Standpunkt Eine Inventur der Energiewende

Zum Beginn der neuen Legislaturperiode ist es Zeit für eine Inventur der Energiewende. Die Vorgängerregierung hat mit etlichen Gesetzen und Verordnungen in den vergangenen vier Jahren bereits umfangreich gearbeitet und einige Schwachstellen beseitigt. Aber das reicht nicht.

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Anders als bei einer Inventur in einem Unternehmen geht es bei der Inventur im Energiebereich aber nicht um Vermögensgegenstände und Schulden. Erfasst werden sollten vor allem die argumentative Mechanik und die ihr zugrunde liegenden Annahmen. Kritisch ist, dass bei der Energiewende Ziele und Maßnahmen nicht zusammenpassen und Zusammenhänge auch nicht kritisch genug hinterfragt werden. Der daraus entstandene regulatorische Knoten ist teuer und verhindert, dass Netz, Verbrauch und sämtliche Erzeugung jederzeit vernünftig synchronisiert werden.


Ausgangslage


Der Ausbau der Windenergie an Land liegt in Deutschland deutlich über Plan. In den letzten Jahren wurden darüber hinaus knapp 8.000 Megawatt Kraftwerksleistung (netto) auf Steinkohlebasis endgültig stillgelegt oder zur endgültigen Stilllegung angemeldet. Mit der Förderung bereits bestehender Gas-KWK-Anlagen wurden die wirtschaftlichen Bedingungen bei gleichzeitig niedrigen Gaspreisen so verbessert, dass sich Gaskraftwerke immer häufiger in der Merit-Order vor Steinkohlekraftwerke schieben und sich ihr Betrieb lohnt. In Summe liegt die Steinkohleverstromung 2017 voraussichtlich um gut 20 Prozent unter dem Wert von 2013. Durch die „Sicherheitsbereitschaft“ älterer Braunkohlekraftwerke geht die Braunkohle-Stromerzeugung laut Projektionsbericht 2017 der Bundesregierung bis 2020 darüber hinaus um ca. 20 Prozent zurück. Die Kostendynamik beim EEG wurde zunächst tatsächlich durchbrochen, dafür haben sich die sonstigen Umlagen und die Netzkosten für private Verbraucher in Summe seit 2012 um ca. 20 Prozent erhöht – unabhängig vom Strompreis.


Bisherige Energiewende-Mechanik


Die Ziele der Energiewende basieren auf einer Kombination von klimabezogenen Zielsetzungen und dem Plan, den relativen Anteil der Erneuerbaren an der Deckung der Nachfrage nach Energie zu steigern, insbesondere auch durch mehr Energieeffizienz. Diese politischen Ziele werden – unter Vernachlässigung u.a. des Wärmebereichs – übersetzt in eine Steigerung der Erzeugungskapazitäten im Bereich der Erneuerbaren Energien. Diesen Kapazitäten ist zwar ein statistischer Wert von Kilowattstunden zugeordnet, tatsächlich aber schwankt vor allem der Windertrag von Jahr zu Jahr beträchtlich. Konsequenz ist, dass die Stromnetze auf unterschiedlichen Ebenen aus- und umgebaut werden müssen bzw. müssten, um die Erneuerbaren nicht nur ans Netz anzuschließen, sondern auch um den wetterabhängig produzierten Strom dorthin zu transportieren, wo er gebraucht wird. Die Vergütung des Netzbetriebs erfolgt – ebenfalls wie die der Erneuerbaren Energien – auf einer regulierten Basis. Die konventionellen Kraftwerke sind in diesem System in erster Linie für den verbleibenden Rest vorgesehen. Der „Rest“ ist sowohl der schrumpfende Markt als auch die Bereitstellung von unverändert erforderlichen Systemdienstleistungen. Die Erlöse der Kraftwerke im Markt sind nicht reguliert, die erbrachten Systemdienstleistungen werden – abgesehen von der Regelenergie – überhaupt nicht vergütet. Die Mechanik – von den Zielen bis hin zu den Konsequenzen für den „Rest“ – kann so lange weiter funktionieren, bis die konventionellen Anlagen technisch und/oder wirtschaftlich nicht mehr einsetzbar sind.


Die Konsequenzen der Energiewendemechanik – Ausbau von Erneuerbaren, nachrangiger Netzausbau und konventionelle Erzeugung als Ausputzer – spiegeln sich in der Diskussion der letzten Legislaturperiode. Um die Ausbauziele sicher zu erreichen, werden die energiewirtschaftlichen und systemischen Anforderungen an die Erneuerbaren niedrig gehalten. Damit wird die Finanzierung bzw. die Realisierung nicht belastet. Das gilt unverändert auch bei Ausschreibungsverfahren. Der damit angeregte Wettbewerb zielt im Kern auf Faktoren, die bei der Investitionsentscheidung bekannt sind: Verzinsungsansprüche und Preise für Grundstücke und Kraftwerksanlagen.


Um die Stromvermarktungsrisiken zu begrenzen, ist die Marktprämie ausgleichend gestaltet, auch bei den meisten Fällen von negativen Preisen. Folge des hohen Ausbaus ist die Verteilungsdiskussion inkl. der Befreiungstatbestände für große Energieverbraucher. Es geht weniger um eine bedarfsgerechte, lokal funktionierende Versorgung, sondern um Investorenmodelle. Durch technologiespezifische Priorisierung von Erzeugungsanlagen wird die wirtschaftliche Energieerzeugung gezielt einseitiger ausgerichtet, mit einem Schwerpunkt auf volatile Einspeiser.


Die Sorge um das funktionsfähige Netz kommt erst an zweiter Stelle. Der Strom aus erneuerbaren Quellen wird hinsichtlich der Kapazität und der transportierbaren Mengen weiter nicht mit dem Netz synchronisiert. D.h. auch der Bau neuer Netzkapazitäten steht in keinem unmittelbaren Zusammenhang mit dem Vormarsch der Erneuerbaren. Es verwundert von daher nicht, dass Bürgerproteste gegen den Netzausbau vor allem in den Regionen zunehmen, in denen Strom weder erzeugt, noch verbraucht, sondern nur durchgeleitet wird. An dieser Stelle entlarvt sich die Energiewendemechanik selbst: Es geht vorrangig um den Zubau von Erneuerbaren, nicht aber um die umweltschonende Energieversorgung von Menschen, Gewerbe und Industrie.


Ergebnis dieser beschriebenen, fehlenden Balance ist, dass der deutsche Strommarkt unter Druck steht. Wenn die tatsächlichen Stromflüsse nicht zum deutschen Strommarkt passen und auch keine ausreichenden Maßnahmen ergriffen werden, um das zukünftig sicher zu stellen, hat das Folgen. In Brüssel wird deshalb viel deutlicher als in Berlin davon gesprochen, dass ohne zeitliche und räumliche Synchronisation von Netz, Erzeugung und Verbrauch eine einheitliche deutsche Preiszone für Strom nicht haltbar ist. Die Hoffnung, dass die verabredete Abspaltung Österreichs eine Entlastung schafft, könnte sich als trügerisch erweisen. Es geht dabei nicht nur um den hohen Redispatch – bis zu einer Milliarde Euro haben wir dafür schon pro Jahr bezahlt –, sondern auch um die verstörenden Wirkungen auf die Europäischen Nachbarn. Es ist nicht im Sinne eines europäischen Marktes, dass sich diese u.a. mit Phasenschiebern, also physikalischen Schleusen, abgrenzen.


Zu beachten ist auch der veränderte Bedarf an Systemdienstleistungen durch die sich wandelnde Erzeugungsstruktur. Die Eingriffe ins Netz steigen. Alle Zugriffe auf die bestehenden Kraftwerksanlagen erhöhen die Kosten des Netzbetriebes. Sogar unwirtschaftlich gewordene Kraftwerke werden zwangsweise am Netz gehalten, um als Eingriffsreserve dienen zu können.


Die konventionelle Erzeugung steht ökonomisch heute als alleinige Kapazitätsreserve zur Verfügung. Die bestehende Alternative für Knappheitszeiten sind Abschaltungen auf der Verbrauchsseite, zuvorderst von großen industriellen Stromverbrauchern.


Die Erlöse der Erzeugung tragen den Teil der Transformationskosten, der nicht über EEG oder Netzentgelte direkt den deutschen Endkunden zugeordnet wird. Als Speicher dient das Kohlelager eines Kraftwerks oder die Gaspipeline; deren Füllstand muss letztlich uneingeschränkt bleiben, da die minimale Sonnen- und Windeinspeisung unverändert klein bleibt.


Aber die Erzeugung steht im europäischen Wettbewerb mit französischer Kernkraft und über Ausnahmen im Emissionshandel auch mit staatlich subventionierten  Kohlekraftwerken in Tschechien und Polen. Da das wirtschaftlich nicht unbegrenzt funktioniert, werden die konventionellen Anlagen in Reserven überführt. Die Netzreserve hat die Funktion der früheren Winterreserve übernommen. Für den Winter 2017/2018 hat die Bundesnetzagentur dabei einen Bedarf an 10.400 MW Kraftwerksleistung ermittelt. Die Kapazitätsreserve ist EU-rechtlich anders als die Sicherheitsbereitschaft (2.700 MW) noch nicht beihilferechtlich genehmigt. Spannend wird die Umsetzung der besonderen netztechnischen Betriebsmittel. Deutschland hat, ein erstaunlicher Befund, zugleich Überkapazitäten und steigende Reserven. Tendenziell verschiebt sich politisch die energiewirtschaftliche Verantwortung in die Sphäre des Stromnetzes und damit in den regulierten Betrieb. Vergessen werden darf dabei nicht, dass konventionelle Kraftwerke nicht nur Strom erzeugen, sondern z. B. auch Wärme, deren Bereitstellung sich bei niedriger Auslastung verteuert.


Fazit


Die Inventur zeigt in Kürze: Diese Energiewendemechanik führt das System an mehrere Grenzen. Diese können nicht durch neue Stromanwendungen und -umwandlungen überwunden werden, da diese sich nur mit vorübergehenden Mehrmengen beschäftigen. Es ist zwar, wenn das Wetter mitspielt, möglich, mehr Strom aus erneuerbaren Quellen zu produzieren als bisher, aber dies sorgt nicht automatisch für eine gesicherte Bereitstellung von Kraftwerksleistung und Systemdienstleistungen. In einem Umfeld, in dem auch bei negativen Strompreisen die Einspeisung von erneuerbarem Strom weiter gefördert wird, um das Investorenmodell nicht zu gefährden, entstehen zudem keine Anreize für neue Technologien und Innovationen. Das Verhältnis zu unseren ausländischen Nachbarn wird durch steigende Stromexporte dauerhaft belastet.


Die Energiewendemechanik hilft dabei außer Anlagenbauern nur wenigen. Wenn Abschaltungen von Verbrauchern nicht akzeptiert werden, bleiben zwei Lösungspfade – beide benötigen viel politische Kraft. Entweder werden die konventionellen Kraftwerke sowohl im Bestand als auch im Neubau zunehmend in den regulierten Bereich, also in staatliche Verantwortung, überführt. Dann könnten sie eine dauerhafte wirtschaftliche Perspektive erhalten, bis andere technische Lösungen bereitstehen. Oder – und das wird sicherlich günstiger, europäischer und innovativer – das gesamte System wird unter Einschluss des Bestandes klar wettbewerblich aufgestellt. Der heutige regulatorische Knoten wird zu teuer. Und er verhindert, dass Netz, Verbrauch und sämtliche Erzeugung jederzeit vernünftig synchronisiert werden.

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