Stromversorgung im Zeichen der Energiewende

Ein Blick auf die energiepolitische Situation in Deutschland im Wahljahr 2013 von Lars Fabritius.


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Der deutsche Bundesumweltminister Peter Altmaier ist nicht zu beneiden. Seine Aufgabe, die Energiewende zum Erfolg zu führen, gleicht der Quadratur des Kreises. Das Ziel, die Sicherstellung einer umweltschonenden, zuverlässigen und bezahlbaren Energieversorgung, ist besonders anspruchsvoll, weil die Rahmenbedingungen für die Einführung erneuerbarer Energien jeglichen Wettbewerb ausschließen und planwirtschaftliche Züge tragen. Was als Anschub zum Bau wenig effizienter und teurer Solar-, Wind- oder Biogasanlagen gedacht war, läuft aus dem Ruder und überrollt Deutschland als Subventionswelle. Gewaltige Türme mit Windrotoren, Raps-, Mais- und Solarzellenfelder prägen zunehmend die Landschaft.

Staatliche Eingriffe

Die Abkehr von immer knapper werdenden fossilen Brennstoffen ist zweifellos der richtige Weg. Kohle, Öl und Gas belasten bei der Verbrennung die Umwelt mit schädlichen Treibhausgasen, besonders mit Kohlendioxid CO2, und beschleunigen damit nach der herrschenden Meinung der Fachwelt die Klimaerwärmung. Aber auch das wachsende Umweltbewusstsein der Bevölkerung veranlasste die Politik, verstärkt über Lösungen nachzudenken und die Weichen auf Energiewende zu stellen. Bereits ab 1991 eröffnete das Stromeinspeisungsgesetz die Möglichkeit, Strom aus erneuerbaren Energien ins öffentliche Netz einzuspeisen. Am 1. April 2000 wurde es durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ersetzt und zwischenzeitlich mehrfach novelliert. Es verfolgt das Ziel, im Interesse des Klima- und Umweltschutzes die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu fördern und fossile Ressourcen zu schonen. Es regelt den absoluten Vorrang der Einspeisung von Strom aus regenerativer Energie, legt Einspeisevergütungen fest und sichert den Betreibern den im Jahr der Inbetriebnahme der Stromerzeugungsanlage geltenden Vergütungssatz für dieses und zwanzig weitere Jahre. Die Netzbetreiber werden verpflichtet, den Strom aus erneuerbaren Energien vorrangig abzunehmen. Für neu installierte Anlagen sinkt der Vergütungssatz jährlich um einen bestimmten Prozentsatz. Solche Konditionen, die einem Investor die Abnahme seines Produktes jederzeit und unabhängig von der gerade anfallenden Produktionsmenge zu einem über zwanzig Jahre festgeschriebenen Preis garantieren, sind wohl einmalig auf der Welt. Sie erklären die so nicht geplante rasante Zunahme des Anteils der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung. Ein Blick auf die Entwicklung der Durchschnittsvergütung für Strom offenbart den kontinuierlichen Anstieg von 8,50 Cent pro Kilowattstunde im Jahr 2000 auf 18,05 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) im Jahre 2012.

Deutscher Sonderweg

Kein Land der Welt hat sich bisher dieser Herausforderung in vergleichbarem Ausmaß gestellt. Dabei spielt der beschleunigte Atomausstieg nach der Katastrophe von Fukujima am 11. März 2011 nicht die entscheidende Rolle. Veränderte, dezentrale Erzeugerstrukturen, neue, teilweise unerprobte Technologien, fehlende oder ungeeignete Netzverbindungen sind nur einige Stichworte, welche die Komplexität dieses Vorhabens erahnen lassen. Wichtige Ziele der Energiewende konkurrieren miteinander. Klimaschutz und die Transformation des Versorgungssystems müssen ökonomisch effizient umgesetzt werden und sollen das wirtschaftliche Wachstum nicht beeinträchtigen. Wurden anfänglich Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit der Strompreise nicht beachtet, so treten diese nun massiv in den Vordergrund. Das Thema Energiewende bietet ein breites Feld für parteitaktisch-ideologische Scharmützel. Die Bundesländer wollen „stromautark“ werden und verfolgen ihre eigenen Interessen. Privatpersonen, Gesellschaften, Bundesländer, Landkreise und Kommunen beteiligen sich mit jeweils eigenen Zielen an diesem lukrativen Geschäft und machen ein koordiniertes Vorgehen so fast unmöglich.

2012 hat die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen einen Anteil von 21,9 Prozent erreicht. Bereits in der zweiten Jahreshälfte 2012 wurde die 25 -Prozent-Marke überschritten. Der Versuch, durch moderate Kürzung der EEG-Vergütung den ausufernden Zubau von Solaranlagen zu bremsen, hat das Gegenteil bewirkt und einen beschleunigten Wettlauf der Subventionsjäger ausgelöst. Der Ausbau ist in den letzten drei Jahren mehr als doppelt so stark angewachsen als von der Bundesregierung erwartet. Geplant ist die Steigerung des Anteils des Stroms aus erneuerbaren Energien auf 35 Prozent im Jahr 2020 und auf 80 Prozent im Jahr 2050. Wegen der unerwartet hohen Steigerungsraten der letzten Jahre sollen nun die Ziele für 2020 auf 40 Prozent angehoben werden.

Die wichtigen Kenngrößen „installierte Leistung“ und „Stromerzeugung“ werden oft durcheinandergeworfen. Zum besseren Verständnis des Nachfolgenden seien sie hier kurz erläutert: Die installierte Leistung beschreibt das mögliche Potential einer Anlage in Kilowatt (kW) oder Megawatt (MW). Sie bestimmt weitgehend den Preis, den ein Anlagenbetreiber für die Errichtung der Anlage zahlen muss. Unter Stromerzeugung versteht man hingegen die elektrische Arbeit, die eine Anlage tatsächlich zur Stromversorgung zur Verfügung stellt und die der Verbraucher bezahlt. Sie wird in Kilowattstunden (kWh) oder Megawattstunden (MWh) gemessen.

Die wichtigsten Energiequellen Wind, Sonne und Biogas sollen näher betrachtet werden. Nicht näher eingegangen wird auf die Wasserkraft, die im Jahr 2012 mit einer installierten Leistung von 4.400 MW etwa 3,3 Prozent, und auf die Siedlungsabfälle (Müllverbrennung), die mit 1.700 MW etwa 0,8 Prozent zur Stromerzeugung beigetragen haben. Der Vollständigkeit halber sei noch die Geothermie erwähnt. Sie spielt mit 7,5 MW praktisch keine Rolle.

Windenergie

Die Windgeschwindigkeit ist ausschlaggebend für die Leistung von Windrädern. Der Wind liefert kostenlos Energie, ist aber extrem unzuverlässig. Weht er zu schwach, wird nur wenig oder gar kein Strom produziert. Weht er aber zu stark, müssen die Anlagen aus Sicherheitsgründen abgeschaltet werden.

Begonnen hat es am Festland oder neudeutsch
„onshore“ mit bescheidenen Leistungen. Konnte man 1990 mit Nabenhöhen von 30 Metern und Rotorblättern von 25 Metern Länge 0,2 MW erzeugen, so erreicht man heute mit Nabenhöhen von 100 Metern und Rotorblättern von 42 Metern 2,2 MW. Neben der Errichtung von Neuanlagen nimmt das „Repowering“ existierender Windräder einen breiten Raum ein. 2012 wurden am Festland 22800 Windräder mit einer installierten Leistung von 31000 MW betrieben. Der Anteil an der Stromerzeugung betrug 7,3 Prozent. Die mittlere Volllastdauer der Windräder lag bei 1400 Stunden im Jahr. Für Onshore-Anlagen reicht die Bandbreite der Vergütung nach dem EEG von ursprünglich 10,20 bis 5,39 ct/kWh. Im Mittel betrug sie im Jahre 2012 8,80 ct/kWh.

Das Meer bietet wegen der höheren Windgeschwindigkeiten von 10 bis 36 Metern pro Sekunde und fehlender Hindernisse in der Landschaft sehr viel günstigere und konstantere Bedingungen, wenn auch auf wenig erforschtem Territorium. Niemand weiß heute, wie sich ein Windrad nach dem Betrieb über einen längeren Zeitraum in der korrosiven Salzatmosphäre des Meeres verhält. Dennoch wird massiv auf den Ausbau von Offshore-Anlagen gesetzt, und die Entwicklung von geeigneten Rotoren hat gute Fortschritte gemacht. Heute werden Windräder mit bis zu 75 Meter langen Rotorblättern gebaut, mit Leistungen von 5 bis 6,5 MW. Ein Vergleich mit einem 1000-MW-Kraftwerksblock zeigt: Um bei günstigen Windverhältnissen diese Leistung zu erbringen, benötigt man eine riesige Fläche mit 200 Windrädern, mit Bauhöhen, die den Kölner Dom in den Schatten stellen.

Im August 2012 waren 40 Windanlagen mit insgesamt 200,3 MW installiert, 149,5 MW in der Nordsee und 50,8 MW in der Ostsee. Davon waren 40 MW noch nicht an das Netz angeschlossen. Bis zum Jahresende sind weitere 45 MW hinzugekommen, teilweise ohne Netzanschluss. Auf Basis der für 2010 vorliegenden Zahlen errechnet sich für die Anlagen ein Mittelwert von 2175 Vollaststunden. Hier ist im erprobten kommerziellen Betrieb mit einer höheren Stundenausbeute zu rechnen. Genehmigungen für den Ausbau um weitere 9000 MW in der Nordsee und 1000 MW in der Ostsee liegen vor. Nach dem EEG wird der Strom aus Offshore-Anlagen mit 15,60 ct/kWh vergütet.

Verzögerungen beim Bau von Offshore-Anlagen hängen sehr wesentlich mit der Klärung des Abtransports des Stromes und den damit im Zusammenhang stehenden Finanzierungs-, Investitions- und Haftungsfragen zusammen. Der Transport des Stromes zum Land ist nur über Seekabel möglich. Aus technischen Gründen können Kabel nur über kurze Distanzen den üblichen 50-Hertz-Dreh- oder Wechselstrom übertragen. Bei längeren Distanzen, wie im Falle der Offshore-Windparks, muss auf die erprobte und bewährte, aber aufwendig teure Technologie der Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) zurückgegriffen werden. Dazu wird der Drehstrom zur Übertragung in Gleichstrom umgeformt und an Land zur Einspeisung ins Netz wieder in Drehstrom rückgeformt. Für die Anbindung der Windparks in Nord- und Ostsee sind die Netzbetreiberfirmen Tennet und 50Hertz verantwortlich. Insbesondere Tennet ist mit dem Bau von Konverter-Plattformen und Kabelverbindungen im Verzug. Fertiggestellte Windräder warten auf ihre Anbindung, und ihre Betreiber fordern Schadenersatz für den Strom, den sie wegen fehlender Verbindungen nicht liefern können. Die Bundesregierung hat entschieden, die Verbraucher mit einem Aufschlag von 0,25 ct/kWh auf den Strompreis daran zu beteiligen. Sie kommt den Netzbetreibern damit weit entgegen. Diese wiederum wehren sich gegen den ihnen zugemessenen Haftungsumfang bei vorsätzlicher oder grob fahrlässig verursachter Stromunterbrechung und lassen damit weitere Verzögerungen bei Ausbau und Anbindung der Windparks befürchten.

Die Übertragung des Stromes von der Nordsee in die industriellen Zentren Süddeutschlands, in deren Nähe besonders viele Atomkraftwerke abgeschaltet werden, stellt besondere technische Anforderungen an das Freileitungsnetz. Aus Stabilitätsgründen ist die Übertragung von Drehstrom über lange Distanzen nicht mehr mit vertretbarem Aufwand möglich. Hier muss ebenfalls, wie bereits bei Seekabeln beschrieben, auf die teure HGÜ zurückgegriffen werden. Das Bundeskabinett hat im Dezember den beschleunigten Ausbau des Netzes beschlossen, darunter den Bau von drei HGÜ-Nord-Süd-Stromtrassen über 2800 Kilometer Länge. Solche Projekte stoßen auf heftigen Widerstand in der Bevölkerung. Theoretisch wären statt Überlandleitungen auch HGÜ-Kabelverbindungen möglich. Diese würden die Kosten jedoch um ein Vielfaches ansteigen lassen.

Biomasse

Biomasse ist der zweitwichtigste regenerative Energieträger nach dem Wind. Vor allem der Vorteil der Grundlastfähigkeit unterscheidet Biomasse von Wind- und Sonnenenergie. Biogasanlagen können rund um die Uhr, oder auch nur temporär, betrieben werden. Biogas kann gespeichert und jederzeit zum Auffüllen von Energielücken eingesetzt werden. Ein weiterer Vorteil ist die positive CO2-Bilanz von Biogasanlagen. Die Bundesregierung hat 2004 massive Subventionen für nachwachsende Rohstoffe (Nawro-Bonus) beschlossen. Ursprünglich für die Verwertung von Abfällen, wie Mist, Gülle und Biomüll gedacht, werden heute 80 Prozent der Anlagen mit Mais betrieben. Der Grund dafür liegt vorwiegend in dem besonders hohen Biogasertrag dieser Pflanze. Zudem wächst Mais schell und hoch. So mancher Landwirt ist so ganz nebenbei zum Energieversorger mit risikofreier Superrendite geworden. Wir erleben gerade die „Vermaisung“ Deutschlands. In der südlichen Rheinebene, am Bodensee und in Teilen Niedersachsens wächst heute auf mehr als 70 Prozent der Ackerfläche Mais. Leider bringt er auch Nachteile mit sich. Die Pflanze zehrt den Boden besonders stark aus. Dem muss mit reichlich Düngung begegnet werden. Durch den hohen Anreiz zum Maisanbau wird die Fruchtfolge vernachlässigt, was eine schnelle Ausbreitung von Schädlingen zur Folge hat. Das wiederum macht den umweltschädigenden Einsatz von Pestiziden erforderlich.

Im Jahre 2012 erzeugten mehr als 11000 Biogasanlagen Strom. Davon verfeuerten über 7500 Anlagen Mais. Biomasse war mit einer installierten Leistung von 5900 MW im Netz vertreten. Der Anteil an der Stromerzeugung betrug im August 2012 5,7 Prozent. Die Vergütungsspanne nach dem EEG reicht von ursprünglich 30,67 bis 3,66 ct/kWh. Sie lag 2012 im Mittel bei 17,20 ct/kWh.

Bis 2050 soll der Anteil der Biomasse an der Energieproduktion auf 23 Prozent steigen. Die staatliche Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe schätzt, dass dann die Ackerfläche für Energiepflanzen auf 4 Millionen Hektar anwachsen muss. Das würde der gemeinsamen Fläche von Baden-Württemberg und dem Saarland entsprechen.

Photovoltaik (PV)

Photovoltaik-Anlagen erzeugen bei Dunkelheit keinen Strom und erreichen nur bei intensiver Sonneneinstrahlung ihre maximale Leistung. Die Sonne liefert zwar kostenlos Energie, lässt sich aber in unseren Breitengraden nicht sehr oft blicken. Gerade an kühlen Herbst- und Wintertagen, wenn der Bedarf an Strom besonders hoch ist, hält sie sich meist bedeckt. Investitionen in PV wurden und werden besonders großzügig gefördert, um die neue Solartechnologie im Land zu etablieren und Arbeitsplätze zu schaffen. Die notleidende Region um den zu DDR-Zeiten hochindustrialisierten Chemiestandort Bitterfeld bekam ihr Solar Valley. Solarfirmen schossen wie Pilze aus dem Boden. Einige Investoren haben prächtig daran verdient und sich rechtzeitig zurückgezogen. Sprudelnde Subventionen und fehlender Wettbewerb verführten zur Vernachlässigung von Entwicklung und Zukunftssicherung. Plötzlich tauchten die Chinesen auf dem heimischen Markt auf, und die Preise für Solarzellen verfielen dramatisch. Heute ist die gesamte Branche in Bedrängnis.

Die Vergütungsspanne für den aus PV eingespeisten Strom reicht von ursprünglich 62,40 bis 13,35 ct/kWh im Jahr 2011. Im Mittel wurde 2012 die eingespeiste kWh mit 36,50 Cent vergütet. Jeder Arbeitsplatz dieser Branche wird im Schnitt mit 75000 EUR subventioniert (FAZ vom 24.2.2012).

Ende 2012 waren in Deutschland mit 1,3 Millionen PV-Anlagen etwa 40 Prozent aller Anlagen der Welt in Betrieb. Der Run nach möglichst hohen Vergütungssätzen – die Bundesregierung hat neben der schrittweisen Reduzierung der Vergütung eine Deckelung bei 52000 MW verfügt – sind seit 2010 mit Zuwachsraten von 7100 MW, 7500 MW und mit einem Rekordzuwachs von 7630 MW 2012 übermäßig viele neue Anlagen ans Netz gegangen. Mittlerweile hat die PV die bisher führende Windenergie mit einer installierten Leistung von 32600 MW überholt. Die Netzbetreiber erwarten zum Ende des Jahres 2012 einen Anstieg der installierten Leistung auf mehr als 32000 MW. Rasant ist auch der Beitrag der PV zur Stromerzeugung auf 4,6 Prozent gestiegen. Das entspricht einem Zuwachs von 47,7 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Der im August 2012 erreichte Wert von 5,3 Prozent ist wohl dem längeren Sonnenschein während der Sommermonate zu verdanken.

Die schlechte Effizienz der PV wird deutlich, wenn man ihren Beitrag zur Stromerzeugung mit dem Output aus Biomasse vergleicht: Für die gleiche Strommenge benötigt die Photovoltaik mehr als das 6,5fache der installierten Leistung.

Grund- und Spitzenlast

Ein störungsfreies elektrisches Netz setzt ein permanentes Gleichgewicht von Erzeugung und Verbrauch von Energie voraus. Elektrische Leistung muss in dem Augenblick zur Verfügung gestellt werden, in dem ein Bedarf vorhanden ist. Der Bedarf ist dauernden Schwankungen unterworfen. Generell liegt er am Tage höher als bei Nacht; an kalten Wintertagen wird mehr verbraucht als im Sommer. In den Mittags- und Abendstunden kann der Verbrauch durchaus zwei- bis dreimal höher liegen als in den frühen Morgenstunden. Der Spitzenbedarf an elektrischer Energie im deutschen Stromnetz liegt bei etwa 77000 MW. In Schwachlastzeiten können durchaus Werte von 20000 MW und weniger erreicht werden. Die Höchstlast tritt immer im Winter an Werktagen, meist zwischen 18 und 19 Uhr auf. Strom aus Photovoltaik steht dann nicht zur Verfügung. Wenn noch eine stabile Hochdruckwetterlage mit besonders niedrigen Temperaturen hinzukommt, weht meistens auch kein Wind. Ausgerechnet dann wird aber besonders viel Strom gebraucht. Die stark schwankende Stromerzeugung durch die wichtigsten regenerativen Energieträger Sonne und Wind macht es also erforderlich, eine nahezu vollständige Back-up-Kapazität an fossiler Energie aufrechtzuerhalten, um im Extremfall den gesamten Energiebedarf daraus decken zu können. Das verdeutlich das konkrete Beispiel des windarmen 16. August 2012, an dem zwischen 21 und 22 Uhr Solar- und Windkraftwerke insgesamt nur mit 311 MW am Netz waren. Das sind gerade einmal 0,5 Prozent der installierten Leistung.

Wegen des Einspeisevorrangs von Sonne- und Windanlagen müssen Kraftwerke zunehmend häufig vom Netz genommen werden und können nicht mehr wirtschaftlich arbeiten. Die Amortisation der immensen Investitionskosten rückt so in weite Ferne. Die Kraftwerksbetreiber planen aus betriebswirtschaftlichen Gründen, Kraftwerke stillzulegen. Bereits 2011 mussten während etwa 16 % der Gesamtzeit außerplanmäßige Drosselungen der Leistung von konventionellen Kraftwerken angeordnet werden. Andererseits konnten im gleichen Zeitraum 128 Millionen kWh aus erneuerbaren Energien wegen Gefährdung der Netzstabilität durch Überproduktion zum Zeitpunkt geringer Netzlast nicht abgenommen werden. Überproduktion senkt den Strompreis. Der Ökostrom erlöst dann auf dem freien Markt nur einen Bruchteil dessen, was die Netzbetreiber den Erzeugern laut EEG bezahlen müssen, auch dann, wenn dieser Strom im Netz gar nicht benötigt wird. Dazu das konkrete Beispiel für den 22. Januar 2012: In den frühen Morgenstunden zwischen 6 und 7 Uhr lieferten die Windräder 2000 MW mehr als verbraucht wurde. Der Strompreis lag bei minus 10 ct/kWh. Der überschüssige Strom ging ins Ausland. Die Betreiber der Windanlagen bekamen die EEG-Vergütung für den gelieferten Strom, und dem Netzbetreiber entstand ein zusätzlicher Verlust durch den negativen Strompreis. Abschaltungen hätten die Kosten begrenzen können, aber Netzbetreiber dürfen Abschaltungen nur anweisen, wenn die Stabilität des Netzes gefährdet ist. Im letzten Jahr hat die in das Ausland transportierte Strommenge mit 23 Milliarden kWh einen Höchstwert erreicht. Mehrfach wurde der Strom verschenkt oder die Abnahme mit einem Bonus bedacht.

Speichertechnik

Speichereinrichtungen und „smart grids“ – intelligente Netze – können helfen, Energielücken auszugleichen. An neuen Lösungen wird heftig gearbeitet, aber es wird noch lange dauern, bis geeignete Einrichtungen in ausreichender Kapazität realisiert werden können. Bereits seit vielen Jahren stehen Pumpspeicherwerke im Einsatz, bei denen man in Schwachlastzeiten den überschüssigen Strom zum Pumpen von Wasser in größere, möglichst hoch gelegene Wasserbecken nutzt. In Zeiten hohen Bedarfs werden mit dem Wasser Turbinen zur Stromerzeugung angetrieben. Die Verluste dieses Prozesses halten sich mit ca. 25 Prozent in vertretbarem Rahmen. Durch ihre geringe Anzahl und ihre eingeschränkte Leistungsfähigkeit sind Pumpspeicherwerke aber nur der berühmte Tropfen auf den heißen Stein. Abgesehen von den allgegenwärtigen Bürgerprotesten gegen den Bau geeigneter Wasserbecken und Staumauern – siehe das Projekt Atdorf im Schwarzwald – bietet Deutschland die landschaftlichen Voraussetzungen mit geeigneten Höhenunterschieden für den Bau leistungsfähiger Pumpspeicher nur in äußerst beschränktem Maße. Unterstellt man eine komplette Umstellung auf erneuerbare Energien bei idealisierter Vergleichmäßigung und Reduzierung des Verbrauchs, wird bei den üblichen Unstetigkeiten in der Stromerzeugung das 330fache der heutigen Speicherkapazität benötigt.

Smart grids sind den neuen, dezentralen Strukturen angepasste intelligente Vernetzungen von Stromerzeugung, Speicherung und Verbrauch, mit dem Ziel, die Stromversorgung effizient und zuverlässig zu steuern. Im Gegensatz zur bisherigen Praxis wird hier der Verbrauch weitgehend nach der von Sonne und Wind abhängigen Erzeugung gesteuert. In einem Gebiet der Eifel mit geringem Stromverbrauch, aber mit hoher Stromproduktion aus erneuerbaren Energien, testet das RWE erfolgreich im Rahmen des Forschungsprojekts „Smart Country“ unter realen Bedingungen Geräte und Anlagen zur Optimierung der Netznutzung durch die Verbraucher und gleicht Energieengpässe über Biogasspeicher aus.

Neben zahlreichen Forschungsprojekten zum Thema Speicherung soll hier nur der vielversprechende Ansatz „Power to Gas“ erwähnt werden. Diese Lösung nutzt Strom aus erneuerbaren Energien zur Elektrolyse von Wasserstoff mit anschließender Methanisierung zu synthetischem Erdgas. Dieses kann im vorhandenen fast unbegrenzten Erdgasnetz in großen Mengen langfristig gespeichert, und jederzeit zur Stromerzeugung abgerufen werden. Allerdings ist bei diesem Prozess mit Verlusten von 60 Prozent zu rechnen.

Laut einer aktuellen Studie werden bis zum Jahr 2030 Gaskraftwerke, die sich zur schnellen Regelung starker Leistungsschwankungen besonders gut eignen, mit einer installierten Leistung von 39000 MW benötigt. Diese sollen das Aufkommen regenerativen Stromes jederzeit an den tatsächlichen Bedarf anpassen. Allerdings läge ihre Auslastung unter 140 Vollaststunden im Jahr. Allzu verständlich ist unter diesen Bedingungen die geringe Neigung der Energieversorger, solche völlig unwirtschaftlichen Kraftwerke zu betreiben oder zu gar neu zu errichten. Der regelrechte Einbruch des Einsatzes von Erdgas zur Stromerzeugung um 27 Prozent in den letzten Monaten dokumentiert dies auf eindrucksvolle Art und Weise.

Kosten und Nutzen

Der Beinahe-Blackout Anfang Februar 2012 hat die Frage nach der Versorgungssicherheit endlich stärker in den Blick der Entscheidungsträger gerückt. Die Industrie befürchtet Millionenschäden durch Stromausfälle. Dem will nun die Bundesregierung mit Zwangsmaßnahmen entgegentreten und den Betreibern verbieten, systemrelevante Kraftwerke, unabhängig von ihrer Wirtschaftlichkeit, stillzulegen.

Die Netzbetreiber verkaufen den größten Teil des Stromes auf der Basis von Prognosen über die Strombörse EEX in Leipzig. Gezahlt wird der Marktpreis. Hohe Einspeisevergütungen und temporäre Grünstromschwemmen, mit der Folge stark sinkender Marktpreise, bescheren den Netzbetreibern erhebliche Verluste. Diese werden durch entsprechende Anpassung der EEG-Umlage auf den Verbraucher umgelegt. Für 2013 ist die Umlage von 3,59 auf 5,28 ct/kWh angehoben worden. Sie erreicht damit stolze 37,8 Prozent des Strompreises. Die Stromrechnung eines Haushaltskunden zeigt weitere Aufschläge, wie Stromsteuer, Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz-Umlage und die Konzessionsabgabe. Das alles wird mit einer 19-prozentigen Mehrwertsteuer beaufschlagt. Insgesamt 49 Prozent der Stromrechnung entfallen somit auf Steuern und Abgaben. Für einen Drei-Personen-Haushalt hat sich der durchschnittliche Strompreis von 13,94 ct/kWh im Jahre 2000 auf heute 28,50 ct/kWh mehr als verdoppelt. Energieintensive Unternehmen beklagen, dass Deutschland mit die höchsten Strompreise in Europa hat. In Frankreich zahlt die Industrie fast nur die Hälfte für den Strom. Um Wettbewerbsverzerrungen zu vermeiden und zum Schutz der Arbeitsplätze können sich solche Unternehmen seit 2004 von Umlagen und Steuern befreien lassen. Dem Staat entgehen dadurch Einnahmen, und die privaten Stromkunden und Betriebe, die keine Vergünstigung erhalten, werden über die EEG-Umlage stärker belastet. Die 2011 eingeführte Sonderregelung, energieintensive Unternehmen von Netzentgelten zu befreien, hat zu einer Flut von Anträgen geführt und verteuert den Strom zusätzlich. Die Stromkunden bezahlten 2012 etwa 18 Milliarden Euro allein für die EEG-Umlage mit ihrer Stromrechnung. Zum Ende des Jahres waren es rund 97 Milliarden Euro, die seit Einführung der EEG-Vergütung insgesamt gezahlt worden sind. Bisher floss der Löwenanteil zu den Windrädern. Ein Blick auf den Anteil der Photovoltaik offenbart, dass heute die Hälfte der EEG-Umlage auf den Konten der Betreiber von PV-Anlagen landet. Nach Berechnungen des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft BDEW hat der Verbraucher bis Ende 2012 für PV-Strom 31 Milliarden Euro bezahlt. Es bleibt aber eine offene Rechnung von 100 Milliarden Euro, die nur für PV bis 2030 abzuzahlen sind. Expertenschätzungen besagen, dass die gleiche Summe noch einmal für die Vergütung der anderen Formen der Erneuerbaren hinzukommt.

EEG und Wettbewerbsmarkt laufen heute unkoordiniert nebeneinander. Das EEG fördert immer noch die Massenproduktion und nicht die harmonisierte Ausrichtung nach energiewirtschaftlichen Kriterien. Kritiker argumentieren, Deutschlands Stromversorgung werde durch die Energiewende nicht klimafreundlicher und nicht sicherer, aber teurer. Erfolgsmeldungen, wonach der Strompreis bereits sinke, stimmen für die Strombörse. Davon hat aber der Verbraucher nichts.


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Lars Fabritius

geb. 1943, Dr.-Ing., VDSt Berlin & Charlottenburg.



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