich werden. Das gilt sowohl für große Übertragungsnetze als auch für kommunale Verteilnetze.

Die vorhandenen überregionalen Leitungsverbindungen in Nord-Süd-Richtung stoßen bereits heute vielfach an ihre Belastungsgrenzen. Der notwendige Tras- senausbau, mit dem ohnehin zu spät begonnen wurde, hinkt inzwischen dem Zeitplan um Jahre hinterher. Das führt dazu, dass der in den Windparks produzierte Strom zum Teil gar nicht in den Süden transportiert werden kann, wo er benötigt wird, so dass sich Windräder im Leerlauf drehen, damit sie nicht einrosten (zu allem Überfluss teilweise auch noch unterstützt von fossilen Antrieben) und erst gar nicht an das Netz gehen. Eine Genehmigung der Windparks in der Nordsee hätte unter diesen Voraussetzungen nie erfolgen dürfen.

Auch in kommunalen Versorgungsgebieten kommt es zunehmend zu Schwierigkeiten beim Stromtransport. Aufgrund des Vermarktungsmodells in Deutschland, wird der gesamte regenerativ erzeugte Strom in die Netze eingespeist. Die Netze wurden für diesen zusätzlichen Transport aber in der Vergangenheit nicht ausgelegt und stoßen dadurch heute auch vielfach an ihre Leistungsgrenzen.

Der eingespeiste Strom wird dann von den großen Übertragungsnetzbetreibern an der Börse vermarktet. Zwar gibt es auch die Möglichkeit einer Direktvermarktung durch die vielen kleinen Produzenten des regenerativen Stroms, jedoch wird diese Möglichkeit kaum genutzt. Warum auch? Ist doch der Anreiz, über die Direktvermarktung mehr Geld als über die zugesagte EEG-Vergütung zu erzielen, gering und mit Administration verbunden. Zielführender wäre es den eigenerzeugten Strom auch selbst zu verbrauchen. Der Koalitionsvertrag sieht zukünftig für Neuanlagen ab 5 MW eine Direktvermarktung zwingend vor. Sorgen machen kann einem nur die geplante EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch, die ein völlig falsches Signal setzt.

Dass das in Deutschland genutzte Vermarktungsmodell nicht glücklich ist, zeigt sich auch darin, dass der in die Netze eingespeiste Strom für den Produzenten häufig immer noch höher vergütet wird als der Strom, den Anlagebetreiber, dann in der Rolle als Abnehmer, zur gleichen Zeit wieder aus dem Netz beziehen. Dieses System gibt wenig Anreiz, den eigens produzierten Strom auch selbst zu nutzen. Die heutige Situation führt dazu, dass übermäßig viel Strom hin und her transportiert wird und die Netze damit belastet werden. Gegebenenfalls sind aufgrund dieses Vermarktungsmodells oder fehlender dezentraler Stromspeicher sogar weitere Netzausbauten erforderlich.

Das in den Niederlanden installierte System ist deutlich effektiver. Dort laufen die Stromzähler vorwärts, wenn Strom bezogen wird, und rückwärts, wenn Strom in das öffentliche Netz eingespeist wird. Unter dem Strich wird nur die Differenz berechnet oder vergütet, und das mit einem einheitlichen Tarif. Diese Methode hat zum einen den Vorteil, dass es einen großen Anreiz gibt, den selbstproduzierten Strom auch selbst zu nutzen, und zum anderen ein sehr einfaches Verrechnungsmodell für selbsterzeugten Strom bietet.

Die beschriebene Situation in Deutschland führt zu sehr vielen notwendigen Schaltvorgängen zwischen den Übertragungsnetzen und den kommunalen Netzen, die es früher so nicht gab. Die Chance für Fehlschaltungen bis hin zu einem Black-Out ist deutlich gestiegen. Die Netze laufen teilweise nicht mehr stabil. Es ist zu erwarten, dass diese Problematik weiter zunimmt. Sollte ein Black-Out große Teile des deutschen Stromnetzes lahmlegen, kennt niemand die Konsequenzen und weiß, ob und wie schnell es wieder hochgefahren werden kann. So etwas kann nicht simuliert oder geübt werden.

Gas

Der Umbau der Energiewirtschaft mit zunehmendem Anteil regenerativer Energien stellt auch die Gaswirtschaft vor hohe Herausforderungen. So ist zum Beispiel die Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz nicht unproblematisch. Biogas besitzt aufgrund seiner chemischen Zusammensetzung andere Brenneigenschaften als Erdgas und unterliegt zum Teil großen Qualitätsschwankungen. Diese können beispielsweise bei Heizungen und Brennern zu Problemen führen. Es besteht die Möglichkeit einer unsauberen Verbrennung, die Stickoxide erzeugt. Auch lässt sich die gewünschte Heiztemperatur gegebenenfalls nicht erreichen. Im entgegengesetzten Fall können Geräte sogar durchbrennen.

Um das Biogas in die Transport- und Verteilnetze einzuspeisen, muss es daher zunächst qualitätsmäßig aufbereitet werden und dann ggf. noch auf einen sehr hohen Druck, wie er in Transportleitungen vorliegt (bis zu 100 bar), verdichtet werden. Das macht die Einspeisung und den Transport von Biogas sehr teuer und häufig ökologisch unsinnig. Viel sinnvoller ist auch hier der Direktverbrauch in Erzeugungsnähe.

Biogas enthält je nach Produktionsprozess häufig Schwefel. Dieser ist auf jeden Fall dem Gas vor einer möglichen Einspeisung in das öffentliche Gasnetz zu entziehen. Neben dem negativen Einfluss auf Brenneigenschaften ist Schwefel darüber hinaus der Tod einer jeden Erdgasleitung aus Stahl. Der Grund ist, dass Schwefelanteile mit einer naturgemäß immer vorhandenen Restfeuchte im Erdgas reagieren und zu Schwefelsäure werden. Die Säure setzt sich an den Rohrwandungen ab und führt dort zu Korrosion. Die Leitungen beginnen also von innen her zu rosten. Im Extremfall kann das zu einem ungewollten Gasaustritt oder sogar zu einer Explosion führen. Zwar werden die Leitungen von innen und außen auf ihren Zustand hin überprüft und nach Notwendigkeit ausgetauscht, dies müsste aber bei vermehrter Einspeisung von qualitativ minderwertigem Gas häufiger durchgeführt werden. Die Kosten würden dann über die regulierten Transportentgelte auf die Verbraucher umgelegt – eine weitere Verteuerung der Energiekosten bei zunehmender technischer Unsicherheit. Sollten die Kosten regulatorisch nicht umgelegt werden dürfen, ist sogar von einer reduzierten Wartung mit höheren Risiken auszugehen.

Auch das viel besprochene Power to Gas, das auch im Koalitionsvertrag explizit genannt wird, hat seine Tücken. Die Idee dabei ist, dass man zum einen Gas besser speichern kann als Strom, zum anderen Gasleitungen für den Energietransport genutzt werden können. Wie schon in Kapitel 7 „Technologien, die für die Energiewende wichtig sind“, beschrieben, lässt sich aus regenerativ erzeugtem Strom, der aktuell nicht verbraucht wird, Wasserstoff oder Methan herstellen. Allerdings gestaltet sich das Vorhaben, diese Gase dann bei der Erdgasversorgung zu nutzen, aus verschiedenen Gründen als schwierig bzw. unwirtschaftlich.

Wie Biogas verändert beispielsweise auch Wasserstoff die Brenneigenschaften des Gases. Bei einer Einspeisung im großen Stil wäre es nicht mehr möglich, die notwendigen Qualitätsanforderungen an das Gasgemisch zu gewährleisten, die für eine saubere Verbrennung erforderlich wären. Eine Anpassung der Gasqualitätsanforderungen in Deutschland ist nahezu ausgeschlossen, da dies Auswirkungen auf das gesamte europäische Gasverbundnetz hätte und darüber hinaus zu einem immensen Aufwand führen würde, da alle in Deutschland vorhandenen Endkundengeräte auf die veränderte Gasqualität umzurüsten wären. Die Kosten dafür möchte man sich lieber nicht ausmalen.

Wasserstoff hat darüber hinaus die technische Eigenschaft, dass es leicht flüchtig ist und aufgrund seiner kleinen Molekularstruktur durch Rohrleitungswände beim Transport und durch Salzwände bei der Speicherung in Kavernen diffundieren kann. Die Beimischung von Wasserstoff ist, wenn überhaupt, nur in einem sehr begrenzten Rahmen möglich.

Wenn der Wasserstoff verfahrenstechnisch zu Methan weiterverarbeitet wird, ist dafür zusätzliche Energie notwendig, was den ohnehin niedrigen Gesamtwirkungsgrad weiter verschlechtert. Das Problem der Diffusionseigenschaften wäre damit gelöst, das der Brenneigenschaften jedoch nur gemindert.

Dazu kommt, dass auch Gasleitungen, ähnlich wie Stromleitungen, zu Starklastzeiten im Nord-Süd-Transport ausgelastet sind. Im Februar 2012 ist die Kapazität des Gasnetzes soweit an die Grenzen gestoßen, dass zahlreiche Industriekunden im Süden abgeschaltet werden mussten, um eine Versorgung der Haushalte sicherzustellen. Dieses Vorgehen hat sich zwar im vertraglichen Rahmen unterbrechbarer Lieferverträge abgespielt, zeigt aber, wie knapp die Transportkapazitäten im Ernstfall sind. Auch das Gastransportnetz arbeitet in Hochlastzeiten am Limit.

Ein zusätzlicher Transport von Wasserstoff und Methan, die aus Windstrom im Norden produziert werden und in den Süden transportiert werden sollen, wäre also in der Winterzeit ohne einen weiteren Ausbau der Gasnetze auch nicht mehr möglich.

Die Beispiele zeigen, dass es auch im Bereich des Gastransports zu erheblichen Problemen im Rahmen der Energiewende kommt, wenn es nicht eine insgesamt schlüssige Planung gibt.

Interessenkonflikte bei Strom- und Gasnetzen

Betrieben werden die großen, leistungsstarken Strom- und Gasnetze in Deutschland privatwirtschaftlich von etwa 20 Übertragungsnetzbetreibern. Eigentlich sollte man meinen, dass der Betrieb der Netze aufgrund seiner Bedeutung eine hoheitliche staatliche Aufgabe ist. In vielen europäischen Ländern ist das auch der Fall. So gehören in Frankreich und den Niederlanden die Netze zumindest teilweise dem Staat.

In Deutschland wurden bereits vor etlichen Jahrzehnten die Weichen gestellt, diese Aufgabe privatwirtschaftlich zu organisieren. Der Betrieb der Netze sowie notwendige Investitionen waren politisch abgesichert und relativ risikoarm. Im Gegenzug fühlten sich die Energieunternehmen für die Entwicklung der Versorgungsgebiete und die Sicherstellung der Versorgungssicherheit voll verantwortlich.

Noch bis vor 10 Jahren waren diese Firmen als integrierte Unternehmen tätig, so dass sie sowohl die Erzeugung, den Handel und den Betrieb der Netze und die damit verbundene bedarfsgerechte Versorgung organisierten. Mit der Trennung von Handel und Transport Mitte des letzten Jahrzehnts wurde eine Kette schwerwiegender Folgen ausgelöst.

Zunächst wurden separate Transportgesellschaften für Strom und Gas gegründet, die rechtlich von den Handelsfirmen abgetrennt wurden, jedoch in deren Eigentum verblieben. Die maximalen Gewinne, die diese Transportgesellschaften erzielen dürfen, sind begrenzt, und Investitionsmöglichkeiten für Netze werden regulatorisch eingeschränkt, da sie genehmigungspflichtig sind. Das ist natürlich absolut kontraproduktiv für den notwendigen Netzausbau im Rahmen der Energiewende. In gewisser Weise kann man schon von einer Art Enteignung privatwirtschaftlichen Eigentums sprechen, da für die Transportgesellschaften kaum mehr Möglichkeiten bestehen, strategisch auf ihr eigenes Geschäft Einfluss zu nehmen.

Hinzu kommt, dass bei den Muttergesellschaften der Transporteure mehr und mehr der finanzielle Schuh drückt, da sie zum Teil eine hohe Schuldenlast aufgetürmt haben, die großen Kraftwerke nur noch bedingt laufen und die Handelsmargen heute sehr gering sind. Aus diesen Gründen haben viele dieser Handelsgesellschaften in den vergangenen Jahren die Entscheidung getroffen, ihre Netze zu verkaufen.

Die Grafiken zeigen, dass wesentliche Teile der Gas- und Strominfrastruktur in unserem Land gar nicht mehr in nationaler Hand sind und somit auch nicht mehr deutschen Interessen unterliegen. Ausländische Investment- und Rentenfonds, Staatsbetriebe und Versicherungen stehen bis heute Schlange, um die Transportgesellschaften zu kaufen. Sie haben zwar vom eigentlichen Geschäft des Energietransports nur sehr bedingt Ahnung oder keinerlei Kenntnisse, freuen sich aber über die von der Regulierungsbehörde garantierte Rendite von sechs bis acht Prozent, die ideal für ihr Geschäftsmodell ist.

So begann ein Ausverkauf, bei dem sich namhafte deutsche Firmen von ihren Netzen trennten. Dazu einige Beispiele aus der Gasversorgung:

Abbildung 22: Besitzverhältnisse am deutschen Gasnetz

- früher E.ON Open Grid Europe, Deutschland, ca. 11.600 km Leitungsnetz; heute Investmentkonsortium, Australien, Abu Dhabi, Großbritannien, Deutschland

- früher RWE Thyssengas, Deutschland, ca. 4.200 km Leitungsnetz; heute Macquarie, Australien

- früher BEB, Deutschland, ca. 3.300 km Leitungsnetz; heute Gasunie Deutschland Transport Services, niederländische Muttergesellschaft

- heute noch VNG ONTRAS, Deutschland, ca. 7.200 km Leitungsnetz; Verkauf erwartet für 2014, ausländische Fondsgesellschaften haben bereits Interesse bekundet

- heute noch Wingas Gascade, Deutschland und Russland, ca. 2.800 km Leitungsnetz; zukünftig ggf. nur Russland

- MEGAL, ca. 1.200 km Leitungsnetz, und TENP, ca. 1.000 km Leitungsnetz; zwei wichtige Haupterdgasleitungen, die bereits seit Jahren zu ca. 50 Prozent in ausländischer Hand sind.

Bei den Stromnetzen sieht es ähnlich aus:

- früher E.ON, Deutschland, ca. 10.700 km Leitungsnetz; heute TenneT, Niederlande

- früher RWE, Deutschland, ca. 11.000 km Leitungsnetz; heute Amprion, Konsortium Commerz Real, Deutschland und Schweiz

- früher Vattenfall, Schweden, ca. 9.800 km Leitungsnetz; heute 50hertz, Elia Group, Belgien und Industrie Fund Management, u.a. Australien

- Nur Transnet BW, ein Unternehmen der EnBW, ca. 3.300 km Leitungsnetz, wurde bisher nicht veräußert.

Abbildung 23: Besitzverhältnisse am deutschen Stromnetz

Die Frage ist, was die ausländischen Eigner zukünftig mit der Infrastruktur im Sinn haben und welches Interesse sie an der Verwirklichung der von Deutschland eingeleiteten Energiewende haben. Die Fondsgesellschaften verfolgen klare Renditeziele. Um mit dem Kauf eines Netzbetreibers hohe Gewinne zu erzielen, werden Sparmaßnahmen im Unternehmen umgesetzt. Große Kosten- einsparpotenziale finden sich üblicherweise beim Personal und der Instandhaltung der Infrastruktur. So wird das Personal gerne auf ein absolutes Minimum und die Wartung auf ein gesetzliches Mindestmaß reduziert. Nach fünf bis acht renditestarken Jahren erfolgt üblicherweise ein Weiterverkauf.

Wie man sich leicht vorstellen kann, hält sich die Begeisterung für neue Investitionen in die deutsche Netzinfrastruktur bei den ausländischen Eigentümern in Grenzen. Die derzeit geplanten Ausbaumaßnahmen durch die Energiewende sind so teuer, dass sie für die neuen Investoren auch nicht ohne weiteres aus der Portokasse zu zahlen sind. Außerdem bestehen aufgrund der unberechenbaren deutschen Energiepolitik berechtigte Zweifel an der Investitionssicherheit.

Unter diesen Umständen wird die Versorgungssicherheit in Zukunft zwangsläufig leiden. Mit verstärkten Lieferunterbrechungen der immer maroder werdenden Leitungsnetze ist zu rechnen. Wie lange dieses System störungs- und katastrophenfrei funktioniert, kann niemand sagen. Sehr wahrscheinlich werden die Netze aber irgendwann mit Steuergeldern wieder so aufgebaut werden müssen, dass ein Mindestmaß an Versorgungssicherheit gewährleistet werden kann. Das ist dann der letzte Schritt von einer privatwirtschaftlich zu einer staatlich organisierten Energietransportinfrastruktur in Deutschland.

8 Westdeutsche Allgemeine Zeitung vom 4.10.2013, Artikel „Essener Kämmerer drängt die Evag zu neuem Sparkurs“: http://waz.m.derwesten.de/dw/staedte/essen/essener-kaemmerer-draengt-die-evag-zu-neuem-sparkurs-id8525264.html

10

Folgen für Bürger und Unternehmen

Die Energiewende erfährt insgesamt eine sehr große Unterstützung, aber es wächst der Unmut über

- die Kosten durch eine immer weiter steigende EEG-Umlage,

- die Eingriffe in das Landschaftsbild durch neue Stromtrassen und Windparks,

- die mangelnde Konstanz politischer Entscheidungen, zum Beispiel die Investitionsunsicherheit bei Photovoltaikanlagen wegen der sinkenden Vergütungssätze,

- das politische Kompetenzgerangel zwischen den Ministerien,

- die fehlenden Ausführungsbestimmungen zum Thema Energieeffizienz, die eine Planungsunsicherheit für die Einführung von Energiemanagementsystemen in der Industrie zur Folge hat,

- die unkoordinierte Förderung verschiedenster Bereiche der Energieversorgung durch eine nicht mehr überblickbare Anzahl an Förderprogrammen,

- die unzureichende Förderung von Schlüsseltechnologien für eine erfolgreiche Energiewende, wie zum Beispiel dezentrale Speichertechnologien,

- die schwindende Versorgungssicherheit aufgrund der zunehmenden Anzahl von schwierigen Lastsituationen in den Stromnetzen,

- die politisch unsichere Situation beim Netz- und Kraftwerksausbau, die eine Gefahr für notwendige Investitionen darstellt,

- Probleme bei Genehmigungsverfahren,

- …

Die Liste ließe sich noch mit vielen Punkten fortführen. Die meisten finden wir immer wieder auch in der öffentlichen Diskussion. Bei den Bürgern sinkt die Zustimmung zur Energiewende häufig dann, wenn es an das eigene Portemonnaie geht. Viele haben die Nase voll, wenn die Republik mit Windkraftanlagen und Strommasten zugepflastert wird. Es finden sich immer mehr Bürgerinitiativen zusammen, um gegen derartige Projekte vorzugehen. Für eine beschleunigte Umsetzung der Energiewende sind solche Auseinandersetzungen ein gewaltiges Problem. Es ist nicht verwunderlich, dass die Gerichte einen Ansturm an Klagen erwarten.

Der Bürger hat ein Recht darauf zu erfahren, wohin die Reise geht, was auf ihn zu kommt und was es kostet. Die derzeitige Situation ist geprägt von einer unsicheren Zukunft. Denn wenn man die letzten zwanzig Jahre betrachtet, hat man nicht den Eindruck, dass die Politiker uns reinen Wein einschenken. Oder wissen sie nur nicht, was sie tun?

Bereits jetzt gehen die finanziellen Belastungen der Bürger vielfach an die Grenzen dessen, was sie tragen können. Energie wird zu einem Luxusgut. Dabei entfallen heute rund 45 Prozent der Kosten für Strom bei Privathaushalten auf Steuern und Abgaben.

Abbildung 24: Aufteilung der Stromkosten (Quelle: BNetzA Monitoringbericht 2012)

Wenn man ein Instrument einführen möchte, um die Preise in Grenzen zu halten, wie Herr Altmaier im Frühjahr 2013 die Strompreisbremse, dann sicherlich bei den Steuern und Umlagen. Nicht vergessen werden darf, dass die Fördermaßnahmen der vergangenen Jahre mit fest zugesagten Einspeisevergütungen über zwanzig Jahre bis weit in die Zukunft Auswirkungen auf unsere Strompreise haben werden. Ein Großteil der derzeitigen EEG- und KWK- Verpflichtungen lässt sich kurzfristig also gar nicht mehr beeinflussen, es sei denn, die Politik wird auch hier wortbrüchig und nimmt die Zusagen zurück. Oder man bedient sich ganz „pfiffiger Methoden“, zum Beispiel der Erhebung einer neuen Steuer.

Aber worauf müssen sich die Bürger nun einstellen?

Zunächst einmal sicherlich auf weiter steigende Kosten. Diese werden zum großen Teil aus den Umlagen kommen. Sinken werden die Kosten erst, wenn

- ein einheitliches Konzept aufgestellt wird, bei dem eine an die Gegebenheiten angepasste, gezielte Förderung erfolgt,

- die in den vergangenen Jahren zugesagten Vergütungen nach und nach auslaufen,

- dezentral erzeugte Energie auch möglichst dezentral genutzt und nicht transportiert wird,

- noch einmal überdacht wird, ob große Stromtrassen wirklich in dem Maße bzw. überhaupt auszubauen sind,

- nicht mehr benötigte Stromnetze und Erzeugungsanlagen zurückgebaut werden,

- sich die Erzeugung der erneuerbaren Energien wie Wind und Photovoltaik ohne Förderung trägt, was heute schon der Fall ist und weshalb keine neuen, langfristigen Vergütungszusagen erfolgen dürfen sowie

- ein einfaches Vergütungssystem eingeführt wird, ähnlich dem System in den Niederlanden, wo die Zähler vorwärts laufen, wenn Strom aus dem Netz bezogen und rückwärts laufen, wenn Strom in das Netz abgegeben wird.

Wenn die Politik nicht bald maßgeblich an diesen Stellschrauben dreht, werden die direkten Kosten über die Jahre weiter deutlich steigen.

Durch die Energiewende gibt es aber auch viele indirekte Kosten, die erst auf den zweiten Blick deutlich werden. So hat zum Beispiel der öffentliche Nah- und Fernverkehr aufgrund des Anstiegs der Energiepreise seine Preise für Fahrten um bis zu zehn Prozent gesteigert. Nahezu überall wird Energie benötigt, um Produkte herzustellen. Die höheren Energiekosten werden in Verkaufspreisen berücksichtigt und so an den Endverbraucher weitergegeben. Dabei sollte man nicht vergessen, dass der Staat hervorragend von den höheren Einnahmen aus der Mehrwertsteuer profitiert.

Es gibt noch weitere volkswirtschaftliche Schäden, die gerne unter den Tisch gekehrt werden. Für Kommunen und private Aktionäre, die sich in der Vergangenheit zum Beispiel durch den Kauf von Aktien an den großen Energieversorgungsunternehmen beteiligt haben, ist die Energiewende eine der größten Kapitalvernichtungen seit Gründung der Bundesrepublik. Privathaushalte und öffentliche Einrichtungen können Ihre Anteile an den Versorgungsunternehmen weitestgehend abschreiben. Die Aktienkurse der Unternehmen sind spätestens nach Verkündung des Atomausstiegs in den Keller gegangen. Die Summe der Beträge lässt sich nur schwer beziffern, dürfte jedoch in die Milliarden gehen. Mit einer Erholung der Aktienkurse dieser Firmen ist nicht zu rechnen, wie wir später noch sehen werden.

Und es ergibt sich ein weiteres Problem. Die Aktien von RWE befinden sich zum Beispiel zu 24 Prozent in kommunalem Besitz. Die geplante Reduzierung der RWE-Dividende um die Hälfte hat direkte Auswirkungen auf die Infrastruktur der Städte. So wird es beispielsweise in der Stadt Essen wohl zu Einschränkungen beim öffentlichen Nahverkehr kommen, da erwartet wird, dass für diese naturgemäß defizitäre Aufgabe im kommenden Jahr rund 19 Millionen Euro fehlen[8]. Andere Städte mit Beteiligungen an Energieversorgungsunternehmen werden vergleichbare Probleme bekommen.

Auch werden sich die Bürger weiterhin darauf einrichten müssen, dass es immer mehr Einflüsse in das Landschaftsbild geben wird. Erneuerbare Energien ohne diese Eingriffe sind nicht möglich, sei es durch Solarparks, Windkraftanlagen mit großer Höhe oder große oberirdische Stromtrassen.

Unternehmen

Industrie und Gewerbe

Für Industrie und Gewerbebetriebe ist es wichtig, eine zuverlässige Energieversorgung zu haben. Stromunterbrechungen stellen die Produktionsprozesse vor große Herausforderungen. Jede Unterbrechung führt zu erheblichen wirtschaftlichen Schäden. Sinkt nun die Versorgungssicherheit durch Lieferunterbrechungen, seien sie auch nur kurz, gehen die Folgekosten schnell in die Millionen. Volkswirtschaftlich und für den Produktionsstandort Deutschland ist das ein Desaster. Ein größerer Black-Out ist in Zukunft jedoch nicht mehr auszuschließen. Staaten wie Frankreich oder Tschechien stehen zwar in den Startlöchern, die in Deutschland entstehende Lücke mit Atomstrom zu füllen, die frühere Versorgungssicherheit werden sie aber nicht garantieren können.

Energiekonzerne

Die großen deutschen Energiekonzerne, wie zum Beispiel RWE, E.ON, EnBW, Vattenfall oder die Verbundnetz Gas, wurden in der Vergangenheit, ob zu Recht oder nicht, häufig für ihr Vorgehen und Verhalten an den Pranger gestellt. Um die Situation, in denen diese Firmen jedoch heute stecken, sind sie nicht zu beneiden. Sie sind immer noch das Rückgrat der Energieversorgung, inzwischen kämpfen sie jedoch mit großen Problemen. Beispielsweise haben RWE und E.ON Schulden in zweistelliger Milliardenhöhe angehäuft. Die Gründe sind zum Teil hausgemacht, zum Teil sind sie jedoch auch Folge der Politik auf Bundesebene.

In der Vergangenheit waren diese Firmen teilweise so finanzstark, dass die vorhandenen Mittel die Börsenkapitalisierung überstiegen. Damit waren sie natürlich potenzielle Übernahmekandidaten „feindlicher“ Konzerne, da der Kaufpreis ja aufgrund der vorhandenen liquiden Mittel bei einem Kauf direkt wieder in die Kassen des Käufers zurückgeflossen wäre. Aus diesem Grund entschied man sich auf Einkaufstour zu gehen und das Geld unter die Leute zu bringen, um die verfügbaren Mittel und die Gefahr einer feindlichen Übernahme zu reduzieren.

Doch die massive Investitionspolitik in Europa und der Welt führte dazu, dass deutlich mehr Geld ausgegeben wurde, als verfügbar war. Inzwischen drückt die Konzerne eine riesige Schuldenlast. Nach der großen Einkaufstour, bei der zum Teil nicht renditestarke Investitionen getätigt wurden, versuchen sie jetzt durch den Verkauf attraktiver Unternehmensteile diese Schulden zumindest teilweise zu tilgen. Aus diesem Grund trennten sich die Konzerne in den vergangenen Jahren beispielsweise von den überregionalen Strom- und Gasnetzen, regionalen Versorgungsgesellschaften, Kraftwerken im Ausland und anderen Sparten, wie zum Beispiel von Müllentsorgung und -verbrennung. In den letzten Jahren übertrafen die Einnahmen aus den Verkäufen der Beteiligungen zum Teil die Erträge aus dem operativen Geschäft.

Diese Geschäftszweige haben natürlich in der Vergangenheit zu den positiven Geschäftsergebnissen der Konzerne beigetragen. Problematisch bei derartigen Desinvestitionen ist, dass jede Maßnahme ein Einmaleffekt ist. Dadurch, dass die verkauften Unternehmensanteile dann keinen Beitrag mehr zu einem positiven Ergebnis erwirtschaften können, schrumpfen die Gewinne weiter, die Schuldenlast hat sich, gemessen an der Ertragskraft, aber nicht wirklich verringert.

Die von einigen Konzernen getätigte Ankündigung, sich jetzt im Ausland zu engagieren, mag sich positiv auf den Börsenpreis auswirken, die Nachhaltigkeit muss jedoch bezweifelt werden. Die Summen, mit denen man sich beteiligen möchte, sind im Vergleich zur Größe der Konzerne doch eher überschaubar. Darüber hinaus kann man sicherlich nicht behaupten, dass Regionen wie Südamerika oder Asien gerade auf deutsche Investoren im Energiebereich warten. Darüber hinaus sind die Investitionsrisiken in solchen Ländern nicht zu unterschätzen, sei es durch Enteignung, Korruption, kriegerische Auseinandersetzungen oder Unerfahrenheit mit den Landesgepflogenheiten. E.ON hat zum Beispiel in Brasilien bereits einschlägige negative Erfahrungen sammeln dürfen. Mit einer Verzinsung eines solchen Investments ist kurzfristig nicht zu rechnen und wenn, dann werden auch diese Ergebnisse nur unwesentlich dazu beitragen, die Schuldenlast zu senken.

Und die Sorgen gehen weiter. Als Folge der politisch überhasteten Entscheidung zum Kernenergieausstieg sind die Kernkraftwerke der Energiekonzerne in Deutschland keine dauerhafte Einnahmequelle mehr. Sie gehen Zug um Zug vom Netz, wenn sie nicht schon längst abgeschaltet wurden. Die Einnahmeausfälle gehen jährlich in die Milliarden. Fraglich ist, wie die Konzerne den Rückbau der Anlagen zahlen wollen. Normalerweise läuft ein Kernkraftwerk mindestens 35 Jahre. Dafür erhalten die Firmen eine Betriebserlaubnis. Während dieser Zeit müssen sie Rückstellungen bilden, die so hoch sind, dass mit ihnen der komplette Rückbau der Anlagen finanziert werden kann. Werden nun während der Laufzeit die Betriebspläne geändert, wie es mit dem Ausstieg aus der Kernenergie politisch beschlossen wurde, fehlt es an den Rückstellungen. Es stellt sich die Frage, wie der Rückbau jetzt finanziert wird, insbesondere vor dem Hintergrund, dass die Konzerne hoch verschuldet sind und nicht zu erwarten ist, dass sich diese Situation grundlegend verbessert. Es ist anzunehmen, dass auch hier weitere Belastungen auf die Bürger zukommen werden.

Auch der Bau neuer Gas- und Kohlekraftwerke in Deutschland hat zum Teil verheerende Konsequenzen für die Firmen. Modernste Kraftwerke, in die mehrere hundert Millionen Euro investiert wurden, stehen still. Neben Problemen bei Planfeststellungsverfahren, zum Beispiel in Datteln, ist heute oftmals ein wirtschaftlicher Betrieb wegen des Vorrangs erneuerbarer Energien nicht mehr möglich, so dass hier neue Investitionsruinen geschaffen wurden. So hat E.ON im Frühjahr 2013 angekündigt, Gaskraftwerke komplett vom Netz nehmen zu wollen.

Das nächste auf die Politik zurückzuführende Problem der Konzerne stellt das Erdgashandelsgeschäft im liberalisierten Markt dar. Noch vor rund zehn Jahren war es gängige Praxis, das Erdgas über langfristige Einkaufsverträge, größtenteils mit Russland, Norwegen und den Niederlanden, mit Laufzeiten von 30 Jahren und mehr einzukaufen. Dabei haben sich die deutschen Energieriesen mit sogenannten Take-or-Pay-Verträgen verpflichtet, eine hohe Mindestmenge abzunehmen oder zumindest zu bezahlen, auch wenn sie das Gas letztlich gar nicht benötigen.

In der Vergangenheit war das unter dem Gesichtspunkt der Versorgungssicherheit ausdrücklich gewünscht und wurde politisch unterstützt. Heute ist der europäische Erdgasmarkt demgegenüber von einem Überangebot gekennzeichnet – ursächlich dafür sind die Nachfrageausfälle wegen der weltweiten Rezession seit 2008 und der Angebotszuwachs an Erdgas durch unkonventionelle Gasfunde. Weiterverteiler von Erdgas und große Industriekunden schließen mit den großen Konzernen wie E.ON und RWE nur noch kurzfristige Verträge ab, deren Laufzeit in der Regel ein bis zwei Jahre, jedoch nicht länger als vier Jahre ist. Begünstigt wird dies durch inzwischen Hunderte von Erdgashändlern. Die Konzerne sitzen nun auf preislich unvorteilhaften Altverträgen und viel zu hohen Gasmengen, die sie nicht mehr vermarkten können. Diese Mengen werden teils unter Einstandspreis in den Markt gedrückt. Für die Konzerne bedeutet das Mil- liarden weiterer Verluste. Durch die Umstellung der inländischen Verträge auf kürzere Vertragslaufzeiten und die lange Bindung in den Altverträgen mit den Produzenten wurde den großen Energiekonzernen so praktisch das Geschäftsmodell entzogen. Langjährige Einkaufsverträge sind heute ein Wettbewerbsnachteil. Die Margen sind sehr gering, wenn nicht sogar negativ, die Risiken jedoch unverhältnismäßig groß. Zwar wurden in der letzten Zeit Einigungen für teilweise Rückzahlungen solcher Langfristzahlungen zwischen E.ON, RWE und Gazprom gefunden, aber das sind das nur geringe Beträge zu den schon realisierten Verlusten.

Im Ergebnis hat sich die finanzielle Situation der Konzerne dramatisch verschlechtert. Die Schuldenlast drückt inzwischen dermaßen, dass ein Spar- und Effizienzprogramm das nächste jagt. Auch wenn es viele nicht wahrhaben wollen, die Energiekonzerne sind existenziell bedroht – und damit auch das derzeitige Rückgrat der deutschen Energieversorgung.

Aber wie soll es weitergehen? Man muss sich tatsächlich fragen, ob die großen Konzerne in Zukunft überleben werden. Ist damit zu rechnen, dass sie pleitegehen? Auszuschließen ist das bei näherer Betrachtung nicht. Wenn die erneuerbaren Energien, wie geplant, innerhalb der nächsten 40 Jahre einen Anteil von 80 Prozent bei der Stromproduktion einnehmen sollen, wird das voraussichtlich dezentral mit vielen kleinen Erzeugungsanlagen erfolgen. Da kann man sich schon fragen, wo die Geschäftsmodelle der großen Konzerne liegen. Sterben die Dinosaurier aus? Firmen wie RWE, EnBW, E.ON und Vattenfall werden in Deutschland zunehmend an Bedeutung verlieren. Beim Handel sind sie „Einer unter Vielen“, die Leitungsinfrastruktur haben sie größtenteils verkauft, die konventionellen Kraftwerke stehen häufig still oder sind nicht wirtschaftlich zu betreiben und die Kernkraftwerke liefern zukünftig nicht nur keinen Beitrag mehr, sondern belasten durch die Rückbaukosten auch noch langfristig die Ergebnisse.

Wenn sie überleben wollen, müssen diese Firmen radikal umgebaut werden. Die Zukunft liegt bei Dienstleistungsunternehmen, die nachhaltig im regenerativen Energiemarkt unterwegs sind und Kunden maßgeschneiderte Lösungen zur Eigenversorgung anbieten. Dabei wird es wahrscheinlich zu deutlichen Personalreduzierungen bei den heutigen Energiekonzernen kommen.

Viel Zeit haben sie nicht mehr, um sich auf die neue Situation einzustellen. Manche mögen sich darüber freuen. Aber so sehr auch auf die Energiekonzerne geschimpft wird, eine Pleite der Firmen kann sich Deutschland solange nicht leisten, wie diese mit ihren Kraftwerken die Grundversorgung sicherstellen. Sollten nun durch die Schuldenlast, durch Managementfehler, durch ausufernde Regulierung oder durch unzureichende Kraftwerksauslastung Insolvenzen drohen, würden diese Firmen wahrscheinlich mit staatlicher Hilfe gerettet werden. Ähnliches kennen wir schon aus der Bankenkrise. Da es ohne die Kraftwerke nicht geht, wäre dann zu überlegen, ob nicht eine Verstaatlichung der Anlagen sinnvoller wäre, als diese Versorgungsunternehmen am Tropf der Steuerzahler am Leben zu erhalten.

Stadtwerke

Auch die rund 800 Stadtwerke in Deutschland stehen vor großen Herausforderungen. Neben kleineren Dienstleistungen liegt bei vielen Stadtwerken das Geschäftsmodell bis heute im Handel und der Produktion von Energie. Das Handelsmodell wird sicherlich in Zukunft keinen nachhaltigen Bestand mehr haben, denn dort ist bereits heute kaum noch Geld zu verdienen. Die Margen sind deutlich gesunken und die Erlöse aus dem Energiehandel fehlen, um, wie in der Vergangenheit, den öffentlichen Nahverkehr oder Schwimmbäder zu subventionieren. Die Auswirkungen auf die Infrastruktur werden wir alle zu spüren bekommen.

Zusätzlich wird der Energieabsatz der Stadtwerke zukünftig sinken, da jeder Bürger seine Energie kaufen kann, wo er möchte und die Konkurrenz größer wird. Industriekunden kaufen bereits heute da, wo die Energie am wenigsten kostet und nicht mehr beim lokalen Stadtwerk. Weiter kommt hinzu, dass die Eigenversorgung der Bürger, zum Beispiel durch Photovoltaikanlagen, ansteigt, was ebenfalls einen geringeren Absatz für die lokalen Versorger bedeutet.

Trotzdem werden Stadtwerke ihre Existenzberechtigung in Zukunft haben. Sie werden nicht mehr nur Energieversorger sein, sondern werden sich hin zu modernen regionalen Dienstleistungsunternehmen wandeln müssen, die eine Schlüsselrolle bei Beratung und Service einnehmen. Sie werden die Führung des dezentralen Ausbaus erneuerbarer Energieerzeugung in ihrer Region übernehmen und die Energieeffizienz vorantreiben müssen. Diese neue Rolle bietet die Chance für ihr zukünftiges Geschäftsmodell.

Wer hier in den kommenden Jahren in einer veralteten Handelswelt lebt, wird es schwer haben. Auch wenn viele Stadtwerke bereits die Zeichen der Zeit erkannt haben, ist es gut möglich, dass der Wandel neben dem Handel mit Energie hin zu einem dienstleistungsorientierten Unternehmen für viele noch lange dauern wird. Aber dass es so kommt, scheint unumgänglich und je schneller die Stadtwerke reagieren, umso besser werden sie sich platzieren können.

Auch beim Thema Versorgungsnetze stehen die Stadtwerke vor großen Herausforderungen, da die lokalen Versorgungsnetze, die einen wesentlichen Beitrag zu einer dezentralen, regionalen Versorgung leisten, bereits heute an ihre Leistungsgrenzen stoßen und häufig ein Ausbau erforderlich wird. Gemäß den Gesetzen und Vorschriften sind die Stadtwerke dazu sogar verpflichtet. Hier werden in den kommenden Jahren erhebliche Kosten und Aufgaben auf die lokalen Versorger zukommen. Sie müssen die Netzstabilität und somit die Ver- sorgungssicherheit auf lokaler Ebene garantieren, damit das System funktioniert. Hilfreich wäre, wenn die BNetzA dahingehend unterstützen würde, die Last der Regulierungsadministration zu reduzieren, so dass sich lokale Versorger auf ihr Kerngeschäft konzentrieren können.

Schaffen es die Stadtwerke, sich frühzeitig auf die neuen Herausforderungen und Chancen einzustellen, die sich ihnen bieten, werden sie gestärkt aus der Energiewende hervorgehen. Aber was passiert, wenn sie nichts mehr im Handelsgeschäft verdienen, gleichzeitig in die Netze investieren müssen, die Zeichen der Zeit nicht erkennen und nicht früh genug ihr Dienstleistungsgeschäft aufbauen? Kann man dann davon ausgehen, dass in der Zukunft das eine oder andere Stadtwerk vielleicht sogar pleitegeht? Auszuschließen ist auch das nicht. Jedoch gehören die Stadtwerke häufig den Kommunen, die natürlich alles tun werden, um wiederum in einem solchen Fall das Stadtwerk zu retten, um wide- rum die Energieversorgung der Bürger aufrechtzuerhalten. Allerdings würden Rettungsaktionen Belastungen darstellen, die die ohnehin schon angespannten Kommunalhaushalte vollends überfordern würden. Umso wichtiger, dass die Stadtwerke den Wandel vorantreiben.

[8] Westdeutsche Allgemeine Zeitung vom 4.10.2013, Artikel „Essener Kämmerer drängt die Evag zu neuem Sparkurs“: http://waz.m.derwesten.de/dw/staedte/essen/essener-kaemmerer-draengt-die-evag-zu-neuem-sparkurs-id8525264.html

Teil D:

Energiewende – So gelingt’s!

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Warum die bisherige Energiepolitik scheitern wird

Nachdem wir uns in den bisherigen Kapiteln einen wesentlichen Überblick über die Energieversorgung in Deutschland verschafft haben, wollen wir nun einmal näher betrachten, ob die Energiewende, so wie sie von der Politik propagiert wird, überhaupt in sich stimmig und umsetzbar ist. Hat Deutschland überhaupt das Potenzial, die Ziele unter Beibehaltung von Effizienz, Sicherheit, Preisgünstigkeit, Verbraucherfreundlichkeit und Umweltverträglichkeit zu erreichen? Sehen wir uns dazu den Primärenergiebedarf im Jahr 2050 genauer an. Dazu werden folgende, möglichst realistische Annahmen getroffen, um in die Zukunft schauen zu können:

- Der Primärenergiebedarf soll um 50 Prozent reduziert werden auf 1.997 Mrd. kWh.

- Von der Energie sollen 40 Prozent konventionell bereitgestellt werden. Wir gehen mal davon aus, dass davon 35 Prozent durch Importe gedeckt und aus dem Inland hauptsächlich Braunkohle zu fünf Prozent bereitgestellt wird.

- Die Offshore-Windkraftanlagen werden auf das Doppelte der Projekte ausgebaut, die heute bereits gebaut sind. Das wären etwa 6 GW Erzeugungskapazitäten. Jeder weitere Ausbau würde immense Infrastrukturkosten auslösen und fällt daher zunächst aus der Betrachtung heraus. Die Laufstunden pro Jahr werden optimistisch mit durchschnittlich 4.000 h angenommen.

- Die Stromerzeugung der Onshore-Windkraftanlagen wird im Vergleich zu den heutigen Anlagen mit einem Jahresertrag von etwa 50 Mrd. kWh aus ca. 31 GW installierter Windanlagenleistung[9] auf 100 Mrd. kWh verdoppelt, davon 60 Prozent in zentralen Windparks.

- Der maximale Ausbau von Photovoltaikanlagen auf Gebäudedächern wird heute insgesamt bei ca. 160 GWp[10] gesehen. Neben dieser dezentralen Leistung wird davon ausgegangen, dass ein weiteres Viertel der Gesamtleistung über zentrale Photovoltaikanlagen bereitgestellt wird, so dass wir auf 200 GWp Gesamtleistung kommen (derzeitig beträgt das Gesamtziel in Deutschland 52 GWp). Die Sonnenstunden pro Jahr werden optimistisch mit durchschnittlich 1.000 h angenommen.

- Zur Vereinfachung gehen wird weiterhin davon aus, dass Solarthermie substituierbar zu Photovoltaikanlagen ist. Aus diesem Grund gehen wir nicht von einem wesentlichen Wachstum der Solarthermie aus, die jedoch in der Praxis eine wichtige Rolle spielen kann.

- Die Kapazitäten für Wasserkraft sind bereits heute weitestgehend ausgeschöpft. Mit einer wesentlichen Erweiterung wird nicht gerechnet. Daher wird diese Art der Erzeugung auch im Jahr 2050 als konstant angesehen.

- Biomasse, Biogas, Biokraftstoff, Abfälle und Deponiegas können nach einer Studie des BMELV inländisch bis 2050 zu 455 Mrd. kWh jährlich beitragen (entspricht 23 Prozent des Primärenergiebedarfs). Da wir optimistisch herangehen, nehmen wir den Wert einmal für unsere Überlegungen, auch wenn er bei näherer Betrachtung utopisch erscheint. Unter heutigen Bedingungen würde das jedoch bedeuten, dass rund ein Drittel der gesamtdeutschen Fläche zum Anbau der Biostoffe genutzt werden müsste. In den Koalitionsverhandlungen hat man das offensichtlich auch erkannt und hat den Zubau von Biomasse überwiegend auf Abfall- und Reststoffe begrenzt.

- Geothermie wird aufgrund schlechter Voraussetzungen wenig Wachstumspotenzial in Deutschland eingeräumt. Aus diesem Grund gehen wir auch hier von keinem wesentlichen Betrag zur Erzeugung aus.

- Wärmepumpen werden einen Beitrag leisten. Unter optimistischen Bedingungen kann man von einer Vervierfachung der Leistung, bezogen auf das heutige Niveau ausgehen. Ein wesentlich höheres Potenzial wird dieser Technik aufgrund des relativ hohen Eigenstromverbrauchs allerdings nicht eingeräumt.

- Da wir auch weiterhin industriell auf die Herstellung von Produkten wie Kunststoffen aus Primärenergieträgern angewiesen sein werden, nehmen wir an, dass der nicht-energetische Verbrauch den heutigen Wert konstant beibehält.

- Bei den energetischen Verlusten gehen wir davon aus, dass sie prozentual zum Primärenergieverbrauch gesenkt werden können, was hauptsächlich mit steigender dezentraler, regenerativer Erzeugung und damit sinkenden Transport- und konventionellen Erzeugungsverlusten zu begründen ist.

- Für den Verbrauch der Sektoren Haushalte und Verkehr legen wir die bis 2050 angestrebten Ziele einer Reduzierung von 80 Prozent bzw. 40 Prozent des Endenergiebedarfs zugrunde.

- Die restliche Primärenergie von rund 30 Prozent kann somit in den Sektoren Industrie, Landwirtschaft, Gewerbe, Handel und Dienstleistungen verbraucht werden.

Unter Berücksichtigung all dieser Annahmen ergibt sich bei den Primärenergien im Jahr 2050 für die Erzeugung und den Verbrauch, aufgeteilt nach Sektoren, folgendes Bild:

Abbildung 25: Prognose zu Primärenergieträgern und -verbrauch 2050

Unter Annahme realistischer Ausbau- und Zuwachsparameter der verschiedenen Energieerzeugungsmöglichkeiten an erneuerbaren Energien und den derzeitigen politischen Zielen ergibt sich eine Deckungslücke der Primärenergieträger von rund 360 Mrd. kWh pro Jahr, was etwa einem Fünftel entspricht. Wenn man unter gleichen Annahmen die Stromerzeugung als Sekundärenergie betrachtet, kommt man auf etwa 80 Mrd. kWh bzw. rund 17 Prozent Deckungslücke (eine tabellarische Darstellung finden Sie auch in Abbildung 26, S. 141).

Zugegebenermaßen, die Betrachtung sieht nur einen überschaubaren Anteil an Offshore-Windkraftanlagen vor. Aber selbst wenn die bisher angestrebten Ziele für den Offshore-Windbereich bis zum Letzten ausgereizt würden (mit allen investitionsintensiven Konsequenzen für den Transportleitungs- und Speicherzu- bau), können nur etwa weitere 120 Mrd. kWh[11] der Deckungslücke des Primärenergiebedarfs von 360 Mrd. kWh geschlossen werden. Dabei ist wichtig, dass diese Deckungslücke nur so „klein“ ist, wenn Speicher die Versorgungschwankungen von Photovoltaik- und Windkraftanlagen komplett ausgleichen können. Ansonsten müssen noch mehr Erzeugungsleistungen ausgebaut bzw. redundant vorgehalten werden.

Machen wir es kurz: Es ist unklar, wie diese Planung funktionieren soll. Die heutigen Vorgaben passen vorne und hinten nicht mit den verfügbaren Möglichkeiten zusammen. Wie auch? Sie sind nach dem Beschluss zum Atomausstieg nicht mehr angepasst worden. Wen überrascht es da, dass die Deckungslücke in etwa der Größenordnung der Kernenergieerzeugung entspricht? Eingeleitete Maßnahmen verursachen immense Investitionen für marginale Energiebeiträge – ein Fiasko der politischen Planung!

Wie die Deckungslücke geschlossen werden kann, wird im folgenden Energiekonzept unter der Rubrik Energiemix ausführlich behandelt (Abbildung 27, S. 142).

[9]Quelle: BMU, Thesenpapier - 3. EEG-Dialog „Windenergie – der zentrale Pfeiler der Energiewende“, 12.02.2013

[10]Quelle: Lödl et al.: Abschätzung des Photovoltaik- Potenzials auf Dachflächen in Deutschland,11. Symposium Energieinno- vation, Februar 2010

[11] 120 Mrd. kWh = 6.000 Windkraftanlagen mit je 5 MW Leistung und 4.000 Laufstunden pro Jahr

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Das Konzept für den Erfolg der Energiewende

Durch die eingeleitete Energiewende befindet sich Deutschland gesellschaftlich, wirtschaftlich und politisch in einem der wohl bedeutendsten Umbrüche. Nach Fukushima wurde sehr schnell der Ausstieg aus der Kernenergie verkündet. Seitdem ist jedoch in der deutschen Energiepolitik wenig passiert. Niemand weiß, ob das Experiment Energiewende am Ende gelingt.

In der Vergangenheit wurde durch die Förderung vieler kleiner Anlagen zwangsläufig der Wechsel zu einer dezentralen Energieversorgung eingeleitet. Offensichtlich waren der Politik die Zielrichtung und die Tragweite ihrer eigenen Entscheidungen aber nicht klar. Die Einzelmaßnahmen wurden nicht zu Ende gedacht, ein schlüssiges Gesamtkonzept liegt bis heute nicht vor und im Ergebnis ist Deutschland von einer erfolgreichen Umsetzung der Energiewende weit entfernt.

Stattdessen haben wir einen unüberschaubaren und nicht mehr handhabbaren Wildwuchs bei den Regelungen und den mit der Umsetzung beauftragten Institutionen. Das Umfeld ist diffus organisiert und es fehlt an klaren Rahmenbedingungen. Wir leisten uns inzwischen eine planwirtschaftlich organisierte Energieversorgung, die privatwirtschaftlich finanziert werden soll. Eine nicht tragfähige Kombination und ein ziemlich hohes Risiko, das wir da eingehen. Die Politik muss endlich die Priorität für dieses Thema richtig setzen. Ein Masterplan mit Bestand ist erforderlich, der klare Eckpunkte definiert, Investitions- und Planungssicherheit liefert, Zwischenziele definiert und den Rahmen für die dringend notwendigen Gesetzesänderungen festlegt. Gelingt es nicht, ein schlüssiges Konzept politisch auf den Weg zu bringen, wird die Energiewende Kosten nach sich ziehen, von denen wir heute noch keine Vorstellungen haben. Die Auswirkungen auf Bürger und Industrie durch sinkende Wettbewerbsfähigkeit und Versorgungssicherheit unseres Landes werden einschneidend sein.

Was Deutschland braucht, ist die Wende in der Energiewende – und dazu ein passendes Konzept. Voraussetzung sind ein radikaler Schnitt in der Politik, die Förderung von sinnvollen Projekten, gezielte Forschung und Entwicklung sowie eine vernünftige Netzentwicklung. Es gilt, die vorhandene Struktur kritisch zu analysieren, zu entscheiden, was gut ist und weiter genutzt werden kann, und wovon man sich trennen muss, auch wenn es in der Vergangenheit mit Fördergeldern aufgebaut wurde, und schließlich zu analysieren, was zukünftig zu tun ist. Die Entscheidungen werden sicherlich das eine oder andere Mal schmerzhaft sein, sie sind jedoch unausweichlich.

Das Konzept für die Energiewende

Lassen Sie sich von den vielen einzelnen Punkten des Konzeptes nicht abschrecken. Das Thema ist komplex. Zur besseren Übersicht ist das Konzept dieses Buches in die folgenden Rubriken unterteilt:

1. Politik, Gesetze und Regulierung,

2. Bürger, Energiekonzerne und Industrie,

3. Energiemix,

4. Makro- und Mikrokonzept,

5. Energieziele und

6. Finanzierung.

Mit den einzelnen Rubriken werden die wesentlichen Rahmenbedingungen für das Gelingen der Energiewende nachfolgend dargestellt.

1.

Politik, Gesetze und Regulierung

Politik

➤ Energiekonzept – alle Energieträger einbeziehen!

Vielfach werden die Energiewende und Energiepolitik seitens der Politik, aber auch in der öffentlichen Diskussion auf die Stromversorgung reduziert. Bezogen auf die Primärenergiebereitstellung hat die heutige Stromerzeugung einschließlich Umwandlungs- und Übertragungsverlusten aber nur einen Anteil von 16,5 Prozent. Der Anteil der gesamten regenerativen Stromerzeugung beträgt dabei nur knapp 4 Prozent, Photovoltaik trägt heute sogar nur 0,7 Prozent und Windkraft nur 1,3 Prozent bei. Alleine Biomasse, über die in der Öffentlichkeit kaum gesprochen wird, leistet bereits heute schon einen zehnmal höheren Beitrag zur Energieerzeugung als Photovoltaik.

Deutschland braucht nicht nur eine Diskussion um Strom, Solar- und Windkraft. Es bedarf eines ganzheitlichen Versorgungskonzeptes für Strom,

Gas, Wärme, Kälte und Mobilität, das die Bereiche Effizienz, Erzeugung, Speichertechnologien und Transportnetze berücksichtigt.

➤ Energieministerium – Energiewende aus einer Hand managen!

Energie ist ein wichtiges Thema, dem bei allem Aktionismus leider immer noch nicht der Stellenwert eingeräumt wird, der erforderlich ist. Eine Politik „2 plus 16“, wie in der Vergangenheit, also Bundesumweltministerium, Bundeswirtschaftsministerium und 16 Bundesländer, kann nicht funktionieren. Aber auch die Zusammenfassung von Kompetenzen in das BMWi, wie jetzt in der großen Koalition beschlossen, wird organisatorisch nicht ausreichen. Immer noch sind zu viele unabhängige Stellen involviert. Es wäre besser gewesen, alle Zuständigkeiten schnellstmöglich in einem eigenen Bundesenergieministerium für Energie, Umwelt und Energieinfrastruktur zusammenzuführen. Dabei müsste es sich um ein neu einzurichtendes Ministerium handeln, da das Thema Energie ressortüber- greifend ist und von daher weder nur in das Wirtschaftsministerium noch in das Umweltministerium, Landwirtschaftsministerium oder in sonst ein Ministerium sinnvoll integriert werden kann.

➤ Föderalismus – Kleinstaaterei in der Energiepolitik beenden!

Der Föderalismus kann zum K.o.-Kriterium der Energiewende werden. Heute verfolgen die Länder beispielsweise bei der Photovoltaik teils gegenläufige Interessen des Bundes. Die Länderkompetenzen sind zu reduzieren. Föderalismus benötigt an dieser Stelle niemand. Es muss bei den wesentlichen konzeptionellen Aufgaben direkte Wege zwischen Bund und lokalen Versorgungsunternehmen mit möglichst wenigen Reibungsverlusten geben.

➤ Europäische Energiepolitik – Verantwortlichkeiten klar definieren!

Jeder europäische Staat verfolgt seine eigene Energiepolitik. Zwar ist der Austausch von Energie grenzüberschreitend zu koordinieren und wichtig für die gegenseitige Hilfe in Extremsituationen, er ist letztlich aber sehr überschaubar bezogen auf die jeweiligen Gesamtverbräuche der einzelnen Länder.

Eine europaweite Energiepolitik wird es auf absehbare Zeit nicht geben und es muss auch bezweifelt werden, ob das sinnvoll wäre. Ähnlich, wie in Deutschland die Dezentralisierung einer der wesentlichen Lösungsansätze ist, können in anderen Ländern andere Konzepte sinnvoll sein, die sich an den jeweiligen Gegebenheiten orientieren. Den „Plan für ganz Europa“ gibt es nicht. Jeder Staat muss eigenständig entscheiden, wie er seine Versorgung sicherstellt. Übergeordnete europäische Bürokratie kann hier nicht funktionieren und ist fehl am Platz.

Das bedeutet jedoch nicht, dass sich die EU nicht um Versorgungssicherheit und die Koordination grenzüberschreitender Ausbaupläne kümmern muss. Allerdings sollte sie primär für einen Abbau überfrachteter Regulierung sorgen, die dazu geführt hat, dass der 1998 eingeführte Energie-Binnenmarkt praktisch wieder ausgehebelt wird.

Weiterhin stellt die EU als Gemeinschaft eine Wirtschaftskraft dar, die beispielsweise als Einkaufskonsortium auf den internationalen Energiemärkten nicht zu unterschätzen ist. Gerade bei Verhandlungen über Energieimporte spielt das eine wesentliche Rolle, die es zu nutzen gilt.

➤ Energiemix – Politik in der richtigen Reihenfolge!

Deutschland verfügt über unterschiedliche Optionen, den Energiemix zu gestalten und den Anteil jedes Primärenergieträgers festzulegen. Für die Erstellung eines Energiekonzeptes sind Vorgaben zum Energiemix der Zukunft die wichtigste Voraussetzung. Erst dann können das Konzept und schließlich sinnvolle Energieziele abgeleitet werden.

Politisch wurden einige Rahmenbedingungen für den Energiemix vorgegeben. Wesentliche Punkte, wie beispielsweise die Importabhängigkeit, fehlen jedoch bis jetzt. Stattdessen wurde eine Vielzahl von kleinen Einzelmaßnahmen festgelegt, die zum Teil in sich widersprüchlich sind.

➤ Versorgungssicherheit versus Kosten – eine Entscheidung tut Not!

Für die nahe Zukunft ist eine grundlegende Entscheidung notwendig:

Was hat Priorität? Die Versorgungssicherheit oder eine kostengünstige Energieversorgung?

Derzeit hat die Politik beide Ziele – die nicht gleichzeitig vollständig erfüllbar sind – nicht mehr im Griff. Die Versorgungssicherheit sinkt und die Kosten steigen. Ein Kompromiss ist denkbar, muss aber politisch fixiert und vor allem kommuniziert, umgesetzt und nachhaltig verfolgt werden. Die Bürger und die Industrie müssen sich für die kommenden Jahre darauf einrichten, dass es bei einer bezahlbaren Energieversorgung häufiger zu Stromausfällen kommen kann. Im Gegensatz zur damaligen Zeit, als nur wenige Beteiligte für die kontinuierliche Versorgungssicherheit verantwortlich waren, ist die Zuständigkeit durch die Liberalisierung heute auf viele verschiedene Schultern verteilt. Somit fühlt sich derzeit niemand mehr wirklich verantwortlich, die Versorgungssicherheit zu garantieren.

➤ Dezentrale Energieversorgung – jetzt konsequent zu Ende denken!

Was die Politik durch die Fördermaßnahmen der letzten 20 Jahre bereits, ohne es zu merken, eingeleitet hat, muss nun dringend konzeptionell umgesetzt und energiepolitisch als eine der wichtigsten Prämissen festgelegt werden:

Die Energieversorgung erfolgt in Zukunft im Wesentlichen dezentral auf lokaler Ebene mit sehr vielen kleinen Anlagen. Alles andere macht für eine Energiewende keinen Sinn. Diese Festlegung ist für die notwendige Planungssicherheit, die allerorts benötigt wird, lange überfällig. Die regenerative Energieerzeugung muss weiter massiv vorangetrieben werden und zwar so, dass möglichst ohne weiteren Transport der Verbrauch direkt an Ort und Stelle erfolgt.

➤ Dezentrale Energieversorgung – Verringerung von Black-Out-Risiken!

Der Umbau der Energieversorgung hin zu vielen dezentralen Systemen wird letztlich Jahrzehnte in Anspruch nehmen. Mit zunehmender Dezentralisierung der Energieversorgung verliert dann aber auch das Thema Versorgungssicherheit durch Versorgungsausfälle an Bedeutung. Die Folgen beim Ausfall kleinerer Energieerzeugungsanlagen sind verhältnismäßig gering, schneller behebbar und örtlich begrenzt. Durch den ohnehin notwendigen Ausbau von Speicherkapazitäten können Versorgungsunterbrechungen überbrückt werden. Ein großer Black-Out würde somit in Zukunft unwahrscheinlicher.

➤ Energiewende von oben und unten – ohne Stadtwerke geht es nicht!

Die rund 800 Stadtwerke und Kommunalunternehmen in Deutschland kennen sich am besten damit aus, welche Maßnahmen vor Ort möglich und sinnvoll sind. Sie müssen den operativen Teil koordinieren, eine an den lokalen Gegebenheiten orientierte Unterstützung leisten und so die Energiewende vorantreiben. Sie wissen, wie Energieerzeugung und Effizienz beim Energieverbrauch vor Ort effektiv gesteigert werden kann, sind in der Lage unnötige und teure Ausbauten bei der Netzinfrastruktur zu vermeiden, Redundanzen abzubauen und die Bürgerakzeptanz sowie die Versorgungssicherheit lokal zu steigern.

➤ Energiedienstleistungen – eine Hauptaufgabe der Stadtwerke!

Im Gegensatz zur Vergangenheit, als der energiewirtschaftliche Schwerpunkt der Stadtwerke häufig im Handel und in der Verteilung von Energie lag, muss das Geschäftsmodell erweitert werden hin zu modernen Dienstleistungsunternehmen rund um das Thema Energiewende. Darin besteht zukünftig die Hauptaufgabe der Stadtwerke. Die Politik muss ihnen den nötigen Handlungsspielraum geben, damit lokal entschieden werden kann, was machbar und sinnvoll ist.

➤ Energieforschung und -entwicklung – zentrale Koordination erforderlich!

Die Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten für die Energieversorgung sind zu bündeln und zentral dem jetzt zuständigen BMWi oder besser einem neu zu schaffenden Energieministerium zu unterstellen. Egal, ob es sich um Innovationen von Speicher- und Mobilitätstechnologien, Verbesserung von Produktions- und Transportbedingungen oder Neuerungen bei Anbau und Nutzung von Biomasse handelt – alle energierelevanten Forschungsthemen sind zentral zu koordinieren.

➤ Energiemarktliberalisierung – wie gewonnen, so zerronnen!

Im Jahr 1998 begann in Deutschland der Liberalisierungsprozess. Trotz der Marktöffnung mit der freien Anbieterwahl schauen sich Regulierungsund Kartellbehörden inzwischen auch Handelsmargen und Preise an und verordnen zum Teil Preisanpassungen, in der Regel Absenkungen. Mit freier Wirtschaft, Konkurrenz und marktwirtschaftlichen Energiepreisen hat das nichts mehr zu tun. Regulatorische Eingriffe sind Teufelskreise, die immer mehr und mehr regulatorische Korrekturen nach sich ziehen.

Der liberalisierte Markt ist praktisch keine zehn Jahre alt geworden, denn es gibt real keinen freien Energiemarkt. Dem Bürger muss klar sein, dass die Energiewirtschaft inzwischen planwirtschaftlich organisiert ist und das sollte auch von der Politik offen kommuniziert werden.

➤ Integrierte Energieversorger – politisch erzwungene Aufspaltung überdenken!

Die zentrale Erzeugung mittels großer Kraftwerke wird letztlich von den großen Handelsunternehmen nach den Preissignalen an der Strombörse gesteuert. Heute dürfen die Betreiber konventioneller Erzeugungsanlagen aber oftmals nicht mehr selbst entscheiden, wann diese an das Netz gehen. Zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität bestimmen die Netzbetreiber, wann welches Kraftwerk zu- oder abzuschalten ist. Ein wirtschaftlicher Betrieb ist im Großhandelsmarkt kaum mehr möglich, seitdem regenerative Energieträger wie Wind und Sonne in großem Umfang bevorzugt in das Netz einspeisen und die Börsenpreise bröckeln.

Sowohl beim Strom als auch beim Gas kommt es immer häufigerer zu solchen kritischen Situationen, so dass steuernd in den Netzbetrieb eingegriffen werden muss. Das zeigt, dass die durch die Liberalisierung geforderte Trennung von Erzeugung, Speicherung und Handel vom Transport nicht sinnvoll ist, zumal die Energiekosten für den Endverbraucher durch diese Trennung definitiv gestiegen sind.

Gegenstand der Energiewende ist deshalb auch eine Diskussion über die künftigen Strukturmerkmale der Strom- und Gaswirtschaft – die im Rahmen des einheitlichen Energiebinnenmarkts für notwendig gehaltene Organisationsform mit Aufspaltung der Wertschöpfungskette passt ggf. nicht zu einer von regenerativer und dezentraler Erzeugung dominierten Branche.

➤ Netzinfrastruktur – Verstaatlichung als „ultima ratio“!

Die überregionalen deutschen Strom- und Gastransportnetze sind weitestgehend nicht mehr in deutscher Hand. Sie wurden in den vergangenen Jahren vielfach an ausländische Investoren verkauft. Einige Investoren sind an langfristigen Investitionen interessiert, wollen aber kein zusätzliches Geld für die deutsche Energiewende in die Hand nehmen. Bei Anderen, zum Beispiel Investmentfonds, sollen in kürzester Zeit Renditeerwartungen erfüllt werden, um dann die Firmen zeitnah wieder abzustoßen. Es ist damit zu rechnen, dass der Wiederverkauf noch vor Ablauf dieses Jahrzehnts beginnt. Man muss kein Prophet sein, um zu erkennen, dass der technische Zustand der Netze auf Dauer schlechter wird, wenn es rein um Renditestreben geht.

Um die notwendige Versorgungssicherheit in der Umbauphase von zentraler zu weitestgehend dezentraler Energieversorgung aufrechtzuerhalten, müssen die mögliche Verstaatlichung und der nachfolgende Zusammenschluss der großen deutschen Netzbetreiber ergebnisoffen diskutiert werden.

Ein erster Schritt in diese Richtung könnte sein, dass der Staat einzelne Versorgungsleitungen, die für die Energiewende strategisch wichtig sein können, in Eigenverantwortung baut und finanziert und den Bau nicht mehr den Netzbetreibern überlässt. Die Finanzierung solcher Projekte kann z.B. unter Beteiligung der Bürger über die KfW erfolgen. Der deutsche Staat würde dann in Teilen die hoheitliche Aufgabe der Energieversorgung übernehmen, ähnlich wie es auch in anderen europäischen Staaten der Fall ist.

Als Konsequenz ist eine weitere Verteuerung der Energiepreise nicht auszuschließen, für einen koordinierten Energieinfrastrukturumbau und das notwendige Mindestmaß an Versorgungssicherheit aber unter Umständen notwendig.

➤ Kraftwerkspark – systemrelevante Kraftwerke zusammenführen!

Auch einzelne Kraftwerke der großen Versorgungsunternehmen können übernommen und verstaatlicht werden. Der Schritt wäre auf alle Fälle besser, als die Energiedinosaurier, die ihr Geschäftsmodell verloren haben, zukünftig in Gänze durch staatliche Subventionen am Leben zu erhalten, nur weil sie Kraftwerksbetreiber sind. Vorstellbar wäre eine staatliche Energieerzeugungsgesellschaft, die den Kraftwerksbetrieb in privatwirtschaftliche Hände gibt. Folgerichtig wären dann auch ein koordinierter, schrittweiser Rückbau veralteter und unnötiger Anlagen in den nächsten Jahrzehnten sowie ein koordinierter Zubau neuer Anlagen durch die Energieerzeugungsgesellschaft.

➤ Europäischer Emissionshandel – Strukturreform erforderlich!

Der Handel mit CO_2-Zertifikaten als politisches Steuerungsinstrument für den Emissionsausstoß und als Anreizsystem für Investitionen in effiziente Technologien unterliegt heute einem eklatanten Fehler. Wirtschaftliche Auf- und Abschwünge werden nicht berücksichtigt.

Zukünftig sind jegliche Steuerungsinstrumente so flexibel auszulegen, dass sie auf volkswirtschaftliche Schwankungen flexibel reagieren können.

➤ Strompreisbremse – Steuern und Abgaben reduzieren!

Der Strompreis setzt sich heute zu 45 Prozent aus Steuern, Abgaben und Umlagen zusammen, 32 Prozent entfallen auf Stromerzeugung und -vertrieb sowie 23 Prozent auf die Netzkosten. Wenn die Politik eine Strompreisbremse vorschlägt und es ernst meint, dann müssen Steuern und Abgaben reduziert werden.

➤ Aus- und Weiterbildung – wichtige Voraussetzung für die Energiewende!

Mit dem angestrebten Ausbau der erneuerbaren Energien für die Energiewende kommt es zu einem großen Bedarf an ausgebildeten Fachkräften. Allein in Deutschland müssen schätzungsweise 90.000 bis 100.000 weitere Fachkräfte qualifiziert werden. Zusammen mit der Energiewende ist ein Ausbildungsprogramm zu initiieren.

Gesetze

➤ Gesetzgebung

Durch die heutige deutsche Energiegesetzgebung blickt niemand mehr durch. Heute haben wir mindestens zwanzig Gesetze und Hunderte von Verordnungen, die sich direkt mit der Energieversorgung beschäftigen und die Energiewende beeinflussen. Diese Regelungen sind zum Teil völlig veraltet und beziehen sich auf Ideen und Ziele, die ohne Konzept erstellt und vielleicht gut gemeint, aber nicht durchdacht sind. Sie sind ein Flickwerk an Anpassungen und entsprechen nicht mehr den heutigen Anforderungen.

Es bedarf eines radikalen Schritts, aber es bringt nichts, durch blinden Aktionismus neue Gesetze zu erlassen oder die bestehenden ohne Plan zu ändern. Zuerst das Konzept, dann die Gesetzgebung! Dabei sind die Gesetze deutlich zu straffen und nach Möglichkeit in einem stringenten Energiegesetz zusammenzufassen.

➤ EEG-Vergütungen – in der bisherigen Form nicht finanzierbar und als Anreizsystem nicht notwendig!

Das EEG muss unverzüglich überarbeitet werden, da die heutige Form dazu führt, dass wir noch über Jahrzehnte Umlagen für Technologien zahlen, die technisch so weit ausgereift sind, dass sie wirtschaftlich auch ohne Förderung eingesetzt werden können. Das bestehende System ist völlig wirkungslos, wenn es um die Eindämmung der Energiekosten geht.

Die Industrie profitiert an dieser Stelle doppelt, da sie auf der einen Seite von Umlagen befreit ist und Steuervorteile nutzen kann und auf der anderen Seite direkt den günstigen Strom an der Börse erwerben kann. Derartige Mitnahmeeffekte sind schnellstens abzubauen.

➤ EEG-Vergütung – Vorschlag für einen radikalen Systemwechsel!

Derzeit belastet die Bürger am meisten der unaufhaltsam steigende Strompreis. Die EEG-Umlage wird sich in den nächsten Jahren definitiv erhöhen, wenn Deutschland weiterhin Einspeisevergütungen fest über 20 Jahre zusagt. Je niedriger der Börsenpreis ist, umso höher sind die erforderlichen Ausgleichszahlungen. Die EEG-Umlage darf nicht mehr an den Börsenpreis gekoppelt sein!

Hinsichtlich der Vergütung von durch Bürger selbst erzeugter Energie muss es immer von Vorteil sein, diese Energie auch selbst zu nutzen und nach Möglichkeit so wenig wie möglich transportieren zu müssen. Dies ist über eine sinnvolle Energie- und Stromsteuerpolitik zu regeln.

Über ein neues Förderungs- und Vergütungsgesetz sind Ausbauten im Bereich Solar, Wind und Biomasse mit kleineren Einmalzahlungen und zinsgünstigen Krediten zu fördern, die zurückzuzahlen sind. Die Einmalzahlungen und Kredite sind so anzulegen, dass sich über die Lebensdauer ein deutlicher wirtschaftlicher Vorteil für den Betreiber ergibt.

➤ Anschluss regenerativer Erzeugungsquellen – Vorrang für dezentrale Nutzung!

Nach dem derzeitigen EEG sind die Netze so auszubauen, dass auch noch die letzte Kilowattstunde an Wind- und Solarstrom zu transportieren ist. Jede Quelle muss angeschlossen werden. Die dadurch erforderlichen Ausbaumaßnahmen stehen vom Kosten-Nutzen-Verhältnis in keiner Relation.

Ziel muss sein, dass der Strom nach Möglichkeit nicht mit physisch bedingten Verlusten über Hunderte von Kilometern transportiert wird. Bei einem weiteren dezentralen Ausbau verschärft sich die Diskussion zur Umlage der Kosten für die überregionalen Transportnetze. Eine Einspeisung darf also möglichst nicht mehr erfolgen, schon gar nicht in die überregionalen Transportnetze. Einer der Schlüssel für die Energiewende liegt in einer Abschaffung der heutigen Regelung.

Regulierung

➤ Regulierung – höchste Zeit für eine Eindämmung!

Seit der Übertragung der Verantwortung auf die BNetzA im Jahr 2005 ist die Regulierung in Deutschland ausgeufert. Wäre dies mit einer Absenkung der Energiekosten für die Bürger verbunden, ließe sich das Ganze ja noch rechtfertigen. Das Gegenteil ist aber der Fall. Durch die Liberalisierung der Energiemärkte, die Trennung der Geschäftszweige ehemals integrierter Versorgungsunternehmen und deren Überwachung durch die Behörden sind die Kosten nachhaltig gestiegen. Die Großhandelspreise für Strom sind so niedrig wie lange nicht, aber die Endkundenpreise haben kräftig zugelegt – natürlich auch wegen höherer Steuern und Abgaben und Belastungen aus der Energiewende.

Die Endkundenpreise sind gemäß Liberalisierung nicht reguliert. De facto besteht aber die Möglichkeit, dass die BNetzA in das Preisgefüge eingreift und korrigiert. Und das auch nachträglich für zwischen Kunden und Lieferant frei geschlossene Verträge. Damit muss man die Liberalisierung der Energiemärkte als gescheitert ansehen, da sowohl der Energietransport als auch die Preisgestaltung beim Endverbraucher zentral geregelt werden.

Politisch muss auf eine nicht weiter ausufernde Regulierung mit noch mehr Berichtspflichten und Administration von höchster Stelle hingewirkt werden. Aber selbst wenn Deutschland den Willen und den Mut dazu hätte, diesen radikalen Schritt zu gehen, ließe sich das aufgrund von EU-Vorgaben nicht vollständig umsetzen. Dennoch muss genau dies das Bestreben der Politik sein. Und vielleicht wächst ja auch auf europäischer Ebene beständig das Bedürfnis nach Deregulierung.

➤ BNetzA – zukünftig mit verändertem Aufsichtsschwerpunkt!

Mit zunehmend dezentral erzeugter und vor Ort verbrauchter erneuerbarer Energie wird der Handel von Strom und Gas in Deutschland immer weiter abnehmen. Überregionale Transportleitungen werden für den großflächigen Ausgleich wichtig bleiben, der darüber abgewickelte Energieaustausch wird langfristig aber immer geringer. Die Regulierung für den Transport und den diskriminierungsfreien Handel verliert damit an Bedeutung.

Die Aufgabe der BNetzA sollte deswegen nicht mehr darin bestehen, sich als Kontrollorgan zu positionieren, sondern unterstützend und beratend die Energiewende zu begleiten, zum Beispiel bei der Umsetzung von Energieeffizienzzielen.

Außerdem sollte die BNetzA nicht nur den Netzentwicklungsplan koordinieren, der den Ausbau von Netzen beschreibt, sondern den Fokus auch auf den Rückbau von Infrastruktur und Netzen legen, die aufgrund der Dezentralisierung nicht mehr benötigt werden.

➤ Anreizregulierung – in heutiger Form ein Hemmnis der Energiewende!

Die Anreizregulierung, die den Netzbetreiben Zielvorgaben gibt, die Kosten zu senken, ist in ihrer heutigen Ausgestaltung ungeeignet, da sie den notwendigen Ausbau lokaler Netze für die Energiewende hemmt. Das Ziel der Anreizregulierung läuft entgegengesetzt den Zielen, die Dezentralisierung voranzutreiben. Es müssen Anreize geschaffen werden, die den lokalen Netzausbau in dem erforderlichen Rahmen fördern, jedoch nicht behindern. In dem Zusammenhang sind auch die Genehmigungsverfahren deutlich zu beschleunigen.

2.

Bürger, Energiekonzerne und Industrie

Bürger

➤ Bürgerakzeptanz – verstehen, was auf uns zukommt!

Wichtig ist, dass es eine breite Akzeptanz der Bürger für die Energiewende gibt. Das erfordert eine Reihe an Maßnahmen, die die Politik bisher schuldig geblieben ist. Gefragt ist eine offene und ehrliche Informationspolitik, welche Kosten zu erwarten sind, welche Umwelteinflüsse es geben wird, welchen Technologien zukünftig eine wirtschaftliche Chance einzuräumen ist und von welchen wir uns verabschieden sollten.

Gelingt es nicht, die Akzeptanz der Bürger zu gewinnen, kann die Energiewende nicht gelingen.

➤ Energiewende – Investitionssicherheit schafft Akzeptanz!

In der Vergangenheit getroffene Entscheidungen müssen Bestand haben. So kann es zum Beispiel nicht sein, dass einmal zugesagte Vergütungen oder Steuermodelle im Nachhinein wieder korrigiert oder ganz gekippt werden. Rückwärtsregelungen, die getroffene und zugesagte Entscheidungen aus der Vergangenheit in Frage stellen, sind auszuschließen – auch wenn diese Entscheidungen ggf. teuer sind und lange wirken. Eine Garantie, auf die man sich verlassen kann, schafft Planungssicherheit für alle Beteiligten. Sie ist erforderlich, um zu wissen, mit welchen Kosten und Einnahmen langfristig kalkuliert werden kann.

Energiekonzerne

➤ Energiekonzerne – ihr bisheriges Geschäftsmodell hat sich überlebt!

Die Energiepolitik der vergangenen Jahre mit der unheilvollen Kombination aus Liberalisierung und Energiewende hat dazu geführt, dass in Deutschland Teile der privatwirtschaftlich organisierten Energieversorger zunehmend verunsichert sind oder – noch schlimmer – sogar desolat und ohne wirtschaftliche Perspektive dastehen. Doch die Politik trägt die Schuld nicht allein. Die großen Energiekonzerne in Deutschland haben ihr Geschäftsmodell auch deswegen verloren, weil sie es versäumt haben, sich zeitnah auf die neue Energiewelt einzustellen.

Der Aufbau neuer Geschäftszweige erfolgt schleppend und wird das wegbrechende Geschäft aus Kraftwerksbetrieb, Handel und Transportnetzbetrieb nicht kompensieren können. Auch der Versuch in Südamerika oder Asien Fuß zu fassen, wird daran nichts ändern. Die Notwendigkeit radikaler Anpassungen der Konzernstrukturen, verbunden mit Personalreduzierungen, ist unausweichlich. Im Extremfall ist auch der Konkurs einzelner großer Energieversorger nicht mehr auszuschließen.

Eine staatliche Unterstützung der Konzerne, ähnlich wie wir es aus dem Bankensektor kennen, ist auf alle Fälle abzulehnen. Was den Handel angeht, wäre ein möglicher Konkurs der großen Energieversorger nicht weiter tragisch. Händler gibt es inzwischen genug am Markt. Für den Netzbetrieb sind sie teilweise nicht mehr verantwortlich und einzelne Kraftwerke können besser verstaatlicht werden anstatt im Rahmen maroder Konzerne als Übergangstechnologie am Leben erhalten zu werden. Gelingt es den Konzernen nicht, schnellstens ein neues Geschäftsmodell bei der Energiewende zu entwickeln, haben sie ihre Daseinsberechtigung im Wirtschaftsprozess verloren. Die Dinosaurier könnten dann aussterben.

➤ Energiekonzerne – neue Wege gehen!

Neue Geschäftsmodelle für die großen Energieversorger können nur mit der Bereitschaft gelingen, sich von den bisherigen Modellen zu verabschieden und komplett umzudenken. Das ist sehr ambitioniert, denn die Konzerne müssen sich komplett neue Geschäftsfelder mit der bestehenden Struktur und den vorhandenen Mitarbeitern suchen.

Neue Geschäftsfelder könnten zum Beispiel der Betrieb von kleineren, für die Industrie notwendigen Insellösungen zur Energieerzeugungen sein. Weiterhin besteht zusammen mit kommunalen Versorgern eine Chance, Contracting-Modelle zu entwickeln. Diese Modelle können beispielsweise für Kraft-Wärme-Kopplungseinheiten abgeschlossen werden. Die Anlage gehört dann dem Versorgungsunternehmen, das auch den Betrieb sicherstellt. Der Kunde nimmt Wärme und/oder Strom ab und bezahlt monatlich eine Art Miete für die Anlage und den Energieverbrauch. Stadtwerke bieten diese Möglichkeit bereits heute vielfach an.

Auch die Unterstützung und Weiterentwicklung cleverer Ideen rund um das Thema Energieeffizienz könnten sich in ein neues Geschäftsmodell integrieren lassen. Smart Grids, Virtual Power Plants, e-mobility und dezentrale Speichertechnologien sind alles Bereiche, die auch von den Konzernen angeboten werden können.

Welches Modell die Firmen auch immer für sich finden – eines ist sicher:

Die Energiekonzerne, wie wir sie aus der Vergangenheit kennen, wird es in der Zukunft nicht mehr geben, wenn sie überleben wollen.

Industrie

➤ Standort Deutschland – Industrie braucht wettbewerbsfähige Strompreise!

Der Mittelstand und auch größere Betriebe sind das Rückgrat der Wirtschaft, denn daran hängt der Wohlstand Deutschlands. Mit seinem indus- triellen Kern und seinen international wettbewerbsfähigen Produkten ist Deutschland besser als jedes andere Land durch die weltweite Rezession als Folge der Finanzkrise gekommen. Verlieren diese Firmen aufgrund der Energiewende ihre Wettbewerbsfähigkeit und sind nicht mehr konkurrenzfähig, kann das Wirtschaftssystem in Deutschland kippen.

Dennoch ist die derzeitige Förderung energieintensiver Industrien kritisch zu sehen und soweit wie möglich zu reduzieren. Im Gegensatz zur Vergangenheit ist sehr genau zu betrachten, welche Industriezweige und Betriebe tatsächlich aus Wettbewerbsgründen zu berücksichtigen sind und von der EEG-Umlage befreit werden sollten. Weiterhin benötigen Firmen, die so groß sind, dass sie ihren Strom- und Gasbedarf zu günstigen Preisen an der Energiebörse einkaufen können, nicht auch noch eine Vergünstigung bei Umlagen oder der Energiesteuer.

Auch die EU sieht das ähnlich kritisch und hat im Dezember 2013 ein Verfahren gegen Deutschland eröffnet. Politisch ist man derzeit nicht vorbereitet, wenn die heutige Vorgehensweise verboten würde. Einzelne Firmen könnten dann aufgrund der Energiewende tatsächlich ihre Wettbewerbsfähigkeit verlieren und in Schieflage geraten. Eine Abwanderung der Industrie in Regionen, in denen Energie günstiger zu bekommen ist, ist dann wohl unausweichlich.

➤ Versorgungsicherheit – dezentrale Lösungen auch in der Industrie!

Um wirtschaftlich arbeiten zu können, benötigt die Industrie Versorgungssicherheit. Jede Strom- und Gasunterbrechung im Produktionsprozess führt zu erheblichen wirtschaftlichen Schäden. Auch wenn die Unterbrechungen nur kurz sind, können die Folgekosten schnell in die Millionen, wenn nicht Milliarden Euro gehen. Volkswirtschaftlich und für den Produktionsstandort Deutschland ist das ein Desaster.

Das Konzept der Energieversorgung muss daher sein, bei sinkender zentraler Versorgungssicherheit auch die dezentrale Bereitstellung von Energie bei der Industrie zu fördern. Die Risiken großer Black-Outs bzw. Lieferunterbrechungen mit hohen Ausfallkosten für die Industrie wären gemindert.

3.

Energiemix

➤ Energiemix der Zukunft – so könnte er aussehen!

Eine Analyse des möglichen Energiemixes ist die Basis für ein Energiekonzept. Betrachten wir einmal die Möglichkeiten der zur Verfügung stehenden Energieträger zur Energieerzeugung unter den in Kapitel 11 getroffenen Annahmen, ergibt sich, bezogen auf einen im Jahr 2050 geplanten Primärenergieverbrauch von 1.997 Mrd. kWh, folgendes Bild:

Abbildung 26: Energiemix der Zukunft

Bereits heute erfüllen erneuerbare Energien zum Teil die für 2050 vorgesehenen Zielwerte bis zu 40 Prozent. Trotzdem besteht nach derzeitiger Planung in etwa 40 Jahren eine Deckungslücke im Energiemix von rund 360 Mrd. kWh. Die Deckungslücke wird signifikant größer, wenn, wie im Koalitionsvertrag vorgesehen, der Anteil an Biomasse zurückgenommen wird. Wie kann diese Deckungslücke geschlossen werden? Dazu gibt es verschiedene Möglichkeiten.

Aufgrund der geografischen und ökologischen Voraussetzungen in Deutschland werden bei den regenerativen Energien der Zukunft Wind, Sonne, Wasser und Biomasse eine wesentliche Rolle spielen, aber es gilt, die natürlichen und wirtschaftlichen Grenzen im Auge zu behalten.

So scheidet der flächendeckende Ausbau einiger erneuerbarer Energien, wie beispielsweise die Nutzung von Geothermie, aus, da sie geologische Risiken in sich bergen oder aufgrund mangelnder wirtschaftlicher Voraussetzungen nicht das notwendige Potenzial haben. Eine Förderung unausgereif- ter und unwirtschaftlicher Technologien ist grundsätzlich abzulehnen.

Auch das Thema Importabhängigkeit spielt zur Schließung der Deckungslücke eine wesentliche Rolle. Wollen wir weiter fossile Energieträger importieren? Oder lieber Biomasse? Oder gleich Strom?

Die dritte große Stellschraube ist die Energieeffizienz, sowohl auf Seiten des Verbrauchs als auch auf der Seite der Erzeugung.

Die folgende Tabelle gibt einen Überblick und eine Bewertung der Möglichkeiten:

Abbildung 27: Optionen zur Deckung der Primärenergielücke

Alle beschriebenen Möglichkeiten haben Vor- und Nachteile. Aber sie zeigen eine Richtung auf, in die die Politik zukünftig ausgerichtet werden muss. Doch der Reihe nach:

- Auch wenn Offshore-Windkraftanlagen ökologisch positiv beurteilt werden, sind sie letztlich aufgrund der immensen erforderlichen Investitionen für die notendige weitere Infrastruktur wie Transportleitungen und Speicher nicht bezahlbar. Der Gesamtbeitrag zur Energieversorgung hält sich dabei in überschaubaren Grenzen. Darüber hinaus fehlt die Akzeptanz der Bürger für die Transportleitungstrassen. Ein weiterer Ausbau der Anlagen in der Nordsee sollte vermieden werden.

- Auch ein Import weiterer Biomasse ist kritisch zu sehen. Die Auswirkungen auf die Lebensmittelpreise in anderen Ländern können aufgrund einer Verknappung negativ sein. Weiterhin nimmt der Import aus anderen Ländern diesen ggf. die Möglichkeit dieses Potenzial für sich selbst zu nutzen.

- Der weiterhin hohe Einsatz konventioneller, also fossiler Energieträger zur Deckung der Bedarfslücke kann nicht zielführend sein. Erstens steht er diametral entgegengesetzt zu dem Gedanken der Energiewende und zweitens würde sich die Importabhängigkeit wahrscheinlich zukünftig verschärfen, einschließlich der damit verbundenen Ungewissheit über die zukünftigen Energiepreise.

- Ein Import von Strom aus dem Ausland ist sicherlich möglich und würde eine sehr wahrscheinlich preisgünstige Alternative darstellen, ist aber aufgrund der divergierenden Energiepolitik, zum Beispiel hinsichtlich Atomstroms in Frankreich und Tschechien, kontraproduktiv zum Grundgedanken der deutschen Energiewende. Diese Variante sieht zwar in der Bewertung nicht schlecht aus, wir verlagern aber letztlich unsere Probleme damit nur ins Ausland und lassen sie dort lösen.

- Da es auf Dauer preisgünstiger ist, Energie zu sparen anstatt sie zu erzeugen, erscheint es als die sinnvollste Möglichkeit, eine Verbesserung der Effizienz bei der Energienutzung zu erreichen. Aber auch die Effizienz bei der Energieerzeugung sollte für Forschung und Entwicklung nicht außer Acht gelassen werden. Sowohl die Erzeugung, als auch die Nutzung von Energie bieten Potenziale, die bis zum Jahr 2050 deutlich ausbaufähig sind.

Die Lösung zur Schließung der Deckungslücke liegt in einer Kombination der verschiedenen Möglichkeiten. Die Politik muss diskutieren, abwägen und letztlich entscheiden, welche Maßnahmen umzusetzen sind und wie der Energiemix der Zukunft zu gestalten ist.

4.

Makro- und Mikrokonzept

Nachdem festgelegt wurde, welche Energieträger zur Versorgung beitragen, bedarf es zur Erstellung des Energiekonzeptes eines Makrokonzeptes, das die übergeordneten Belange der Energieversorgung regelt, sowie eines Mikrokonzeptes für Häuser und Gebäude. Beide Konzepte berücksichtigen die Bereiche Erzeugung, Speicherung, Transport und Energieeffizienz.

Makrokonzept

Grundlagen

➤ Energiewende – Zusammenspiel zentraler und dezentraler Erzeugung über Jahrzehnte kostet viel Geld!

Die Energiewende erfordert für eine jahrzehntelange Übergangszeit eine erhebliche Flexibilität im Zusammenspiel zwischen zentralen Kraftwerken, die konventionell mit Gas und Kohle betrieben werden, und den vielen dezentralen Anlagen, die zukünftig den Schwerpunkt der Versorgung bilden. Hierfür sind ausgeklügelte Netzmanagementsysteme und sinnvolle Speicherkonzepte notwendig. Diese Flexibilität kostet Geld – viel Geld. Dabei müssen zum Teil auch nicht wirtschaftlich arbeitende Segmente für eine Übergangszeit am Leben erhalten werden. Wer behauptet, durch eine politische Strompreisbremse die Energiekosten eindämmen zu können, gaukelt den Bürgern entweder etwas vor oder hat seine Hausaufgaben nicht gemacht.

➤ Energiepyramide – nach Prioritäten strukturieren!

Die im Folgenden dargestellte Energiepyramide zeigt die vier Schwerpunktbereiche beim Strukturumbau der Energieversorgung. Oberste Priorität haben die Energieeffizienz und die Einsparung von Energie. Hier liegt das größte Potenzial für das Gelingen der Energiewende. Durch einen effizienten Umgang mit Energie muss der Gesamtverbrauch gesenkt werden. Wesentliche Einsparungen werden Gebäude und der industrielle Sektor beitragen.

Von der Bedeutung her liegt an zweiter Stelle die Energieerzeugung. Hierbei geht es um die Verlagerung der Erzeugung von zentralen Großkraftwerken auf Basis konventioneller Energieträger auf dezentrale, überwiegend regenerative Erzeugungsanlagen mit möglichst hohen Wirkungsgraden.

An dritter Stelle steht das Thema Speichertechnologien. Nur wenn es gelingt die dezentral und regenerativ erzeugte Energie auch zwischenzuspeichern, kann die Energiewende gelingen.

Wichtig, jedoch aufgrund der zunehmenden Dezentralisierung an letzter Stelle, stehen die Netze. Dabei kommt den lokalen Netzen in den Städten, Gemeinden und der umliegenden Peripherie noch eine hohe Bedeutung zu. Regionale und überregionale Netze verlieren aufgrund der fortschreitenden Dezentralisierung nach und nach an Bedeutung, sind aber für den großräumigen Austausch weiterhin wichtig.

Die heute relevanten Technologien für die Effizienz, die Erzeugung und die Speicherung sind detailliert noch einmal in Anhang B dargestellt.

Abbildung 28: Energiepyramide

➤ Technologieentwicklung – ohne Förderung geht es nicht!

Innerhalb der vier Schwerpunktbereiche der Energiepyramide lassen sich
für das Makrokonzept die Fördernotwendigkeiten wie folgt ableiten:

Abbildung 29: Aus der Energiepyramide abgeleitete Fördermaßnahmen

Um das Potenzial höherer Energieeffizienz und weiterer Energieeinsparungen voll auszuschöpfen, sind die Mittel für Forschung und Entwicklung aufzustocken. Für Hausbesitzer und Industrie müssen Anreize zum Einsatz der jeweils modernsten Technologie über Steuerersparnisse geschaffen werden. Schon heute gibt es in diesem Bereich viele Möglichkeiten, die wegen mangelnder Attraktivität und Unübersichtlichkeit des Förderdschungels ungenutzt bleiben.

Auch für den Schwerpunktbereich Erzeugung sind Mittel für Forschung und Entwicklung nötig. Die Erzeugungsanlagen müssen wirkungsvoller werden, um die Energieverluste bei der Erzeugung weiter zu reduzieren. Der Anreiz für Hausbesitzer, effiziente regenerative Erzeugungstechnologien selbst zu nutzen, darf allerdings nicht länger über eine zwanzigjährige Vergütungszusage erfolgen. Vielmehr ist für die Nutzung dieser Technologien ein Anreizsystem aus kleineren Einmalzahlungen, die zeitgleich mit der Investitionsentscheidung gewährt werden, sowie zinsgünstigen oder zinsfreien Krediten zur Installation derartiger Anlagen.

Für konventionelle Kraftwerke, die als Brückentechnologie noch für viele Jahre Lastschwankungen im Netz ausgleichen müssen, sind – wenn auch höchst unpopulär – Subventionen vorzusehen (es sei denn, sie werden verstaatlicht). Ansonsten fehlt der Anreiz für den Betreiber, ohne den die Energiewende nicht gelingen wird. Alternativ ist in diesem Zusammenhang zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu prüfen, ob der überregionale Netzbetrieb nicht zusammengefasst und um „systemrelevante“ Kraftwerke ergänzt werden sollte.

Von besonderer Bedeutung sind die Speichermöglichkeiten. Für diese Technologien sind in den kommenden Jahren die meisten Mittel für Forschung und Entwicklung vorzusehen.

Bei der Netzinfrastruktur ist zwischen lokalem, regionalem und überregionalem Transport zu unterscheiden. Der lokale Transport nimmt durch die Dezentralisierung an Bedeutung stark zu. Nicht immer wird ein wirtschaftlicher Betrieb in Zukunft möglich sein, da immer weniger Energieabnehmer und Energielieferanten bzw. -erzeuger die Netze nutzen werden, auf denen die Kosten verteilt werden können. Für den Ausbau und den Betrieb der Netze werden daher Fördermittel notwendig, die nach Einzelfallprüfungen vergeben werden müssen, denn die jeweiligen lokalen Voraussetzungen können sehr unterschiedlich sein.

Bei regionalen und vor allem bei überregionalen Netzen ist die Situation genau umgekehrt. Ihre Bedeutung nimmt mit weiter fortschreitender Dezentralisierung ab. Anstatt den Ausbau, wie heute vielfach geplant, zu fördern, ist ein mittel- und langfristiger sinnvoller Rückbau erforderlich. Neue Investitionen in diese Netze sollten nach Möglichkeit schon heute vermieden werden.

➤ Energiesubventionen – zeitliche Begrenzung tut not!

Ein Ziel der Energiewende muss es sein, über die kommenden Jahrzehnte die Förderung immer weiter zu reduzieren. Die folgende Grafik zeigt schematisch, wie diese Entwicklung aussehen könnte. Zuerst fallen die Subventionen für den Aus- bzw. Rückbau der Netze sowie zur Erhaltung der Erzeugungsreserven weg. Dies wird aber realistisch von heute ab über einen Zeitraum von mindestens 20 Jahren erfolgen müssen. Auch die Einmalzahlungen für die Umstellung auf regenative Energien, zinsgünstige Kredite sowie Steuervergünstigungen sind im Laufe der Zeit zurückzunehmen. Am Ende bleiben Mittel für Forschung und Entwicklung, um die Technologien immer weiter zu verbessern.

Wenn so ein Vorgehen frühzeitig und offen kommuniziert wird und notwendige Mechanismen zum Wegfall von Förderprogrammen bereits bei ihrer Einführung vorgesehen werden, dann ist auch die notwendige Planungssicherheit bei gleichzeitiger Kostenkontrolle gewährleistet.

Abbildung 30: Gezielter Abbau der Förderung bis 2050

Energieeffizienz

➤ Höhere Energieeffizienz – Kernpunkt der Energiewende!

Den größten Anteil am Energieverbrauch trägt in Deutschland die Industrie, dicht gefolgt von den Verbräuchen in Verkehr und Haushalten. Aufgrund zunehmender Automation ist auch in Zukunft davon auszugehen, dass der Energiebedarf für Strom, Wärme und Kälte ohne Einsparmaßnahmen weiter steigt, wenn dem nicht gegengesteuert wird.

Die Steigerung der Energieeffizienz in den Produktionsprozessen, bei Haushaltsgeräten und für Gebäude ist daher von ganz besonderer Bedeutung. Jede nicht benötigte und nicht transportierte Kilowattstunde ist ein Gewinn. Zur Steigerung der Effizienz gibt es Tausende Möglichkeiten. Hier sind Kreativität und Freiraum für vielfältige Konzepte und Einzellösungen gefragt. Hinsichtlich der Kreativität hat Deutschland sicherlich das Potenzial, wobei der wirtschaftliche Aspekt einzelner Maßnahmen nicht aus den Augen verloren werden darf.

➤ Vorgaben für die Energieeffizienz – von der Wasserversorgung lernen!

Um Effizienz- und Einsparvorgaben fair und sinnvoll von gesamtdeutschen Zielen auf die lokale Mikroebene herunterzubrechen, sollte ein flexibles und einfaches Modell gewählt werden, das Parameter, wie beispielsweise die Größe der Stadt, die Anzahl der Einwohner und die vorhandene Industrie, berücksichtigt. Vergleichbare Systeme werden seit Jahrzehnten bei der Auslegung von Wassernetzen sowie Wasserversorgungs- und Abwasseranlagen zu Hilfe gezogen. Man spricht dort von sogenannten Einwohnergleichwerten.

Bei den Einwohnergleichwerten wird aufgrund von Erfahrungen und Berechnungen jedem Bürger eine bestimmte Menge Wasser pro Tag zugerechnet. Auch der Industrie werden Einwohnergleichwerte zugerechnet. Je nach Industriezweig gibt es für die Produktion unterschiedlich hohe Einwohnergleichwerte. Ein Schlachthof benötigt beispielsweise ganz andere Mengen an Wasser als eine Schreinerei. Aufsummiert ergibt sich über diesen Schlüssel eine Menge an täglich benötigtem Wasser und zu entsorgendem Abwasser. Diese Werte dienen der Auslegung der Netze und aller Versorgungsanlagen einer Stadt. Ein System, das sich seit Jahrzehnten bewährt hat.

Dieses vergleichsweise einfache Instrument lässt sich auch auf die Themen Energieversorgung und Effizienzvorgaben übertragen. Jedem Bürger wird ein durchschnittlicher Wert an Energieverbrauch rein rechnerisch zugeordnet (das ist rein kalkulatorisch gemeint und keine tatsächliche Zuteilung).

Der individuelle Verbrauch ist zum Beispiel abhängig von der Größe der Stadt. In größeren Städten wird der Verbrauch erfahrungsgemäß auch größer sein als in kleinen Gemeinden. Der vor Ort ansässigen Industrie werden entsprechende Stromgleichwerte, bezogen auf die jeweilige Produktion, zugeordnet. So ergibt sich schnell und einfach ein Stromgleichwert für jede Stadt und jede Gemeinde, aus dem sich sehr einfach Effizienzziele, aber auch Ausbaumaßnahmen ableiten lassen.

➤ Effizienzziel – permanente Verbesserung mit Augenmaß!

Als Effizienzziel lässt sich dieser Wert nun über die Jahre prozentual absenken. Kommt neue Industrie hinzu, erhöhen sich die Werte rechnerisch, verlassen Firmen den Standtort, gehen pleite oder sinkt zum Beispiel die Anzahl der Bewohner einer Stadt, können die Werte angepasst werden. Seitens der Regierung sind die Effizienzzielwerte orientiert an einem Zeitstrahl vorzugeben. Sie müssen realistisch erreichbar und finanziell umsetzbar sein und orientieren sich an der Absenkung der Stromgleichwerte. Das bietet die Möglichkeit einfacher lokaler Anreizsysteme, um die Ziele ohne Hunderte von Fördertöpfen zu erreichen.

➤ Infrastrukturausbau – Zielvorgaben in Abhängigkeit von der Energieeffizienz!

Auch die Ausbaupläne der lokalen Netzinfrastruktur lassen sich mittels der Stromgleichwerte ableiten. Dazu erstellen die Stadtwerke vor Ort jeweils eine Bestandsaufnahme ihrer vorhandenen Erzeugungsanlagen und Kapazitäten und spiegeln sie an der lokalen Bedarfsentwicklung und dem Potenzial eines sinnvollen dezentralen Ausbaus regenerativer Energien über den Planungszeitraum. So lässt sich relativ einfach eine Analyse erstellen, wie viel Übertragungsnetzkapazitäten tatsächlich noch zu welchen Zeitpunkten benötigt werden. Oberstes Ziel muss dabei sein, den lokal erzeugten Strom auch vor Ort zu verwenden. Die Überprüfung der Planungen und Effizienzziele kann durch die BNetzA erfolgen.

Erzeugung

➤ Masterplan Stromerzeugung – daraus lässt sich alles andere ableiten!

Die folgende Grafik zeigt schematisch ein Szenario für die deutsche Stromversorgung der Zukunft. Den angegebenen Prozentzahlen liegt die Annahme zugrunde, dass zukünftig 80 Prozent des Stroms aus regenerativen Energien erzeugt werden soll. Weiterhin wird angenommen, dass für 40 Prozent der erzeugten regenerativen Energien entsprechende Speicherkapazitäten vorzuhalten sind. Die Verbräuche für Industrie, Haushalte, Verkehr und Landwirtschaft orientieren sich anteilsmäßig an den heutigen Verbrauchszahlen, jedoch auf reduziertem Niveau.

Dieser einfache, überschaubare Plan berücksichtigt alle wesentlichen, bereits besprochenen Vorgaben und eignet sich, um Ausbau-, Rückbau- und Restrukturierungspläne der Infrastruktur, Forschung und Entwicklungsmaßnahmen, notwendige Subventionen und Fördermittel, Ziele und Zwischenziele sowie alle weiteren mit der Energiewende verbunden Themen abzuleiten.

Abbildung 31: Prognose zur Stromerzeugung und -verbrauch 2050

Aber auch lokal ist ein derartiger Plan im kleineren Maßstab umsetzbar und ebenso einfach wie zielführend. Er ist geeignet, um für jedes Stadtwerk die einzelnen Stellschrauben aufgrund der lokalen Verhältnisse anzupassen und darauf die Strategie vor Ort zur Umsetzung der Energiewende aufzubauen.

➤ Masterplan Strom – Struktureller Umbau entlang der Wertschöpfungskette!

Ein Vergleich der beiden folgenden Grafiken veranschaulicht sehr gut die Herausforderungen im Strombereich.

Abbildung 32: Strom- Wertschöpfungskette 2012

Dabei zeigt die erste Grafik schematisch die heutige Stromsituation und die zweite Grafik die Zielsituation im Jahr 2050. Es ist deutlich zu sehen, dass sich nicht nur der Strommix deutlich ändern wird, sondern dass sich die Erzeugung auch entlang der Wertschöpfungskette signifikant verändern wird und aufgrund der Überspeisungen des dezentral erzeugten Stroms in die Netze eine andere Netzinfrastruktur erforderlich ist sowie Speicherkapazitäten auszubauen sind. Die einzelnen Herausforderungen bei der Erzeugung, Speicherung und den Versorgungsnetzen werden im Anschluss erläutert

Abbildung 33: Strom- Wertschöpfungskette 2050

➤Stromerzeugung der Zukunft – 80% aus Regenerativen!

Gestecktes Ziel ist es 20 Prozent der Stromversorgung bis zum Jahr 2020 und 80 Prozent bis zum Jahr 2050 aus regenerativen Quellen zu produzieren. Damit steht fest, dass die Produktion von Strom mit großen Gas-, Kohlekraftwerken und Ölkraftwerken eine Brückentechnologie auf dem Weg der Energiewende ist. Auch wenn diese Anlagen zukünftig nur noch in reduziertem Umfang zur Versorgung benötigt werden, sind sie unersetzlich, bis regenerative Energien kontinuierlich Strom liefern, der Ausbau von Speicherkapazitäten erfolgt ist und somit die Stabilität der Netze sichergestellt werden kann.

Die Vollauslastung der Kraftwerke wird umso stärker abnehmen, je mehr regenerative Energieerzeugung und Speichermöglichkeiten zunehmen. Lastschwankungen im Netz müssen jedoch mittels der Kraftwerke auch in den kommenden Jahren sehr schnell ausgeglichen werden. Eine hohe Flexibilität bei Kraftwerken ist vor allem durch kurze Anfahrzeiten und modulare Fahrweisen gekennzeichnet, so dass schnell ein stark schwankender Bedarf ausgeglichen werden kann. Die in rund vierzig Jahren verbleibenden fossilen Brennstoffe werden sich zunehmend auf kleine Einheiten verteilen und müssen, wie heute schon, weitestgehend importiert werden.

➤ Kraftwerkspark der Zukunft – ganz ohne Kohle und Gas geht's nicht!

Die Anforderungen an Kraftwerksbetreiber nehmen zu. Inzwischen haben wir in Deutschland zwar einen Überhang an konventionellen Kraftwerken, so dass Kraftwerksbetreiber darüber nachdenken, auch moderne Anlagen zu schließen und vom Netz zu nehmen, auf der anderen Seite ist der Kraftwerkspark teilweise veraltet und die Anlagen laufen heute oftmals im unwirtschaftlichen Teillastbereich. Sie müssen aber als Reserve vorgehalten werden, um Schwankungen, die bei der Einspeisung von EEG-Strom zwangsläufig auftreten, auszugleichen.

Die Energiewende zu regenerativen Energien erfordert die Umstellung der Stromerzeugung. Auf Grund der schwankenden Einspeisung des EEG- Stroms werden mehr Spitzen- und Mittelastkraftwerke benötigt, um die Schwankungen abzufangen und die Versorgung sicherzustellen.

Während in der traditionellen Energiewirtschaft wenige Konzerne mit zentralen Großkraftwerken den Markt mit Strom versorgten und damit in der Vergangenheit eine kartellrechtlich bedenkliche Machtfülle anhäuften, wird der Strom zukünftig mittels erneuerbarer Energien dezentral erzeugt und regional bereitgestellt. Der Wegfall eines Transports über große Strecken erhöht dabei die Energieeffizienz.

Der Kraftwerkspark wird zukünftig anders aussehen als heute. Solar-, Windenergie und Biomasse müssen zusammen große Teile der Öl-, Gas- und Kohlekraftwerke ersetzen. 100.000 kleine dezentrale Photovoltaikanlagen liefern Energiemengen wie ein großes Kraftwerk. Intelligente Steuerungen der Netze sind unabdingbar.

Die Politik hat bisher kein schlüssiges Konzept vorgelegt, wie die Deckungslücke, die durch den Wegfall des Atomstroms entsteht, substituiert werden soll. Aufgrund der kurzfristigen Notwendigkeit großer Ersatzleistungen kann das nur sehr bedingt durch erneuerbare Energien erfolgen. Gefragt sind hier längerfristige Übergangslösungen konventioneller Kraftwerke mit allen Nachteilen, die eigentlich durch die Energiewende vermieden werden sollen.

Die Vorlaufzeit zur Inbetriebnahme neuer Kraftwerke ist mit fünf bis acht Jahren eher konservativ geschätzt. Es ist dringend ein Plan erforderlich, der dem Kraftwerksausbau für die kommenden fünfzehn bis zwanzig Jahre die Grundlage gibt.

➤ Redundant vorgehaltene Kraftwerke – die notwendige Reserve!

Die Bereitstellung von konventionellen Kraftwerksredundanzen ist sehr kostspielig und heute vielfach unwirtschaftlich.

Für jede Kilowattstunde, die regenerativ, zum Beispiel über Wind oder Sonne, erzeugt wird, muss theoretisch eine konventionelle Erzeugungsmöglichkeit, zum Beispiel mittels Gas- oder Kohlekraftwerke, redundant vorgehalten werden. In der Praxis ist der Bedarf an redundanten konventionellen Erzeugungsmöglichkeiten zwar geringer, da sich die Systeme immer ergänzen. Die großräumige Vergleichmäßigung funktioniert jedoch nicht.

Der derzeitige Zielwert ist 52 GWp. Bezogen darauf, erscheint eine Redundanz zwischen 10 und 15 GW realistisch. Darauf ist die Planung als Brückentechnologie mit hochmodernen, flexiblen Kraftwerken auszulegen.

Steigern wir das Ziel von 52 GWp, sind analog Speichermöglichkeiten mit auszubauen oder weitere redundante Kraftwerke vorzuhalten.

Für Windkraftanlagen sind vergleichbare Planungen zu erstellen.

➤ Dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung – unverzichtbarer Bestandteil der Energiewende!

KWK-Anlagen stellen durch ihren hohen Wirkungsgrad und die gleichzeitige Produktion von Strom und Wärme eine ideale Technologie hin zu einer regenerativen, dezentralen Versorgung dar. Der verstärkte Einsatz von kleineren KWK-Anlagen kann zu einer erheblichen Entlastung der Netze und einer großen Steigerung der Effizienz beitragen. Im Verbund können mehrere kleine KWK-Anlagen (und auch kleinere Gaskraftwerke) wie ein virtuelles Kraftwerk wirken. Der Ausbau ist weiter zu fördern.

Jedoch ist zu beachten, dass KWK-Anlagen in der Regel wärme- und nicht stromoptimiert betrieben werden. Da der Wärmebedarf in neuen Gebäuden aber immer weiter abnimmt, eignen sich diese Anlagen verstärkt für den Einsatz in Altbauten und größeren Wohnanlagen, es sei denn, die Wärme kann auch bei Neubauten noch anderweitig vor Ort genutzt werden.

➤ Erneuerbaren Energien – konzeptionelle Schwerpunkte richtig setzen!

Mit welchem Schwerpunkt welche der regenerativen Energien wo ausgebaut wird, hängt von den lokalen geografischen, geologischen und klimatischen Bedingungen ab. Alle verfügbaren Technologien sollten möglich sein. Ein Ausbau ist aber nur voranzutreiben, wenn sich ein wirtschaftlicher Betrieb nachweisen lässt.

➤ Windparks auf See – Ausbau muss gestoppt werden!

Der Ausbau von Windparks in der Nordsee, die Strom produzieren, der größtenteils im Süden der Republik benötigt wird, ist sofort zu stoppen. Diese Planungen können aufgrund der Kosten für Betrieb, Wartung und Transport nicht zielführend sein. Eine Genehmigung der Windparks ohne schlüssiges Konzept hätte nie erfolgen dürfen. Selbst wenn man die gesamte deutsche Nordsee mit Windkraftanlagen bestücken würde, bliebe immer noch eine Deckungslücke des angestrebten Primärenergiebedarfs in 2050 – und das zu einem sehr hohen Preis für den Infrastrukturausbau. Der regenerative Strom muss weitestgehend dort produziert werden, wo er benötigt wird.

➤ Windparks an Land – Kleinstanlagen stärker einbeziehen!

Neben großen Windkraftanlagen wurden in den achtziger Jahren auch sogenannte Klewiane (Kleinstwindkraftanlagen) getestet. Warum die Tests nicht fortgeführt wurden und man sich nur auf große Anlagen konzentrierte, ist nicht nachvollziehbar. Auf alle Fälle verschwanden die Konzepte mit vielen kleinen, dezentralen Anlagen vollständig in der Schublade.

Gelingt es beispielsweise Anlagen mit vertikal drehenden Rotorblättern zu entwickeln, die keine Schatten werfen und möglichst geräuschlos arbeiten, gäbe es mit vielen dezentralen Anlagen ein großes Potenzial an regenerativer Energie, das dezentral erschlossen werden könnte. Mit einer erneuten Forschung und Entwicklung dieser Systeme sollte unverzüglich begonnen werden.

➤Photovoltaik – die Nutzung ist verbesserungswürdig!

Die Technik von Photovoltaikanlagen hat sich in den letzten Jahren deutlich verbessert und die Preise sind gesunken, so dass die Frage der Wirtschaftlichkeit an Bedeutung verloren hat. Vor dem Hintergrund macht es Sinn, zusätzlich zu Dach- und Freiflächen auch weitere Flächen, wie beispielsweise Hausfassaden, zu nutzen. Die Wirkungsgrade sind meistens geringer, dennoch rechnen sich die Anlagen auch an diesen Orten. Die Anbringung von Photovoltaikanlagen an Fassaden beeinträchtigt meistens nur sehr begrenzt das äußere Erscheinungsbild der Gebäude.

➤ Biomasse, Biogas und Biokraftstoff – dezentraler Versorgungsansatz!

Biomasse, Biogas und Biokraftstoff können nur so weit zur Energieversorgung beitragen, wie die Rohstoffe aus der näheren Umgebung ohne große Transportwege bereitgestellt werden können und nicht zu Monokulturen und einer Verknappung von Lebensmitteln oder Tierfutter führen.

Unter Berücksichtigung dieser Faktoren ist wissenschaftlich zu untersuchen und anschließend konzeptionell festzulegen, welche Menge an Bioenergie ohne Importe einen sinnvollen Beitrag zum Primärenergiebedarf leisten kann. Der Koalitionsvertrag trägt dem Ansatz dadurch Rechnung, den weiteren Zubau zukünftig überwiegend auf Abfall- und Reststoffe zu begrenzen, was aber die Deckungslücke vergrößern wird.

➤ Neue Wege für die Industrie – dezentrale Erzeugung auch bei lokal großem Energiebedarf!

Für große Industriebetriebe, die in der Peripherie der Städte liegen, können Insellösungen regenerativer Wind- oder Photovoltaikanlagen einschließlich Stromspeicher sinnvoll sein. Stadtwerke können durchaus solche Projekte initiieren und umsetzen, wenn sie einen Beitrag leisten, um den Leistungsbedarf an konventionellen Kraftwerken zu senken. Bürgerbeteiligungen sind dabei zu begrüßen. Fördermittel darf es jedoch nicht geben. Die Projekte müssen sich selber tragen.

Der Fokus sollte zukünftig aber möglichst auf sehr vielen kleineren privaten Anlagen bzw. Genossenschaftsprojekten liegen, die über den eigenen Bedarf produzieren und diese Energie der örtlich nahen Industrie zur Verfügung stellen.

➤ Wärme- und Kälteerzeugung – hoher Selbstversorgungsgrad ist sinnvoll!

Bestandteil eines ganzheitlichen Energiekonzeptes ist auch die Berücksichtigung der Erzeugung von Wärme und Kälte. Zu unterscheiden sind der Bedarf für Gebäude- und Haushaltszwecke sowie der industrielle Bedarf.

Für Gebäude und Haushalte muss es das Ziel sein, die benötigte Wärme und Kälte vollständig selbst zu erzeugen. Das kann auf vielfältige Art und Weise erfolgen, zum Beispiel über Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (Blockheizkraftwerke), Solarthermie oder die Verbrennung von Holzpellets. Welche Kombinationen sinnvollerweise gewählt werden, ist über das Mikrokonzept zu entwickeln.

Für den industriellen Bereich wird es meistens nicht möglich sein, den gesamten Bedarf dezentral zu erzeugen. Hier sind Kombinationen gefragt, die mit Priorität regenerative Möglichkeiten nutzen und durch dezentrale Belieferungen von Energie zur Wärme- und Kälteerzeugung ergänzt werden. Auch hier spielt die Kraft-Wärme-Kopplung eine westliche Rolle. Schafft es ein Werk durch Energieeffizienz und clevere Erzeugungsstrategien, ganz energieautark zu werden, ist das von der Politik besonders zu belohnen.

Speicher

➤ Strom-Speicher – die Schlüsseltechnologie der Energiewende!

Die Bedeutung von Speichern wird stark zunehmen. Hier liegt einer der Schlüssel zur Energiewende, denn wenn wirklich 80 Prozent des Stroms aus regenerativen Energien erzeugt werden sollen, dann kann man davon ausgehen, dass äquivalent mindestens 35 bis 40 Prozent der Versorgung durch Kurz-, Mittel- und Langzeitspeicher zwischengespeichert werden müssen, um einen Ausgleich zwischen Produktion und Bedarf zu gewährleisten.

Parallel müssen auch Möglichkeiten gefunden werden, größere Mengen an Strom aus vielen dezentralen Speichern mittels lokaler Netze zu transportieren und der Industrie zur Verfügung zu stellen. Wichtig ist dabei möglichst eine Vermeidung langen Transporten über Hunderte von Kilomentern.

➤ Stromspeicher – Forschung und Entwicklung verstärken!

In der Vergangenheit wurde die Entwicklung von Energiespeichern sträflich vernachlässigt. Diese sind jedoch unerlässlich, wenn die Energiewende gelingen soll. Mit einem starken Zuwachs erneuerbarer Energieerzeugungskapazitäten steigt auch überproportional der Bedarf an Speichermöglichkeiten. Die Förderung der Speichertechnologien muss höchste politische Priorität haben. Fördermittel, die in der Vergangenheit für den Ausbau von Solar- und Windenergie eingesetzt wurden, sind zukünftig für die Entwicklung von Speichern umzuwidmen. Schwerpunkt bei der Forschung und Entwicklung haben die Speichertechniken für Strom, Elektromobilität, Wärme und Kältespeicher sowie die Wasserstofftechnologie.

➤Energiespeicher – System-Wirkungsgrad muss erhöht werden!

Um eine in der Energiewende wirklich wichtige Rolle einzunehmen, darf eine Speichertechnologie den Wirkungsgrad der gespeicherten Energie nicht so stark herabsetzen, dass die Speicherung als solches unsinnig wird. Dies ist zum Beispiel heute bei der viel diskutierten Speichertechnik Power to Gas der Fall, bei der der Wirkungsgrad aufgrund der langen Prozesskette sehr gering ist. Denn aus regenerativem Strom wird Wasserstoff hergestellt, mit Strom wird aus Wasserstoff Methan hergestellt und anschließend zur Einspeisung in Hochdruckleitungen verdichtet, um dann die Energie wieder im besten Fall mittels Kraft-Wärme-Kopplung verfügbar zu machen. Entlang der gesamten Prozesskette liegt der Wirkungsgrad im unteren zweistelligen Bereich.

Mit der Zunahme einer dezentralen, erneuerbaren Erzeugung und Versorgung verlieren darüber hinaus die Gasnetze an Bedeutung und werden zukünftig sicherlich nicht für Speicherzwecke wirtschaftlich weiterbetrieben werden können. Eine weitere Forschung und Entwicklung für diese Technologie ist daher zweifelhaft.

Alle weiteren Speichertechnologien sind vor dem gleichen Hintergrund auf ihre Sinnhaftigkeit zu überprüfen.

➤ Energie-Speicher – maßgeschneiderte Lösungen in komplexen Konzepten!

Langzeitspeicher, die nur selten „umgeschlagen“ werden, müssen von der Investition und den operativen Kosten her sehr günstig sein, damit sie wirtschaftlich betrieben werden können. Zentrale größere Speicher eignen sich meistens nicht, um zum Beispiel Strom aus Photovoltaikanlagen aufzunehmen, da der Strom über weite Entfernungen mit zusätzlichen Verlusten transportiert werden müsste. Hier sind kleinere, dezentrale Anlagen empfehlenswert.

Es wird für die Energiewende aber nicht „die Speichertechnologie“ geben, die universell einsetzbar ist. Letztlich muss es eine intelligente Vernetzung zwischen Erzeugung, Transport und verschiedenen Speichertechnologien für verschiedene Anwendungsbereiche geben.

Transport

➤ Netzausbau – vor allem auf lokaler Ebene!

Die Mittel- und Niederspannungsnetze werden aufgrund der Dezentralisierung deutlich an Bedeutung gewinnen. Hier liegt eine der größten Herausforderung für die Energiewende. Bereits heute kommen die lokalen Netze an ihre Kapazitätsgrenzen. Der ortsnahe Transport von Strom und die Überspeisung von einem Stromnetz in ein angrenzendes Netz werden sich in der näheren Umgebung der Städte noch deutlich erhöhen. Durch die Vielzahl an dezentralen Anlagen wird es einen verstärkten Austausch zwischen den einzelnen Verbrauchern und der lokal ansässigen Industrie geben. Die Stadtwerke bzw. lokalen Energieversorgungsunternehmen stehen also vor der großen Herausforderung, die Netze bedarfsgerecht über einen Zeitraum von zwanzig bis dreißig Jahren umzubauen. Wenn man Projekte mit Bürgerbeteiligungen startet, dann ist das Geld an dieser Stelle gut angelegt.

Hoch- und Höchstspannungsnetze verlieren langfristig an Bedeutung. Dennoch wird man auf absehbare Zeit nicht auf sie verzichten können. Große Teile der Netze können sicherlich nach und nach zurück gebaut werden, aber sie werden noch für eine längere Übergangszeit trotz der fortschreitenden Dezentralisierung nötig sein, um weitestgehend lokal ausreichend Strom und Gas für die Industrie zur Verfügung stellen zu können.

➤ Netzbetrieb – Förderung unpopulär, aber notwendig!

Auf den Hoch- und Höchstspannungsnetzen werden zukünftig immer weniger Energiemengen transportiert. Das birgt das Problem, die Netze wirtschaftlich zu betreiben. Um die Entgelte für Netzkunden im Rahmen zu halten, müssen diese Netze zum Teil über Umlagen finanziert werden, jedoch auf einem deutlich niedrigeren Niveau, als es die Politik heute mit dem Ausbau neuer Trassen in Nord-Süd-Richtung plant. Ansonsten wird sich die Energiewende finanziell zu einem Fass ohne Boden entwickeln.

Auch die veränderte Nutzung lokaler Netze und der dazu sogar noch notwendige Ausbau dürften mit drastischen Konsequenzen für die regionalen Netzbetreiber verbunden sein. Es wird immer schwieriger, ordentliche Renditen allein auf Basis der Transportentgelte mit dem Netz zu erwirtschaften.

Für die Netzbetreiber wird es daher eine Kompensation geben müssen, um die Netze betriebsbereit zu halten. Eine Deckelung der Netzentgelte, wie sie konsequent von der BNetzA unter der Anreizregulierung umgesetzt wird, ist kontraproduktiv für die Energiewende, denn sie würde dazu führen, dass immer weniger Dauernutzer immer mehr Kosten alleine schultern müssen. Eine, wie von einigen Politikern geforderte Abgabe auf den Eigenstromverbrauch zur Finanzierung der Netze ist aber sicherlich das völlig falsche Signal.

➤ Netzausbau – keine neuen überregionalen Netze!

Ein überregionaler Netzausbau darf sich keinesfalls an sinnlos geförderten Energieerzeugungsanlagen der Vergangenheit orientieren. Es muss vermieden werden, dass in den nächsten Jahren riesige Strom- und Gasleitungstrassen quer durch Deutschland gezogen werden, die schon nach wenigen Jahren aufgrund dezentraler Strukturen nicht mehr benötigt werden.

Einen großen Netzausbau zu planen, der den Strom mit diversen Hochleitungstrassen vom Norden in den Süden transportieren soll, ist vor dem Hintergrund, der politisch seit mehr als zwanzig Jahren eingeleiteten Dezentralisierung unverantwortlich.

➤ Rückbau von Netzen – Energiewende zu Ende denken!

Bereits heute bedarf es Plänen, wie einzelne Netze in den kommenden Jahrzehnten zurückgebaut werden können. Für den Rückbau sind finanzielle Rückstellungen zu bilden, die den Gesamtkosten der Energiewende zuzurechnen sind. Von der Politik wird das bisher aber verschwiegen.

Diese Finanzmittel können nicht nur, wie bisher, auf die verbleibenden noch transportierenden Strom- und Gaskunden umgelegt werden, sondern müssen solidarisiert und somit gefördert werden.

Mobilität

➤ Elektromobilität – ein unterschätzter Beitrag der Energiewende!

Im Rahmen der Energiewende wird die Elektromobilität eine wesentliche Rolle spielen, da sie erhebliches Potenzial bietet, um den heute hohen Ölanteil am Primärenergieverbrauch durch regenerativ erzeugte Energie zu ersetzen.

Für die Mobilität muss es einen Wechsel zu Elektroantrieben geben. Knapp zwanzig Prozent unserer Primärenergie verbrauchen wir heute für Mobilität, vor allem Öl. Dieser Teil ist weitestgehend durch den Antrieb mit regenerativen Energieantrieben zu ersetzen. Das darf nicht mit der Brechstange passieren. Zuerst sind die Hausaufgaben im Bereich Forschung und Entwicklung zu machen und dann der Infrastrukturumbau einzuleiten. Seitens der Politik sollte der Prozess mittels sinnvoller Maßnahmen angestoßen und gelenkt werden.

➤ Forschung und Entwicklung der Elektromobilität – die Anstrengungen sind deutlich zu erhöhen!

Bei weiterem Weltwirtschaftswachstum ist anzunehmen, dass in den kommenden Jahren die Kosten für die fossilen Brennstoffe so weit steigen, dass die „Not“ uns zur Entwicklung von Alternativen drängt, wenn wir unsere Mobilität und Flexibilität auch in Zukunft beibehalten wollen. Die Forschung und Entwicklung ist massiv auszuweiten.

Die Zielmarke von 1.000.000 Elektrofahrzeugen in Deutschland bis zum Jahr 2020 wird wohl nicht erreicht. Der Grund ist, dass die technologische Förderung zur Marktreife in der Vergangenheit vernachlässigt wurde, so dass jetzt die Umstrukturierung nicht vorankommt. Zu lange Ladezeiten, ein zu hohes Gewicht und hohe Preise der Akkumulatoren sowie viel zu ge- ringe Reichweiten verhindern die Akzeptanz beim Bürger, auch wenn der Fahrspaß groß sein kann. Derzeit macht die Technologie, wenn überhaupt, nur für Stadtautos Sinn, die über Nacht geladen werden können. Die in den vergangenen Jahren stark angestiegene Nachfrage nach E-Bikes und Pedelecs (Pedal Electric Cycle) zeigt aber, dass die Akzeptanz beim Bürger grundsätzlich vorhanden ist, wenn die Rahmenbedingungen stimmen.

➤ Das Henne-Ei-Problem – ohne fehlende Infrastruktur geht nichts!

Erst die Fahrzeuge oder erst die E-Tankstellen? Wenn die Anzahl an Fahrzeugen steigt, fehlt es an der notwendigen Infrastruktur, denn nicht jede Garage hat eine Steckdose und es mangelt trotz vieler Initiativen an öffentlichen Ladestationen. RWE hat beispielsweise einen Anschub geleistet, ein Netz von 1.700 Ladestationen in der Republik errichtet und somit eine erste Basis für die großflächige Nutzung der Elektromobilität in Deutschland geschaffen.

Energieimporte

➤ Importabhängigkeit – ein wichtiges politisches Steuerungsinstrument!

Öl importieren wir zu 98%, Erdgas zu 87%, Steinkohle ab 2018 zu 100%. Seitens der Politik muss festgelegt werden, in wie weit Deutschland zukünftig abhängig von Energieimporten sein soll. Bei den Überlegungen spielen auch außen- und sicherheitspolitische Gedanken eine Rolle.

Erdgas und Kohle sind für den Übergang hin zu einer dezentralen und regenerativen Energieversorgung unverzichtbar. Politisch festzulegen ist unter anderem, welchen Anteil Erdgas am Primärenergiebedarf haben soll, ob wir Steinkohle wirklich komplett importieren oder doch die heimische Förderungen wieder aktivieren sollten (was wohl eher unwahrscheinlich ist) oder ob wir doch zum Import von Atomstrom aus Frankreich und Tschechien oder vielleicht für Solarstrom aus Italien und Spanien bereit sind. Die Reduzierung der Importabhängigkeit geht dabei Hand in Hand mit dem Ausbau dezentraler regenerativer Energien. Gleichzeitig sinken das Risiko möglicher Marktmanipulationen und die Gefahr, über den Energiebedarf erpressbar zu sein.

Der Vollständigkeit halber sollte aber darauf hingewiesen werden, dass auch die Nutzung erneuerbarer Energien nicht gänzlich importunabhängig macht, denn auch hier müssen zum Anlagenbau wertvolle Rohstoffe importiert werden.

➤ Make or buy – die Importabhängigkeit von der Kohle!

Deutschland verfügt über ausreichend Braunkohle, so dass hier keine Importe erfolgen müssen. Der Abbau heimischer Steinkohle ist jedoch in den letzten Jahrzehnten immer weiter zurückgegangen. Die in Deutschland genutzte Steinkohle kommt aus Asien, Südamerika oder Australien. Der Preis ist trotz der großen Transportentfernungen deutlich geringer als bei inländischem Abbau. Jedoch ist die Importabhängigkeit sehr groß. Im Jahr 2018 laufen die Kohlesubventionen aus, so dass auch die letzten deutschen Zechen schließen werden. Dann wird der Importanteil für Steinkohle auf 100 Prozent ansteigen.

Kohlekraftwerke werden eine wichtige Technologie beim Ausstieg aus der Atomkraft darstellen, denn sie sind zur Deckung der Versorgungslücke und als Brückentechnologie hin zur regenerativen Erzeugung notwendig. Einer Erhöhung der Importabhängigkeit ist aber als kritisch zu betrachten, insbesondere, wenn die weltweite Nachfrage nach Kohle, besonders in Indien und China, steigt. Dann besteht die Möglichkeit, dass der Importpreis der Kohle in der Zukunft ganz erheblichen Risiken unterliegt, so dass das Preisargument schnell kippen kann.

➤ Import von Kohle – auch eine ethische Diskussion!

Die Frage nach den Abbaubedingungen sowie der Herkunft von Importkohle, die in Deutschland zur Verstromung genutzt wird, spielt in der öffentlichen Diskussion der deutschen Energieversorgung so gut wie keine Rolle. Wesentliche Importländer sind Kolumbien, Russland, USA, Australien und Südafrika. Eine ethische Diskussion, wie der Abbau der Kohle erfolgt, die einen wesentlichen Beitrag zur deutschen Stromproduktion leistet, gibt es erstaunlicherweise nicht. Im Zusammenhang der energiepolitischen Diskussion ist das aber durchaus zu thematisieren.

➤ Importabhängigkeit von Erdgas – eine politische Frage!

Gas wird noch über viele Jahre für Heizzwecke und für industrielle Prozesse benötigt. Diese Prozesse sind, soweit möglich, nach und nach auf regenerativ erzeugte Energien umzustellen. Das darf nicht politisch mit der Brechstange passieren, sondern moderat, möglichst im Zuge von Reinvestitionen oder Neuanschaffungen. Erdgas wird, wie Kohle, noch über einen längeren Zeitraum als Brückenenergie hin zu einer im Wesentlichen regenerativen Versorgung benötigt. Solange es kaum Stromspeichertechnologien gibt, werden Gaskraftwerke unerlässlich sein, um die naturgemäßen Lastschwankungen bei der Erzeugung regenerativer Energien auszugleichen. Erdgas wird aber immer auch als Rohstoff in Produktionsprozessen eine Rolle spielen, so dass es nach dem heutigen Stand der Technik nicht zu einer vollständigen Aufgabe von Importen kommen kann.

➤ Importabhängigkeit von Öl – die Vorräte schrumpfen!

Öl wird im Wesentlichen zur Mobilität, für industrielle Prozesse, zur Stromerzeugung und für Heizzwecke genutzt. Im Bereich der Mobilität kann eine Substitution nur über Antriebe mit regenerativen Energien für Deutschland Sinn machen.

Es mag sich banal und sehr vereinfacht anhören, aber seitens der Industrie müssen Möglichkeiten gefunden werden, Produkte, die heute noch aus Öl gewonnen werden, durch nachhaltig verfügbare Materialien zu ersetzen. Natürlich ist klar, dass dies sehr schwierig und forschungsintensiv wird.

Auf den Energieträger Öl zur Stromerzeugung kann mit Ausnahme kleiner lokaler Lösungen, wie zum Beispiel bei Notstromaggregaten, bereits heute verzichtet werden. Diese kleinen Insellösungen sind im Laufe der Jahre durch alternative Lösungen mit Speicherkonzepten umzustellen.

Der Ölbedarf für Heizzwecke ist nach und nach zu reduzieren. Auch hier sind Systeme mit regenerativen Energien und Energiespeichern gefragt. Neue Ölkessel sollten nicht mehr zum Einsatz kommen.

Mikrokonzept

➤ Das Mikrokonzept – Häuser und Gebäude energieautark gestalten!

Aufgabe des Mikrokonzeptes muss sein, dezentrale Erzeugung, Speicherung und Verbrauch vor Ort aufeinander abzustimmen. Dazu sind Altbauten nach Möglichkeit so zu sanieren, dass sie möglichst wenig Energie verbrauchen und diese gleichzeitig selbst herstellen und speichern können, das heißt möglichst energieautark sind.

Für Neubauten müssen bereits heute Vorgaben zur Energieeffizienz verpflichtend sein. So ist beispielsweise bei der Planung zu berücksichtigen, dass sie einen Energieüberschuss produzieren. Damit würde eine der Grundlagen geschaffen, mit denen die Energiewende gelingt.

➤ Potenzial heben – Energieeffizienz in Häusern und Gebäuden

Für neue Gebäude ist über den Energieausweis eine Effizienz vorzugeben. Dabei sollte man einen Paradigmenwechsel vollziehen, bei dem die Gesamteffizienz im Vordergrund steht, anstatt der Einhaltung vieler Einzelnomen und Grenzwerte. Wie diese dann umgesetzt werden, liegt im Ermessen des Bauherrn. Wie auch schon heute üblich, muss über zinsgünstige Kredite die Möglichkeit gegeben werden, solche Maßnahmen zu finanzieren.

➤ Technik im Kleinen – Motor der Energiewende auf lokaler Ebene!

Zur Realisierung des Mikrokonzeptes sind viele verschiedene Schritte notwendig. Die Lösung liegt in der Kopplung von unterschiedlichen Technologien und Maßnahmen. Bei der Entwicklung sinnvoller Konzepte sind der Kreativität kaum Grenzen gesetzt. Sinnvoll ist, was nachhaltig und wirtschaftlich ist. Diese beiden Ziele sind zu verfolgen. Dazu exemplarisch folgende Beispiele:

- Energie, die in den Gebäuden, sei es als Strom oder als Wärme, genutzt wird, muss selbst erzeugt werden. Je nach lokaler Gegebenheit sind dezentrale Energieerzeugungsanlagen von Gebäuden, die Überschüsse produzieren, auszubauen. Die Gebäude wirken somit alle zusammen wie ein großes Kraftwerk.

- Nicht direkt benötigte Energie ist zu speichern. Es ist vorstellbar, dass bei entsprechender Förderung bereits in wenigen Jahren die Leistungsbereitstellung zunehmend aus Speichern erfolgt.

- Überschüssiger Strom wird über lokale Netze transportiert und kann von der ortsansässigen Industrie genutzt werden. In Einzelfällen besteht beispielsweise die Möglichkeit, auch Wärme so zu nutzen.

- In den Städten und Gemeinden sind Nahwärmekonzepte zu untersuchen, bei denen die Abwärme aus industriellen Prozessen, die heute in die Atmosphäre geleitet werden, zukünftig für Warmwasserbereitung und Heizung von privaten Haushalten genutzt wird.

- Um den Wärmebedarf abzusenken und die Energieeffizienz zu steigern, sind Gebäudehüllen zu dämmen.

- Es sollten verstärkt Technologien, wie zum Beispiel Smart Metering, eingesetzt werden, denn diese können durch eine intelligente Steuerung zwischen Verbrauch und Erzeugung die Effizienz erhöhen.

- Mittels dieser Möglichkeiten kann ein intelligentes Lastmanagementsystem die Versorgung innerhalb der Städte und Gemeinden steuern.

- E-Mobility ist in das Mikrokonzept einzubeziehen. Fahrzeuge bieten als Stromspeicher sehr gute Voraussetzungen und ein großes, jedoch stark nutzungsabhängiges Potenzial, sei es als Elektromobil oder mittels eines Brennstoffzellenantriebs. Gelingt es, die Technik wirtschaftlich zu bauen und zu betreiben, wird langfristig jedes parkende Auto wie ein kleines Kraftwerk funktionieren, wenn es den Strom in das öffentliche Netz einspeist.

Die Beispiele zeigen, dass ein einheitliches, von oben festgelegtes Konzept niemals sinnvoll sein kann. Die individuellen Voraussetzungen, die sich vor Ort bieten, sind einfach zu unterschiedlich, als dass sie über das ganze Land standardisiert werden könnten.

➤ Örtliche Versorgungskonzepte – Kompetenz und Erfahrung der Stadtwerke nutzen!

Die Erstellung von Mikrokonzepten sollte von den örtlichen Stadtwerken bzw. Kommunalunternehmen erfolgen. Die örtlichen Rahmenbedingungen können sehr unterschiedlich sein und Stadtwerke können mit Unterstützung lokaler Handwerker vor Ort am besten beurteilen, was sinnvoll und wirtschaftlich ist.

➤ Incentivierung der Hausbesitzer – es muss sich rechnen!

Die Entscheidung, ob die ausgearbeiteten Empfehlungen der Stadtwerke für existierende Gebäude umgesetzt werden, liegt bei den Eigentümern. Einen verpflichtenden Eingriff in bestehendes, privates Eigentum darf es nicht geben.

Stattdessen sind die Rahmenbedingungen so attraktiv zu gestalten, dass die Hausbesitzer von sich aus aktiv werden. Durch einfach zu beantragende, zinsgünstige Kredite und die Kostenreduktion durch selbst erzeugte und vor Ort verbrauchte Energie muss es gelingen, Energieeffizienzmaßnahmen so attraktiv zu machen, dass die Hausbesitzer von sich aus das Mikrokonzept umsetzen. Am besten wäre es, wenn wirtschaftliche Geschäftsmodelle auf diese Weise entstehen.

➤ Stadtwerke – zentrale Bedeutung für die Energiewende!

Dank der Energiewende können die Stadtwerke sich als der ideale Partner für die dezentrale Energieerzeugung bei den Bürgern und Industriebetrieben der Region präsentieren. Sie genießen lokal einen Vertrauensbonus und können die Bürger beratend unterstützen, das richtige Konzept und die richtigen Handwerker zu finden.

Bauen die Stadtwerke weiter eigene kleinere Kraftwerkskapazitäten auf (im besten Fall mit Bürgerbeteiligungen) und schließen für ihre Dienstleistungen Partnerschaften und Allianzen mit lokalen Dienstleistungsunternehmen, die sie zum Beispiel im Bereich der Montage von Solaranlagen unterstützen, so können sie alles aus einer Hand anbieten.

Für sie bedeutet der enge Kontakt zum Bürger ein ideales, zum Teil neues Geschäftsfeld, bei dem Vertrauen und Kundenbindung ausgebaut werden können. Sie müssen sich umstellen für diese neuen Aufgaben, die mit dem bisherigen Geschäftsmodell des klassischen Verkaufs von Strom und Gas nicht mehr viel gemein haben werden.

Die Stadtwerke haben weiterhin die Aufgabe zu ermitteln, welche Netzkapazitäten lokal tatsächlich benötigt werden. In die Betrachtung muss der steigende Eigenverbrauch von Energie genauso miteinfließen wie die notwendige Umstrukturierung der Infrastruktur zur Belieferung von Industriekunden. Der Betrieb zum Beispiel kleiner Insellösungen kann sinnvoll sein. Die Wertschöpfung im Energiebereich wird vermehrt lokal erfolgen und kann so auch strukturschwächere Regionen stärken. Stadtwerke können dabei die Gesamtreduzierung des Energieverbrauchs einer Stadt im Auge behalten.

➤ Datenschutz – zunehmende Vernetzung braucht mehr IT-Sicherheit!

Zu beachten bleibt, dass zukünftig an vielen Stellen mit sensiblen, personenbezogenen Daten operiert werden muss. Diese können im schlimmsten Fall nicht nur missbraucht werden (Lastprofile beim Energieverbrauch könnten Einbrechern beispielsweise zeigen, wann sich Personen im Haus aufhalten und wann nicht), sondern auch zur Manipulation der Energiesysteme verwendet werden. Sicherheitslücken müssen daher auf jeden Fall geschlossen werden.

Das Konzept ganz allgemein

➤ Energiekonzept – regelmäßige Umsetzungskontrolle tut not!

Das gesamte Energiekonzept bedarf alle fünf bis zehn Jahre, bei innovativen Technologieentwicklungen auch schneller, einer regelmäßigen Überprüfung, bei der Ziele, Technologien, Kosten und die Umsetzung der Energiewende betrachtet und ggf. neu ausgerichtet werden. Dabei darf die Politik sich nicht im Klein-Klein verlieren, muss moderat handeln und einmal gemachte Zusagen auch wirklich halten. Gefordert ist ein durch ein neutrales Gremium moderierter Prozess, an dem die Politik, Energieversorgungsunternehmen und Bürger beteiligt sind. Dabei sollte nicht jede der Hunderte von Interessenvertretungen, die wir uns in Deutschland leisten, in den Prozess eingebunden werden. Wenn es darum geht, den Masterplan der Energieversorgung mit Leben zu füllen und umzusetzen, ist auch hier Effizienz gefragt.

5.

Energieziele

Nachdem, wir nun den Energiemix definiert und ein grundsätzliches Konzept für Energieeffizienz, -erzeugung, -speicherung und -transport aufgestellt haben, können wir uns den Energiezielen widmen.

➤ Sicherung der Energieversorgung – übergeordnete Ziele definieren!

Die Energiewende wird nur dann ein Erfolg, wenn sie von den Bürgern und der Industrie akzeptiert und unterstützt wird. Fünf Energieziele beeinflussen sich gegenseitig und können nicht alle gleichzeitig erfüllt werden. Gelingt es jedoch zwischen ihnen eine Balance zu finden, wird es zu einer nachhaltigen Energieversorgung kommen.

Abbildung 34: Das magische Fünfeck der Energieversorgung

Abbildung 35: Neue Ziele und Alternativen zur Schließung der Deckungslücke

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Im Koalitionsvertrag nicht eindeutig geregelt, ob Bezug auf Gesamtenergie- oder Strombedarf. Bei Bezug auf den Gesamtenergiebedarf liegt der neue Korridor zwischen 55%-60%, d.h. der bisherige Maximalwert von 60% bleibt bestehen.

Bei Bezug auf den Strombedarf liegt der neue Wert zwischen 55%-60%, also deutlich unter dem bisher angestrebten 80%-Anteil.

➤ Umsetzung der Ziele – der Teufel steckt im Detail!

Deutschland hat sich sehr hohe und vor allem sehr viele Energieziele gesteckt. Der Ausbau regenerativer Energien steht dabei im Fokus. Es ist schwierig, den Überblick zu behalten. Eine notwendige Anpassung der Ziele nach der Kehrtwende der Energiepolitik nach Fukushima ist bisher unterblieben. Die folgende Tabelle stellt deswegen die aktuellen Ziele dar, soweit sie sinnvoll sind und zu dem in diesem Buch beschriebenen Konzept passen. Einige Ziele wurden gestrichen, andere wurden neu aufgenommen. Diese Überarbeitung ist notwendig, da sich gemäß der heutigen Politik eine Deckungslücke bei der Primärenergiebereitstellung und der Stromerzeugung ergibt oder die bisherigen Ziele, wenn überhaupt, nur mit immensen Investitionen erreichbar wären.

In der Spalte „Alternative Ziele zur Schließung der Deckungslücke“ werden Vorschläge gemacht, wie ein Ausgleich zwischen Energieerzeugung und -verbrauch erfolgen kann (vgl. dazu die Höhe der Deckungslücke in Abbildung 26, Seite 141, und die Bewertung der möglichen Gegenmaßnahmen in Abbildung 27, S. 142). An dieser Stelle ist die Politik gefragt, sich für notwendige Lösungen zu entscheiden. Ebenso muss festgelegt werden, welche Verbrauchssektoren sich wie stark an der Energieeinsparung beteiligen müssen. Ansonsten fühlen sich weder Industrie noch der Gewerbesektor oder Haushalte verantwortlich.

Klar ist, dass alle Ziele sehr ambitioniert sind. Wie im Konzept beschrieben, bedarf es regelmäßiger Betrachtungen, um zu sehen, ob die Energiewende vor dem Hintergrund der oben beschrieben übergeordneten Ziele nicht aus dem Ruder läuft – sei es nun finanziell, zeitlich oder aus sonstigen gravierenden Gründen. Es besteht durchaus die Möglichkeit, dass Ziele im Laufe der Zeit anzupassen oder auch nach unten zu korrigieren sind. Das könnte als Folge politischer Fehler in der Zukunft notwendig werden, aber auch daran liegen, dass es bei einem so langen Zeitraum einfach nicht möglich ist, alle Eventualitäten, die auf die Energiewende Einfluss nehmen können, bereits heute abzusehen. Daher bedarf es heute und in Zukunft einer gewissen Toleranz.

6.

Die Finanzierung der Energiewende

Die Energiewende gibt es nicht zum Nulltarif. Aber es ist darauf zu achten, dass die übergeordneten Ziele wie Wirtschaftlichkeit der Maßnahmen und Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit des Standorts Deutschland nicht aus den Augen verloren werden. Parallel mit dem Energiekonzept muss auch ein Finanzierungskonzept erstellt werden, das Fördergelder, Vergütungen, steuerliche Anreize und notwendige Subventionen berücksichtigt. An dieser Stelle werden dazu einige Denkanstöße gegeben. Die Umsetzung ist sicherlich nicht einfach, aber absolut notwendig, um den Bürgern und den Betrieben ehrlich zu sagen, welche Kosten voraussichtlich auf sie zukommen werden. Ansonsten wird die Akzeptanz zur Energiewende schwinden. Eins steht fest: Billig wird es nicht!

➤ Fördergelder – ja, aber anders!

Erneuerbare Energien müssen sich nach Möglichkeit selbst tragen. Für den Ausbau regenerativer Energieerzeugung darf es, abgesehen von zinsgünstigen Krediten und ggf. moderaten einmaligen Zuschüssen, in Zukunft keine weiteren langfristigen Fördergelder mehr geben. Feste Einspeisevergütungen sind abzulehnen! Solar- und Windkraftanlagen rechnen sich heute bereits nach wenigen Jahren und stellen eine gute Möglichkeit dar, eingesetztes Kapital zu verzinsen. Dezentrale Technologien, die über ihren Lebenszyklus keine Wirtschaftlichkeit erzielen, dürfen in keiner Weise weiter gefördert werden. Wenn der Bürger diese Technologie trotzdem bevorzugt, kann er sie selbstverständlich auf eigene Kosten ausbauen, aber sicherlich nicht subventioniert.

➤ Förderdschungel – einfache Strukturen sind notwendig!

Derzeit durchblickt niemand mehr die Möglichkeiten, die Bürger und Unternehmen zur Förderung von Energieeffizienzmaßnahmen, neuen Technologien, Energieberatungen, etc. beantragen können. Alles und Jedes wird aus verschiedensten Fördertöpfen, häufig ohne erkennbares Ziel, gefördert. Inzwischen gibt es Institutionen, die Steuergelder darauf verwenden, die Bürger bei dem Weg durch den Wildwuchs zu unterstützen. Hier muss es einen radikalen Schnitt geben. Wenn es überhaupt noch Förderungen gibt, zum Beispiel beim Ausbau von Speichern, muss es einen Topf geben, aus dem wenige, aber dafür gezielte Maßnahmen gefördert werden. Der Budgettopf ist nach heutiger Struktur dem BMWi zu unterstellen. Die Verteilung der Mittel aus einem Topf kann über die KfW erfolgen.

➤ Steuerersparnisse – Anreize zur Energieeffizienz!

Bereits heute gibt es mit dem sogenannten Spitzenausgleich Steueranreize zur Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen. Allerdings gelten diese Regelungen nur für Industrie- und Gewerbebetriebe (nicht zu verwechseln mit der Befreiung der EEG-Umlage).

Der Anreiz zur Energieeffizienz ist auf den Sektor privater Haushalte und Gebäude auszudehnen. Das System kann auch für ganze Gemeinden genutzt werden, wenn diese ihre Zielvorgaben erfüllen.

➤ Bürgerbeteiligungen – der Anreiz unterstützt die Energiewende!

Die Energiewende kann nur gelingen, wenn die Bürger dahinter stehen und sie aktiv unterstützen. Bürger sollen und müssen von der Energiewende profitieren. Wenn der Bürger die Windräder schon vor die Nase gesetzt bekommt, dann soll er auch selbst Kapital daraus schlagen dürfen.

➤ Bürgerbeteiligungen – Genossenschaftsmodelle leisten einen wichtigen Beitrag!

Gefragt sind Modelle, an denen die Bürger partizipieren, wie zum Beispiel Genossenschaftsmodelle. Der Vorteil ist, dass die Art der Gesellschaftsform einfach zu gründen und, im Vergleich beispielsweise zu Kapitalgesellschaften, auch einfach zu handhaben ist. Der Bürger kennt die konkreten Projekte vor Ort und sieht direkt, was mit seinem Geld passiert. Er ist Miteigentümer der Anlagen und seine Motivation und Akzeptanz steigt.

Die heute bereits bestehenden Angebote sind teilweise deutlich überzeichnet, was das Interesse der Bürger an derartigen Projekten zeigt. Die Bürger beteiligen sich mit Anteilen zumeist von mehreren tausend Euro und erhalten im Gegenzug über etliche Jahre eine jährliche Rendite auf ihr eingesetztes Kapital. Fünf bis sieben Prozent sind dabei durchaus üblich. Das ist nicht schlecht, wenn man das mit den Zinssätzen vergleicht, die die Banken aktuell bieten – und das bei vertretbaren Investitionsrisiken!

➤ Energieautarkie – Bürgerbeteiligungen fördern die Unabhängigkeit!

Aus Bürgersicht sind lokale Projekte nicht nur wegen der Verzinsung von Interesse. Sie führen auch dazu, dass regional die Unabhängigkeit bei der Energieversorgung gefördert und damit das Risiko steigender Energiepreise abgemildert wird. Ein derartiger Vorteil ist nicht zu unterschätzen und kann wesentlich zur Projektverzinsung beitragen.

➤ Liquidität schaffen – Mit Bürgerbeteiligungen die Finanzierung sicherstellen!

Bürgerbeteiligungen sind ein wichtiger Baustein für die Energiewende, da sie die notwendige Liquidität für den Infrastrukturumbau liefern. Eingesammelte Gelder aus Bürgerbeteiligungen bilden dabei das Eigenkapital bei einer auch von Banken unterstützen Finanzierung. Funktionieren wird das Modell aber nur, wenn die Bürger das notwendige Vertrauen in die Politik haben, welche die Planungssicherheit geben muss.

➤ Bürgerbeteiligungen – ein Weg zur wirtschaftlichen Stärkung der Regionen!

Bürgerbeteiligungen können zu einer nachhaltigen Wertschöpfung und zur Stärkung des ländlichen Raumes bei gleichzeitiger Reduzierung von Fördermitteln beitragen. Mögliche Kapitalabflüsse aus der Region werden verringert und gleichzeitig Arbeitsplätze regional geschaffen. Erweitern die lokalen Versorger ihre Leistungen um Bürgerprojekte, besteht eine sehr gute Möglichkeit, die Allianz zwischen Versorger und Bürger zu fördern und so die Bürger auch langfristig als Kunden zu gewinnen. Versorgungsunternehmen, die diese Modelle noch nicht in Betracht gezogen haben, hinken bereits heute der Entwicklung hinterher.

➤ Bürgerbeteiligungen – ein Beitrag auch zu Mischfinanzierungen!

Je größer die Bürgerbeteiligung an einem Projekt ist, desto besser ist dessen Bonität, so dass sich Zinsvorteile bei einer Mischfinanzierung aus Bürgerbeteiligung und einer seitens einer Bank beigesteuerten Fremdfinanzierung ergeben. Ein klarer Projektvorteil.

➤ Bürgerbeteiligungen – die Projektrendite ist gesichert!

Die Finanzierung der Projekte und eine angemessene Rendite werden sichergestellt durch die garantierte dezentrale Abnahme der Energie vor Ort. Das Ausfallrisiko ist gering, da die finanzielle Last bei Bürgerbeteiligungen auf viele Schultern verteilt ist.

➤ Schuldscheine – es gibt weitere Finanzierungsalternativen!

Neben Bürgerbeteiligungen können Stadtwerke durch die Ausgabe von Schuldscheinen weiteres Kapital zur Finanzierung von Projekten einsammeln. Die Höhe der Beträge und die Finanzierungsstruktur können an die örtlichen Projekte und Finanzierungsbedürfnisse angepasst werden. Auf diese Art können auch interessierte Investoren gewonnen werden, die nicht lokal ansässig sind.

➤ Unzweckmäßige Bürgerbeteiligungen – nicht alles macht Sinn!

Bürgerbeteiligung am Ausbau überregionaler Versorgungsinfrastruktur ist eine klare Absage zu erteilen, da hier viel Geld in Systeme versenkt wird, die mittel- und langfristig niemand benötigt.

➤ Der Staat bietet Sicherheit – Absicherung von Finanzierungen!

Der Staat kann durch Bürgschaften und Garantien die Investitionen absichern. Das Ausfallrisiko für den Staat ist gering, da die Energieabnahme vor Ort gesichert ist.

➤ Ohne Subventionen wird es nicht gehen, Teil 1 – Rückbau von Infrastruktur!

Durch die Energiewende werden zukünftig Teile der heutigen Infrastruktur (zum Beispiel Netze und Kraftwerke) nicht mehr in der heutigen Struktur benötigt und sind vor Ablauf ihrer normalen Betriebszeit zurückzubauen. Da durch den verkürzten Lebenszyklus Rückstellungen fehlen, wird der Rückbau nur bedingt durch die Betreibergesellschaft erfolgen können, so dass bereits heute dafür Mittel vorzusehen sind.

➤ Ohne Subventionen wird es nicht gehen, Teil 2 – Betrieb unwirtschaftlicher Kraftwerke!

Ein Teil der konventionellen Kraftwerke wird zukünftig lediglich zum Ausgleich von Verbrauchsschwankungen durch regenerative Energieerzeugung und zur Stabilisierung des Stromnetzbetriebes vorgehalten werden müssen. Diese Kraftwerke sind nicht wirtschaftlich zu betreiben, jedoch für die Funktion des Gesamtsystems unerlässlich. Daher werden sie, wenn auch unpopulär, mit Subventionen unterstützt (geregelt in der Reservekraftwerksverordnung). Diese Regelung ist ein Teil des Preises der Energiewende, der nicht verschwiegen werden darf. Alternativ könnten diese Anlagen auch verstaatlicht werden.

➤ Ohne Subventionen wird es nicht gehen, Teil 3 – Netzbetrieb!

Aufgrund der Dezentralisierung werden auf den überregionalen Gas- und Stromnetzen immer weniger Transporte stattfinden. Dennoch sind diese Netze auch in den kommenden Jahrzehnten unverzichtbar. Die überregionalen Netze werden benötigt, um Strom und Gas zu Kraftwerken und Industriekunden zu transportieren.

Die lokalen Netze werden wachsen, um den regenerativen, dezentral erzeugten Strom lokal zu verteilen. Allerdings wird auch hier die durchschnittliche Nutzung im Vergleich zu heute deutlich zurückgehen.

Beide Netze werden wohl nicht wirtschaftlich zu betreiben sein, sind aber für die Energiewende absolut notwendig. Ein wirtschaftlicher Betrieb und Umbau wird sich nur mit Subventionen sicherstellen lassen.

➤ Forschung und Entwicklung – nicht kleckern, sondern klotzen!

Wie bereits beschrieben, wurden in den vergangenen Jahren bestimmte Bereiche, wie zum Bespiel Photovoltaik und Windkraft, überproportional gefördert. Dafür wurde die Forschung und Entwicklung, beispielsweise der Speichertechnologien, vernachlässigt.

Aus diesem Grund bedarf es einer dringenden Neuordnung der für die Energiewende notwendigen Forschungs- und Entwicklungsmaßnahmen und der dafür vorgesehenen Budgets. Dabei muss es eine finanzielle Umschichtung, weg von der Förderung von Projekten hin zu Forschung und Entwicklung geben. Die Zuständigkeiten sollten nach der aktuellen Struktur im BMWi oder besser in einem separaten Energieministerium zusammengefasst werden. Die Verteilung der Verantwortung auf die verschiedensten Ministerien, so, wie es aktuell der Fall ist, kann nicht zielführend sein.

➤ Mindereinnahmen – die Energiewende verursacht eine Steuerlücke!

Bei zunehmender Dezentralisierung und einem erhöhten Eigenverbrauch von Energie wird der Staat zukünftig weniger Steuern aus dem Strom- und Gashandel einnehmen, der nur noch sehr reduziert stattfinden wird. Der Politik muss das bewusst sein. Es ist frühzeitig zu klären, wie die Steuerlücke des Staates bei dem großen Bedarf an oben genannten Fördermitteln und Subventionen zu füllen ist. Hier bedarf es der engen Abstimmung zwischen Finanzministerium und dem neuen Energieministerium. Auf keinen Fall darf dieser Punkt verschlafen werden und nachträglich „ganz plötzlich“ eine neue Steuer erhoben werden. Aber die Klärung eines solchen Finanzplans ist so umfangreich, dass sie allein Stoff für ein neues Buch liefern würde.

Und zum Schluss …

Das hier beschriebene Konzept stellt eine in sich geschlossene Vorgehensweise dar. Sicherlich gibt es auch andere konzeptionelle Wege, um die Ziele der Energiewende zu erreichen. Das Thema ist komplex und wird es auch im Laufe der kommenden Jahrzehnte bleiben.

Wie schon im Vorwort erwähnt, ist es Ziel des Buches, die Energiewende voranzutreiben und die öffentliche Meinungsbildung fundiert zu unterstützen. Dazu ist eine rege, natürlich auch kritische Diskussion erforderlich und ausdrücklich gewünscht. Stoff dazu gibt es mehr als genug.

Unter www.energiewende-verstehen.de habe ich einen Blog eingerichtet, über den der Austausch erfolgen kann. Ich würde mich freuen, mit Ihnen als Leser über den Blog in Verbindung zu bleiben.

Herzlichst,

Ihr

Markus Rövekamp

Anhang A – Abschaltung deutscher Kernkraftwerke

Am 6. August 201 1 verloren die folgenden Kernreaktoren ihre Betriebserlaubnis:

- Kernkraftwerk Biblis Blöcke A und B

- Kernkraftwerk Brunsbüttel

- Kernkraftwerk Isar Block I

- Kernkraftwerk Krümmel

- Kernkraftwerk Neckarwestheim Block I

- Kernkraftwerk Philippsburg Block I

- Kernkraftwerk Unterweser

Die übrigen deutschen Kernkraftwerke sollen jeweils zum Ende der folgenden Jahre vom Netz gehen:

- 2015: Kernkraftwerk Grafenrheinfeld

- 2017: Kernkraftwerk Gundremmingen Block B

- 2019: Kernkraftwerk Philippsburg Block II

- 2021: Kernkraftwerke Grohnde, Brokdorf und Gundremmingen Block C

- 2022: Kernkraftwerke Isar Block II, Neckarwestheim Block II und Emsland

Anhang B – Übersicht der Technologien

Die für die Technologien heute relevanten einzelnen Möglichkeiten für die Effizienz, die Erzeugung und die Speicherung sind im Folgenden noch einmal im Detail dargestellt.

Erzeugung

Speicherung

Energieeffizienz & Einsparungen

Biogas & Biomasse

Druckluftspeicher

Wärmedämmung

Geothermie

Erdgasspeicher

Verbrauchsarme Produkte

Wärmepumpe

Wärmespeicher

Neugestaltete Industrieprozesse

Deponie-, Gruben- & Klärgas

Kältespeicher

Bürgerbewusstsein

Solarthermie

Wasserstoffspeicher

Smart Metering

Windenergie

Power to Gas

Kraft-Wärme-Kopplung

Fernwärme

Photovoltaik

Elektromobilität

Konventionelle Kraftwerke (Kohle, Gas, Öl)

LPG- & CNG-Autos

Kernenergie

Akkus

Wasserkraft

Batterien

Thermische Abfallbehandlung

Brennstoffzelle

Hybridkraftwerke

Pumpspeicher

Anhang C – Abkürzungsverzeichnis

ACER

engl. European Agency for the Cooperation of Energy Regulators (Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden)

AtG

Atomgesetz (Gesetz über die friedliche Verwendung der Kernenergie und den Schutz gegen ihre Gefahren)

BHKW

Blockheizkraftwerk

BKartA

Bundeskartellamt

BMBF

Bundesministerium für Bildung und Forschung

BMI

Bundesministerium für Inneres

BMF

Bundesministerium der Finanzen

BMG

Bundesministerium für Gesundheit

BMELV

Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz

BMWi

Bundesministerium für Wirtschaft und Energie

BNetzA

Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen

CCS

Carbon Capture and Storage; CO_2-Speicherung

CNG

engl. Compressed Natural Gas; Komprimiertes Erdgas

CH_4

Methan

CO_2

Kohlendioxid

EEG

Erneuerbare-Energien-Gesetz (Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien)

EEWärmeG

Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (Gesetzzur Förderung Erneuerbarer Energien im Wärmebereich)

EEX

engl. European Energy Exchange; Europäische Energiebörse

EKFG

Gesetz zur Errichtung eines Sondervermögens „Energie- und

Klimafonds“

EnEG

Energieeinsparungsgesetz (Gesetzzur Einsparung von Energie in Gebäuden)

EnergieStG

… Energiesteuergesetz

ENLAG

Energieleitungsausbaugesetz (Gesetzzum Ausbau von Energieleitungen)

EnVKG

Gesetz zur Kennzeichnung von energieverbrauchsrelevanten Produkten, Kraftfahrzeugen und Reifen mit Angaben über den Verbrauch an Energie und an anderen wichtigen Ressourcen

EnWG

Energiewirtschaftsgesetz (Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung)

EU

Europäische Union

EWG

Europäische Wirtschaftsgemeinschaft

EVPG

Energieverbrauchsrelevante-Produkte-Gesetz (Gesetz über die umweltgerechte Gestaltung energieverbrauchsrelevanter Produkte)

GWp

Gigawatt Peak, das Peak bedeutet die höchste Leistung, die zum Beispiel von einer Solarzelle bei optimaler Sonneneinstrahlung erreicht werden kann

ha

Hektar; ein Hektar entspricht 10.000 m^2

KBA

Kraftfahrtbundesamt

KfW

Kreditanstalt für Wiederaufbau

kV

Kilovolt

KWK

Kraft-Wärme-Kopplung

KWKG

Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung)

LED

Light-Emitting-Diode, lichtaussendende Diode

LNG

engl. Liquefied Natural Gas; Flüssigerdgas

LPG

engl. Liquefied Petroleum Gas; Flüssiggas

mbar

Millibar

NABEG

Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz

SOS

engl. Security of Supply; Versorgungssicherheit

StromStG

Stromsteuergesetz

TEHG

Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen)

TPA

engl. Third Party Access; Strom-/Gasnetz-Zugang für Dritte

TSO

engl. Transport System Operator; Strom-/Gas-Transportnetzbetreiber

UBA

Umweltbundesamt

ZuG

Zuteilungsgesetz 2012 (Gesetz über den nationalen Zuteilungsplan für Treibhausgas-Emissionsberechtigungen in der Zuteilungsperiode 2008 bis 2012)