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18. August 2012 00:02 Uhr

Zwischenbilanz

Wie weit ist die Energiewende gediehen?

Die Energiewende gilt als eine der größten politischen und wirtschaftlichen Herausforderungen für Deutschland. Wie weit ist das Mammutprojekt gediehen? Ein Überblick.

  1. Der Ausbau der Stromnetze ist Teil der Energiewende. Foto: MICHAEL KRUG

Wo stehen die erneuerbaren
Energien in Deutschland?
In der ersten Jahreshälfte deckten die erneuerbaren Energien mit 67,9 Milliarden Kilowattstunden (erstes Halbjahr 2011: 56,4) bereits 25 Prozent des deutschen Strombedarfs. Im ersten Halbjahr 2011 waren es noch 21 Prozent gewesen. Besonders die Photovoltaik legte zu von 3,6 auf nunmehr 5,3 Prozent Anteil am Strommix. Der Ausbau der Photovoltaik war im ersten Halbjahr mit 4370 Megawatt üppiger denn je. Anfang August überschritt die Leistung aller Solarstromanlagen in Deutschland mit 30 Gigawatt sogar die Leistung aller im Land installierten Windkraftanlagen. Gleichwohl blieb die Windenergie in den ersten sechs Monaten mit einem Anteil von 9,2 Prozent am Strommix (Vorjahreszeitraum: 7,7 Prozent) die wichtigste erneuerbare Energiequelle. Der Ausbau der Windkraft an Land entwickelt sich stetig, im ersten Halbjahr wurden 1000 Megawatt neu installiert. Auf See geht der Bau von Windkraftanlagen nur schleppend voran. Dank des zügigen Ausbaus der Ökostromerzeugung ist Deutschland auch in diesem Jahr ein Stromexporteur. Präzise Zahlen gibt es bisher bis Mai. Diese weisen einen Exportüberschuss von 8,5 Milliarden Kilowattstunden aus.

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Woran hängt es bei der
Offshore-Windkraft?
Vor allem am Netzausbau, denn der Übertragungsnetzbetreiber Tennet sieht sich von den notwendigen Investitionen überfordert. Tennet hatte im Jahr 2010 das Hochspannungsnetz vom Energiekonzern Eon übernommen und ist seither aufgrund des Zuschnitts der Netzgebiete auch für den Leitungsbau in der deutschen Nordsee zuständig. Doch Tennet klagt, die Investitionen in Höhe von 15 Milliarden Euro seien von einer einzigen Netzfirma nicht zu tragen. Tennet will nun selbst Geldgeber suchen. Die dafür notwendige Erlaubnis hat das niederländische Staatsunternehmen von der niederländischen Regierung erhalten.

Wegen der Schwierigkeiten ist der geforderte Zeitplan des Offshore-Ausbaus in vielen Fällen nicht einzuhalten. Die Bundesnetzagentur hat eine Frist von maximal 30 Monaten festgelegt, binnen derer die Parks angeschlossen werden sollen, doch in der Praxis gehen oft 45 bis 50 Monate ins Land – mit der Folge, dass die gesamte Finanzierung der Projekte über den Haufen geworfen wird. Ein neues Gesetz soll nun die Haftung bei Verzögerungen regeln: Wird der Anschluss verspätet fertig, soll der Kraftwerksbetreiber vom elften Tag an Schadenersatz in Höhe von 90 Prozent der entgangenen Ökostromvergütungen erhalten. Der Schadenersatz wird auf den Strompreis umgeschlagen.

Die Bundesregierung steht unter Druck, denn sie hat sich Ziele gesetzt. Diese sehen den Aufbau von 11 000 Megawatt Offshore-Windkraft bis 2020 vor. Seit 2001 hat das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie 29 Windenenergieparks mit 2000 Einzelanlagen genehmigt. Für 94 Parks in der deutschen Nord- und Ostsee läuft gerade das Genehmigungsverfahren. Doch bisher sind erst 52 Offshore-Anlagen mit 200 Megawatt am Netz – im Vergleich zu 23 000 Anlagen an Land mit 30 000 Megawatt.

Wie klappt die Netzintegration
der erneuerbaren Energien?
De Stromerzeugung aus Sonne und Wind schwankt mitunter heftig. Bisher gab es keine Probleme mit Stromausfällen. Zwar liegen die Statistiken für 2011 noch nicht vor, doch die Ausfallzeiten dürften im Rahmen dessen gelegen haben, was man in den Vorjahren verzeichnet hatte. Mit ungeplanten Unterbrechungen der Stromversorgung von jährlich 15 bis 20 Minuten pro Kunde verfügt Deutschland seit Jahren über das stabilste Stromnetz Europas. Für die Zukunft muss die Stromerzeugung aufgrund der erneuerbaren Energien jedoch flexibler werden. Man muss anderen Kraftwerken Anreize geben, ihre Leistung bedarfsgerechter zu steuern. Das Grundlastkraftwerk, das 24 Stunden am Tag gleichmäßig Strom erzeugt ohne Rücksicht auf den Strommarkt, wird wohl bald ein Relikt der Vergangenheit sein. Hier gibt es Fortschritte: Seit Jahresbeginn dürfen zum Beispiel auch Biogasanlagen am Regelenergiemarkt teilnehmen. Anlagenbetreiber haben damit nun einen Anreiz, ihre Kraftwerke nicht mehr rund um die Uhr gleichmäßig zu betreiben, sondern ihr Gas vor allem dann zu verstromen, wenn andere erneuerbare Energien nicht ausreichend Strom liefern. Bislang war dieser Markt der Regelenergie vor allem der etablierten Kraftwerkswirtschaft mit ihren fossilen Blöcken und ihren Pumpspeicherwerken vorbehalten. Mit derzeit 3000 Megawatt installierter Kraftwerksleistung kommt beim Biogas eine beträchtliche Regelreserve zusammen. Auch Erdgaskraftwerke werden flexibler agieren müssen.

Warum werden kaum neue fossile
Reservekraftwerke gebaut für
Zeiten, wenn Wind und Sonne
nur wenig Strom liefern?
Weil sich Neubauten heute nicht lohnen. Erstens sind die Strompreise im Großhandel sehr niedrig, sie liegen seit Monaten um oder gar unter 50 Euro je Megawattstunde. Zweitens sind die zu erwartenden Laufzeiten von neuen fossilen Kraftwerken zu kurz, um die Investitionskosten zu decken. Kohlekraftwerke, die über Jahrzehnte hinweg mit Betriebszeiten von 6000 bis 7000 Stunden pro Jahr kalkuliert werden konnten, werden in einigen Jahren kaum mehr als 4000 bis 4500 Stunden schaffen, weil Windstrom und Sonne sie stundenweise aus dem Markt drängen. Nicht nur Neubauten sind unrentabel, auch einzelne Altkraftwerke. Der Energiekonzern Eon kündigte an, drei unrentable Gaskraftwerke in Süddeutschland vom Netz nehmen zu wollen – obwohl dort die Versorgungslage im Winter kritisch werden kann. Damit ergibt sich ein Problem. Obwohl sie unwirtschaftlich sind, braucht man die Anlagen hin und wieder dringend. Nun kann aber niemand ein Unternehmen zwingen, ein unrentables Kraftwerk zu betreiben. Daher müssen Anreize geschaffen werden zum Erhalt der Versorgungssicherheit.
Wie könnten solche
Anreize aussehen?
Politik und Energiebranche diskutieren ein neues Marktmodell, den Kapazitätsmarkt. Im Unterschied zum Energy-Only-Market, in dem alleine die erzeugten Kilowattstunden Geld bringen, werden im Kapazitätsmarkt auch bereitgestellte Leistungen bezahlt, auch wenn diese gerade nicht benötigt werden. Damit könnte der Neubau von fossilen Kraftwerken und auch von Speichern wirtschaftlich werden. Da das Thema aber komplex ist, wird es dauern, bis ein solcher Kapazitätsmarkt realisiert ist. Ebenso wie eine geplante Abschaltverordnung, die Firmen dazu anhalten soll, bei Engpässen gegen Entschädigung ihren Verbrauch zu drosseln. Sie hängt zwischen Umwelt- und Wirtschaftsministerium fest.

Und das Fazit?
Das Gelingen der Energiewende ist nur am Rande eine technische Frage. An den Kosten kann die Energiewende nüchtern betrachtet kaum scheitern. Die sind zwar sehr hoch, weil beträchtliche Investitionen notwendig sind, da die Energieerzeugung auf eine neue Grundlage gestellt wird. Diesen hohen Anfangsausgaben stehen aber wie bei einer Investition in eine neue Maschine langfristige Gewinne gegenüber: Zum einen werden die erneuerbaren Energien im Laufe der Zeit günstiger. So sorgt der technische Fortschritt dafür, dass die Kosten je produzierter Kilowattstunde sinken. Zum anderen werden teure Importe von Energierohstoffen gespart.

Entscheiden über Erfolg oder Misserfolg (ein Misserfolg wären vor allem größere Stromausfälle) wird der politische Rahmen – aber hier sind die Fortschritte zäh. Offen ist, wann es die Bundesregierung schafft, einen Kapazitätsmarkt zu entwickeln. Auch ist nicht absehbar, in welchem Rahmen Unternehmen künftig in die Netzregelung eingebunden werden, indem sie ihren Verbrauch im Sinne der Netzstabilität steuern. Diese Themen sind komplex. Da sie in Zeiten einer bevorstehenden Bundestagswahl wenig Spielraum zur politischen Profilierung bieten – weniger als zum Beispiel ein Streit über die Zukunft der Solarförderung – , stehen sie nicht ganz oben der Tagesordnung. Darin liegt eigentlich das größte Risiko für die Energiewende in der Bundesrepublik.

Autor: Bernward Janzing