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Timestamp: 2017-10-19 03:38:12+00:00

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Ist der Fahrplan der Energiewende noch einzuhalten? | Wirtschaftsdienst
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93. Jahrgang, 2013, Heft 5 · S. 283-306
Erik Gawel, Markus Groth, Bernd Hansjürgens, Martin Faulstich, Karin Holm-Müller, Oliver Kopp, Hans-Jochen Luhmann, Sebastian Schröer
Mehr als eine kurzfristige Diskussion von Strompreisen und
Dr. Oliver Kopp leitet die Abteilung "Energiewirtschaft & Energiepolitik" der MVV Energie AG in Mannheim.
Sebastian Schröer ist Referent in der Abteilung "Energiewirtschaft & Energiepolitik" der MVV Energie AG in Mannheim.
In Sachen Energiewende sieht sich die Bundesregierung "auf Zielkurs"1. Sie stützt sich dabei auf den ersten Monitoring-Bericht der dazu eingesetzten Expertenkommission von Ende 2012,2 die aber Zielerfüllung wohlweislich nur für den Ausbau der erneuerbaren Energien bescheinigt. Bei nüchterner Betrachtung zeigen sich bei vielen wichtigen Elementen des Transformationsprozesses offene Baustellen: ob beim Stromnetzausbau, der Offshore-Windenergie, der Steigerung der Energieeffizienz, der Gebäude­sanierung und Kraft-Wärme-Kopplung, der Energiewende im Verkehr oder der Dekarbonisierung. Der Monitoring-Bericht 2012 zeigt für zahlreiche Bereiche, dass die bisherige Entwicklung noch weit von den gesteckten Zielen, selbst für die mittlere Frist (2020), entfernt ist.3 Und die einzige unzweifelhafte Erfolgsgeschichte der Energiewende, die Steigerung des Anteils erneuerbarer Energieträger am Bruttostromverbrauch auf über 20% 2011 (Zielmarke 2020: 35%), wird durch zweifelhafte Debatten um Kosten und Strompreise entwertet und über Grundsatzdiskussionen um das Förderregime zugunsten der Erneuerbaren zudem noch zur Disposition gestellt. Dabei ist auch bei der Substitution der Energieträger von fossil-nuklear auf erneuerbar – trotz der Erfolge der Vergangenheit – immer noch nahezu eine Umkehrung der aktuellen Verhältnisse auf 80% Erneuerbare bis 2050 zur Erreichung der Zielmarke erforderlich.
Zweifellos ist die umfassende Systemtransformation bei Strom, Wärme und Verkehr eine Herkulesaufgabe, bei der man seit der Neuaufstellung der Energiepolitik 2010/2011 noch keine Wunder erwarten darf. Es fragt sich allerdings, ob die politischen Weichen richtig gestellt sind, um widerspruchsfreie und koordinierte Entwicklungen, welche die Zielerfüllung insgesamt aussichtsreich machen, anzustoßen. Hieran bestehen aber erhebliche Zweifel. An energiepolitischen Maßnahmen mangelt es dabei nicht: In verschiedenen Wellen wurden, zunächst unter dem Rubrum der Klimapolitik (z.B. Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2000, EU-Emissionshandel 2005, Integriertes Energie- und Klimaschutzprogramm 2007), nunmehr als "Energiewende" (insbesondere über das umfangreiche "Energiepaket" 2011), Maßnahmenpakete in allen Bereichen der Energieversorgung angestoßen.4 Probleme bereiten hier eher die mangelnde systemische Abstimmung der einzelnen Maßnahmen und die fehlende Koordination der öffentlichen Handlungsträger untereinander (Bund, Länder, regionale Planungsbehörden und Kommunen), aber auch die mitunter erratisch anmutende politische Willensbildung bei der Implementation: Aktionismus bei Korrektureingriffen in die politische Rahmensetzung (EEG) steht hier neben verblüffendem Langmut gegenüber offensichtlichem Handlungsbedarf (Emissionshandel, EU-Effizienzrichtlinie).
Die politische Aufmerksamkeit bleibt dabei zu stark auf den Stromsektor und hier wiederum auf die Energieträgerwahl fokussiert. Dies zeigt auch die in den letzten Monaten dominierende Kostendebatte: Obwohl die Strompreise für Verbraucher weniger stark gestiegen sind als jene für Heizöl, Gas oder Fernwärme5, obwohl der Anteil der Stromausgaben am verfügbaren Einkommen für die Verbraucher seit langem mit durchschnittlich 2,5%6 unverändert geringfügig ist und zudem hinter dem Ausgabenanteil für Kraftstoffe oder Heizung weit zurückbleibt, obwohl Stromausgaben auch durch Effizienz bei der Stromnutzung gemindert werden können, ja sollen, und obwohl schließlich preistreibende Effekte im Endkundensegment keineswegs allein der EEG-Förderung zugeschrieben werden können, ist gerade um die Kostentreiber-Rolle des EEG ein erstaunlicher politischer Alarmierungswettbewerb zu beobachten, an dem sich sowohl die Ökonomen-Zunft als auch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) beteiligen ("Kosten-Tsunami"7, Konzepte zur "Strompreisbremse"8, "Billionen-Rechnung" des BMU9). Darüber geraten nicht nur die Nutzen der Energiewende als öffentliches Gut aus dem Blickfeld, sondern auch die eigentlichen Herausforderungen eines Pfadwechsels der Systemtransformation sowie die gesellschaftliche Verständigung über eine insgesamt gerechte Lastverteilung dieses Vorhabens.10 Mit Blick auf die Unternehmen schließlich sind bei der Belastungsdebatte die flächendeckenden Ausnahme- und Sonderregelungen bei der Stromsteuer, bei den Netzentgelten, bei KWK- und EEG-Umlage zu berücksichtigen. Zum Teil profitieren ausgerechnet energieintensive Unternehmen über die Senkung der Großhandelspreise mehr vom EEG, als sie selbst zu seiner Finanzierung beitragen.
Die Politik präsentiert sich hier als ein aus der polit-ökonomischen Regulierungstheorie11 bekannter, gegendruckempfindlicher "Lastenmakler", der in erster Linie bestrebt ist, gut organisierten Widerstand gegen die Energiewende zu minimieren und die Zustimmung auf Stimmenmärkten nicht zu gefährden. Dass aber ausgerechnet die zur vorrangigen Lasttragung ausersehenen, eher schwach organisierten Privathaushalte durch die anhaltende und politisch geschürte Strompreisdebatte nachhaltig irritiert und sensibilisiert wurden, gehört zu den Ironien der Energiewendepolitik.
Das Hauptproblem dürfte aber kaum die "bremsende" Bewältigung drohender Strompreisexzesse wegen steigender EEG-Umlagen sein. In erster Linie stellt sich die – durchaus ebenfalls kostenrelevante – Herausforderung einer Harmonisierung und Koordinierung der einzelnen Systemkomponenten beim Wendeprozess: Nachdem ein gutes Jahrzehnt lang erfolgreich Erneuerbare im Energieträgermix unter bewusster Hintanstellung betriebswirtschaftlicher Gestehungskosten etabliert wurden, stellt sich nun die Frage, wie auch Erneuerbare mittel- bis langfristig Marktsignalen unterworfen werden können, wie insbesondere auch die volatilen Einspeisungen (Sonnen-, Windenergie) in die Verantwortung zur Netzstabilität eingebunden werden können, und wie sich die zunehmenden raum-zeitlichen Disparitäten aus Erzeugung und Verbrauch durch Netze und Speicher kostengünstig sowie ökologie- und sozialverträglich überbrücken lassen. Auch muss die Versorgungssicherheit künftig durch einen ausreichenden "Schatten-Kraftwerkspark" gesichert werden, der zuverlässig und flexibel Energie liefert, wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht weht.
Dessen ungeachtet bleiben politisch insbesondere die beachtlichen Potenziale einer Energieeffizienzpolitik bisher weitgehend ungehoben.12 Auch der Netzausbau wird gegenwärtig eher hektisch nachholend beschleunigt, als konzeptionell gesichert implementiert. So ringen unverändert widersprüchliche Vorstellungen von Großlösungen ("Übertragungsnetz-Autobahnen") einerseits und versorgungsnahe Konzepte einer "Energiewende von unten" andererseits miteinander. Zudem erscheint fraglich, inwiefern die im Zuge der Liberalisierung eingeführte Anreizregulierung wirklich kompatibel ist mit den künftigen Anforderungen an Netzinvestitionen und Netzbetrieb infolge der veränderten Erzeugerstruktur.13 Über die bisher lediglich geschaffenen Grundlagen für eine koordinierte Netzplanung und eine Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren (Energieleitungsausbaugesetz, Netzausbaubeschleunigungsgesetz) hinaus könnte daher auch im Netzbereich noch eine grundlegende Neuordnung erforderlich werden.
Beim Versuch des Gegensteuerns aber gerät die Energiewende bei der Bund-Länder-Koordination in ein Kartellspiel: Die internen "Produktions-Quoten" der einzelnen Länder müssen gegen deren Eigeninteressen auf das übergeordnete Gesamtziel ausgerichtet werden. Mangels Kompetenzdurchgriff des Bundes bleiben nur freiwillige Beschränkungen – mit den aus der Spieltheorie bekannten Outsider-Vorteilen bei der kollektiven Erstellung des öffentlichen Gutes "koordinierter Ausbau". Die Praxis bestätigt diesen Befund bisher eindrucksvoll: Auf dem "Energiegipfel" im März 201318 zeigte sich im Wesentlichen ein Bild politischer Handlungsunfähigkeit: Jede denkbare Reform-Maßnahme bleibt im komplexen Interessengeflecht ohne Mehrheit, obwohl doch der Reformbedarf und die Koordinationsnotwendigkeit einhellig bejaht werden. Anhaltende Ressortdifferenzen auf Bundesebene (Wirtschaft versus Umwelt) und politische Rahmenbedingungen (vier Minister in beiden Ressorts allein in dieser Legislaturperiode) tun ihr Übriges.
Als "Energiekonzept" genügt es daher wohl nicht, immer neue Zielformulierungen und Maßnahmenpakete für diverse Energie-Bereiche auf den Weg zu bringen. Systemzusammenhänge, Zeitpfade und Handlungsebenen müssen zielgerichtet miteinander verzahnt werden. Dabei müssen auch Ziel- und Interessenkonflikte adressiert und politisch aufgelöst werden. Dies ist verbunden mit der Einsicht, dass ein solch komplexer Pfadwechsel allein über marktgetriebene Marginalentscheidungen kaum gelingen dürfte,19 umgekehrt aber das Risiko des Staatsversagens dementsprechend erhöht.
Aber auch an der Stabilität der Rahmenbedingungen mangelt es. Walter Eucken20 sah als eines von sieben konstituierenden Prinzipien der Wettbewerbsordnung die "Konstanz der Wirtschaftspolitik" als unabdingbar an: "Eine gewisse Konstanz der Wirtschaftspolitik ist nötig, damit eine ausreichende Investitionstätigkeit in Gang kommt. [...] Die nervöse Unrast der Wirtschaftspolitik, die oft heute verwirft, was gestern galt, schafft ein großes Maß von Unsicherheit und verhindert – zusammen mit den verzerrten Preisrelationen – viele Investitionen. Es fehlt die Atmosphäre des Vertrauens." Treffender lässt sich eines der Hauptprobleme gegenwärtiger Rahmensetzung kaum beschreiben: Die Energie-, Klima- und Umweltpolitik ist in Sachen Energiewende von riskanter Unstetigkeit gekennzeichnet. Dabei bildet die weltweit beachtete "doppelte Atomwende" 2010/2011 (erst Verlängerung von Laufzeiten, dann Ausstieg) nur die Spitze des regulatorischen Eisberges: Die faktische Eliminierung der Reinbiokraftstoffbranche anlässlich der Umstellung von Energiesteuerbefreiung auf ein Kraftstoffquotensystem ab 2006, die in immer kürzerer Folge unternommenen EEG-Novellierungen (allein seit 2008 zehn Gesetzesänderungen), der Zickzackkurs bei der Photovoltaik-Förderung im ersten Halbjahr 2012 und das Hin und Her beim "Marktanreizprogramm" als einzigem bundeseinheitlichen Förderprogramm für erneuerbare Wärme im Altbaubereich (im Mai 2010 überraschend gestoppt, im Juli desselben Jahres unter veränderten Bedingungen wieder aufgenommen) sind nur einige Beispiele. Aktuell bietet die zunächst als umfassend angekündigte, sodann als "Strompreisbremse" fokussierte EEG-Reform mit (innerhalb von wenigen Monaten) insgesamt drei verschiedenen, letztlich aber doch folgenlosen Konzeptpapieren von BMU und BMWi21 neues, irritierendes Anschauungsmaterial. Vor allem die angekündigte intransparente Kürzung der EEG-Vergütung für Neu- und erstmals sogar für Bestandanlagen haben erheblichen Vertrauensverlust erzeugt: Eine nachträgliche Kürzung fest zugesagter Vergütungen und ein ins Ungewisse gestellter künftiger Laufzeitbeginn der Vergütung für Neuanlagen sind Gift für die private Investitionsbereitschaft. Anstelle einer planvollen Ausbausteuerung produziert die Politik auf diese Weise in immer schnellerer Folge erratische Signale über die Profitabilität privater Investitionen. Aktionistische Eingriffe in das Förderregime ohne klaren Reformkurs können so schnell aus einem "Preis-Bremsmanöver" eine "Umkehrschub-Zündung" machen. Umgekehrt hat das Gezerre um die in kurzer Folge zur Senkung anstehende Solarförderung 2012 über Vorzieheffekte im Wesentlichen einen Rekord-Solarboom ausgelöst!
Ob die Anreize bei der für die Energiewende zentralen Förderung der Erneuerbaren gegenwärtig grundsätzlich richtig gesetzt sind, ist durchaus umstritten.22 Bei der hier verbreiteten, bisweilen schrillen Kritik23 wird jedoch zumeist übersehen, dass aktuelle Marktpreise kaum zur Anleitung langfristig wirksamer Technologiepfadentscheidungen taugen: Weder enthalten diese die vollständigen externen Kosten der Energieversorgung noch berücksichtigen sie die dynamische Preisentwicklung im Zeitablauf, die für Erneuerbare nach unten, für konventionelle Energieträger aber nach oben weist. Das EEG schafft hier einen angemessenen Marktausnahmebereich zur Markteinführung. Vielfach favorisierte Quotenmodelle sorgen gerade nicht für stabile Erwartungen privater Investoren. Die Debatte hat sich im Grunde aber längst den künftigen Herausforderungen um ein "EEG 2.0" zugewandt: Wie gelingt eine Markt- und Systemintegration der Erneuerbaren, wie muss das künftige Strommarktdesign aussehen, und kann unter diesen Bedingungen Versorgungssicherheit gewahrt bleiben? Vor diesem Hintergrund wird kontrovers diskutiert, ob sich volatile Einspeisungen überhaupt über das gegenwärtige Strommarktdesign aus eigener Kraft refinanzieren können und ob nicht ergänzende Kapazitätsmechanismen für die notwendigen Investments in (Reserve-)Kraftwerkskapazität sorgen müssen.24
Die Energiewende ist ein Nachhaltigkeitsprojekt par excellence, bei dem die heutige Generation zur dauerhaften Entlastung künftiger Generationen investiert. Dieser langfristigen, dynamischen Nachhaltigkeitsperspektive wird eine allein auf aktuelle betriebswirtschaftliche Gestehungskosten und Strompreise verengte Debatte nicht gerecht. Auch bedeutet diese Wende einen komplexen Systemwechsel, der aufgrund der vielfältigen Beharrungsmomente und Pfadabhängigkeiten staatliche Anreiz-, Leitplanken- und Rahmensetzungen in einem Umfange erfordert, die ordnungspolitisch möglicherweise irritieren mögen. Die Folge ist ein schwieriges Navigieren zwischen Markt- und Regulierungsversagen, bei dem man nach zwei Jahren nicht die Geduld verlieren sollte, aber auch einen klaren Kompass benötigt. Vordringlich sind hier eine Koordinierung der öffentlichen Handlungsträger und Zielgeber, eine aufeinander abgestimmte Entwicklung der Systemkomponenten Erzeugungs- und Reservekapazität, Netze und Speicher, auch durch innovatives Strommarktdesign sowie markt- bzw. systemintegrierende Förderpolitiken, eine aktive Effizienzpolitik, die Revitalisierung des Emissionshandels und die Berücksichtigung ökologischer und raumbezogener Kosten der Erneuerbaren. Auch institutionelle Reformen – ob Bundes-Energieministerium25 wie jüngst auf Landesebene in Schleswig-Holstein etabliert oder eine politisch unabhängige Bundeseffizienzagentur26 – mögen dazu beitragen. Schließlich müssen Verteilungsfragen transparent geklärt werden. Dies trägt nicht nur zur Akzeptanzsicherung der Energiewende bei, sondern entlastet die Politik auch von permanenten Korrektureingriffen in den Regulierungsrahmen aus Gründen des tagespolitischen "Belastungsmanagements".
2	BMWi/BMU: Erster Monitoring-Bericht "Energie der Zukunft", Berlin 2012.
4	Zur "Instrumenteninvasion" siehe auch B. Hansjürgens: Instrumentenmix der Klima- und Energiepolitik: Welche Herausforderungen stellen sich?, in: Wirtschaftsdienst, 92. Jg. (2012), Sonderheft, S. 1-7.
8	P. Altmaier: Verfahrensvorschlag zur Neuregelung des EEG, 11.10.2012; BMU: Energiewende sichern – Kosten begrenzen, Vorschlag zur Einführung einer Strompreis-Sicherung im EEG, 28.1.2013; BMU/BMWi: Energiewende sichern – Kosten begrenzen, Gemeinsamer Vorschlag zur Dämpfung der Kosten des Ausbaus der Erneuerbaren Energien, 13.2.2013 ("Altmaier-Rösler-Papier").
12	Siehe den "Offenen Brief an die Bundesregierung: Ohne eine europaweite Energieeffizienzpolitik ist die Energiewende in Gefahr", https://germanwatch.org/fr/download/3859.pdf; sowie "Drohendes Aus für Energieeffizienzprogramme muss rasch abgewendet werden", http://www.deneff.org/cms/tl_files/Infomaterial/Presse/20130318%20EKF_Offener%20Brief_Final.pdf; sowie die dezenteren Hinweise von BMWi/BMU: Erster Monitoring-Bericht ..., a.a.O., S. 26 ff.
17	Die Ministerpräsidentenkonferenz hat sich am 7.1.2013 immerhin dazu bekannt, dass "der politische Dialog über die Synchronisierung der nationalen Ausbauziele mit den Ausbauzielen der Länder insbesondere für die Solarenergie sowie die On- und Offshore-Windenergie [...] zu führen ist [...]. Die Länder sind bereit, im Interesse einer gemeinsamen Lösung ihre eigenen Planungen zu modifizieren." (www.thueringen.de/th1/mpk/termine/weimar).
Eine Förderung von Stromspeichern sollte somit differenzierte ökonomische Anreize setzen, um eine intelligente und wirtschaftliche Kombination zentraler und dezentraler Speicher – konzeptionell abgestimmt mit dem Ausbau der Netzinfrastruktur – zu erreichen. Zudem werden verstärkt auch kleinere Speicher wie Batteriespeicher in Elektroautos notwendig. Ebenso sollten neue Wege beschritten und bislang vielleicht noch exotisch anmutende Ideen, wie die Nutzung der Bundeswasserstraßen als dezentrale Pumpspeicher im Rahmen regionaler virtueller Kraftwerke, weiter erprobt werden. Zudem könnte das Gasnetz als Speicher erschlossen werden.9 Um frühzeitig eine verbindliche Planungsgrundlage zu schaffen, wäre es sehr zu begrüßen, wenn zeitnah ein Entwurf für ein "Stromspeicherausbaugesetz" vorgelegt würde.10 Ein erster Schritt zur Markt- und Technologieentwicklung von Batteriespeichersystemen ist das KfW-Programm "Erneuerbare Energien – Speicher". Seit dem 1. Mai 2013 wird damit durch zinsgünstige Darlehen der KfW und durch Tilgungszuschüsse, die vom Umweltministerium finanziert werden, die Nutzung von stationären Batteriespeichersystemen in Verbindung mit einer an das Netz angeschlossenen Photovoltaikanlage unterstützt.11
19	European Energy Exchange (EEX): EU Emission Allowances. Preise und Handelsvolumen, 2013, http://www.eex.com/de/Marktdaten/Handelsdaten/Emissionsrechte/EU%20Emission%20Allowances%20%20Spotmarkt.
26	A. Rostankowski et al.: Anpassungsbedarf bei den Parametern des gleitenden Marktprämienmodells im Hinblick auf aktuelle energiewirtschaftliche Entwicklungen, Kurzgutachten im Rahmen des Projektes "Laufende Evaluierung der Direktvermarktung von Strom aus erneuerbaren Energien", Greifswald 2012.
In der aktuellen öffentlichen und wissenschaftlichen Debatte entsteht der irreführende Eindruck, die Energiewende befinde sich in einer tiefen Krise. In mehr oder minder dramatischen Tönen wird eine grundlegende Reform des Fördersystems angemahnt. Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) begünstige eine marktferne "Rundherum-Sorglos-Mentalität" und führe damit zu dramatischen Fehlentwicklungen, insbesondere zu einem Wettlauf der Bundesländer um möglichst hohe Ausbauraten. Das Gesamtenergiesystem sei durch die Geschwindigkeit des Wachstums der Erneuerbaren in seiner Anpassungsfähigkeit überfordert. Insbesondere müsse der Ausbau der erneuerbaren Energien stark gebremst werden, weil der Netzausbau nicht schnell genug erfolge. In letzter Konsequenz laufen viele Reformpläne auf eine deutliche Verlangsamung des Ausbautempos der erneuerbaren Energien hinaus. Überlagert wird diese Allokationsdebatte durch eine Verteilungsdebatte zwischen den Gewinnern und Verlierern um die Verteilung der Ausbaukosten der erneuerbaren Energien. Diese Debatten werfen in der Tat die Frage auf, ob der Fahrplan der Energiewende noch zu halten ist.
Wie aktuelle Analysen zeigen, haben sich zwar die Haushaltspreise für Strom seit dem Jahre 2000 auf 28,5 ct/kWh mehr als verdoppelt.2 Dieser Anstieg ist aber nur zu ca. einem Drittel auf die erneuerbaren Energien zurückzuführen.3 Neben Steuern und Abgaben, die kontinuierlich angestiegen sind, sind es gerade die fossilen Energieträger, die den Hauptanteil des Kostenanstiegs der Vergangenheit verursacht haben. Von 2005 bis 2012 haben sich sowohl die Preise für Gas als auch für Steinkohle, die die Strompreisbildung prägen, ungefähr verdoppelt.4 Nach den optimistischen Prognosen der IEA5 wird sich der Preisanstieg für fossile Energieträger in den nächsten Jahrzehnten, trotz der oftmals angeführten sogenannten "Schiefergasrevolution" in den USA weiter fortsetzen. Die kritischen Analysen der Energy Watch Group6 legen sogar einen stärkeren weiteren Preisanstieg für alle fossilen Energieträger nahe. Auffällig ist, dass der Kostenanstieg für die privaten Haushalte dort am stärksten war, wo es keinen so signifikanten Ausbau der erneuerbaren Energien gab – im Wärme- und Mobilitätsbereich.7
Absenkung der Mindestleistung von Kraftwerken ("Must-Run-Leistung").
21	M. Gottstein, S. Skillings: Über Kapazitätsmärkte hinaus denken: Flexibilität als Kernelement, in: Agora Energiewende: Kapazitätsmarkt oder strategische Reserve: Was ist der nächste Schritt?, Berlin 2013, S. 15-26; M. Hogan, M. Gottstein: What Lies "Beyond Capacity Markets"?, The regulatory assistance project, Berlin 2012, www.raponline.org (8.5.2013).
Die "Energiewende" ist eine Generationenaufgabe. Der Begriff "Energiewende" bedeutet dabei nichts anderes als die Transformation des heutigen Energiesystems hin zu einem "Leitsystem erneuerbare Energien", in dem erneuerbare Energieträger die Hauptlast der Versorgung übernehmen und fossile Energieträger langfristig höchstens unterstützend eingesetzt werden. Diese Systemtransformation ist nicht kostenlos. Betrachtet man jedoch das Wohl der zukünftigen Generationen, ist sie unverzichtbar, denn langfristig ist es teurer, die Systemtransformation nicht durchzuführen. Dies begründet sich durch die Überlegung, dass im Zeitverlauf die Preise der fossilen Energieträger, auch trotz der Bedeutung unkonventionellen Erdgases, deutlich steigen werden. Auch die Kosten der CO2-Emissionen werden ansteigen. Weiterhin darf nicht vergessen werden, dass der gegenwärtige deutsche Kraftwerkspark im Durchschnitt überaltert ist und in jedem Fall zu hohen Kosten erneuert werden müsste. Parallel sinken die Kosten der erneuerbaren Energien, weshalb im Zeitverlauf ein Leitsystem erneuerbare Energien kostengünstiger als die Fortführung des bestehenden Systems ist.
Allerdings dürfen die Kosten der Systemtransformation nicht zu hoch werden, um die gesellschaftliche Akzeptanz zu gewährleisten. Fraglich ist jedoch, wie hoch die Kostendifferenz sein darf, die die Gesellschaft akzeptiert und wann der Schnittpunkt der Kosten zwischen einem "weiter wie bisher" und der Systemtransformation erreicht ist. Grundsätzlich ist jedoch eindeutig, dass die Ziele der Systemtransformation mit den geringst möglichen volkswirtschaftlichen Kosten erreicht werden sollten.
Mögliche Ansatzpunkte zur Begrenzung der Kosten bieten sich trotzdem in vielen Bereichen, beispielsweise durch eine stärkere Synchronisierung von Netz- und EE-Ausbau: Erhöht man die Anreize zum Ausbau von Binnenlandstandorten für die gewünschte regionale Diversifizierung der Windenergie, führt dies zur Verringerung des Stromtransportbedarfs. Die Abschaffung einer Entschädigung bei der Abregelung von neuen EE-Anlagen würde ebenfalls den Kostenanstieg begrenzen und zudem wichtige Steuerungssignale senden: Bei der Standortwahl für neue Anlagen würde zunehmend die Netzsituation berücksichtigt werden, der Zubau in derzeit bereits stark erschlossenen Gebieten würde zurückgehen. Als ein weiteres Element wäre zu prüfen, ob die Einführung von "atmenden Deckeln" ähnlich der Regelung, die für Photovoltaik getroffen wurde, auch für andere EE-Technologien sinnvoll wären. Grundsätzlich bieten atmende Deckel den Vorteil, die Fördersätze schneller an Kostensenkungen bei einzelnen Technologien anpassen zu können, bei gleichzeitig hoher Investitionssicherheit durch die Berechenbarkeit der Degressionsschritte. Die Überprüfung der Ausnahmen von der EEG-Umlagepflicht, dies auch unter Einbeziehung des Eigenverbrauchs, um der Entsolidarisierung bei der Kostenverteilung entgegenzuwirken, sollte ebenso kurzfristig umgesetzt werden und kann somit ein Schritt zur kurzfristigen Senkung der EEG-Umlage sein.
Mit der Erweiterung des Großhandelsmarkts für Strom um das Instrument der Auktion wird ein kosteneffizienter zweiter Zahlungsstrom generiert, der eine Deckung der Vollkosten von erneuerbaren Energien im Wettbewerb ermöglicht. Den Zuschlag in der Auktion vorausgesetzt, müsste der Betreiber der Anlage diese innerhalb einer bestimmten Frist in Betrieb nehmen, um Missbrauch auszuschließen. Die Vermarktung des Stroms würde dabei weiterhin direkt über den Großhandelsmarkt erfolgen, der einen effizienten Einsatz von Erzeugungsanlagen sicherstellt. Ein Auktionsmodell hätte viele Vorteile: Neben der Kosteneffizienz durch Wettbewerb bleibt eine vergleichsweise hohe Investitionssicherheit für Anlagenbetreiber erhalten, da die im Wettbewerb ermittelte Vergütung über einen längeren Zeitraum festgeschrieben wird. Gleichzeitig bleibt der Ausbau der erneuerbaren Energien steuerbar bei geringer Pfadabhängigkeit. Außerdem werden Effizienzvorteile realisiert, da die Chancen und Risiken vom Stromkunden auf die Anlagenbetreiber übergehen. Dieses Zielmodell hat zudem den Vorteil, dass es schrittweise aus dem bestehenden EEG heraus entwickelt werden kann. Dafür müsste zunächst – wie oben dargestellt – die Direktvermarktung verpflichtend für Neuanlagen eingeführt werden. Weiterhin würde dann die Marktprämie zunächst gleitend und ex post festgelegt, dann aber der ex ante bestimmte Teil sukzessive erhöht, bis schließlich langfristig das gesamte Marktrisiko von den Investoren getragen wird. Durch dieses "Hereinwachsen" haben alle Marktakteure Zeit, sich auf die neuen Spielregeln einzustellen. Im Sinne eines "lernenden Systems" können Praxiserfahrungen integriert und Fehlentwicklungen korrigiert werden, was bei einem plötzlich wechselnden Marktdesign nicht möglich wäre.
Um die Versorgungssicherheit über einen solchen dezentralen und wettbewerblichen Leistungsmarkt dennoch sicherzustellen, werden in Theorie und Praxis zusätzliche Instrumente diskutiert. Die Schaffung eines separaten Kapazitätsmechanismus zur langfristigen Finanzierung von Neuanlagen und einer "Notreserve", bestehend aus Reservekraftwerken, stellen jedoch zentrale Elemente dar und sind ihrerseits wiederum mit Risiken und Ineffizienzen behaftet. Hierbei wäre dann abzuwägen, worin in einem modifizierten dezentralen Ansatz wesentliche Vorteile gegenüber einem umfassenden zentralen Kapazitätsmarkt bestehen. Auch wenn ein dezentraler Leistungsmarkt in der Praxis nicht ohne ergänzende zentrale Instrumente auskommen sollte, bestehen in einem solchen grundsätzlich wettbewerblich angelegten Ansatz Chancen zur Realisierung von Produkt- und Prozessinnovationen und damit auch zur Realisierung von angebots- und nachfrageseitigen Effizienzpotenzialen.
Zur Notwendigkeit und konkreten Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen bedarf es in den nächsten Monaten noch einer umfassenden Diskussion. Zahlreiche Fragen, insbesondere zur Vorteilhaftigkeit der verschiedenen Ansätze und deren konkrete Wirkungsweise sind noch offen und müssen weiter untersucht werden. Klar ist, dass die Detail­ausgestaltung für das Funktionieren und die Effizienz der Märkte essenziell ist. Da bis etwa 2020 von keinem akuten Handlungsbedarf ausgegangen werden kann, sollte bei einem solch tiefgreifenden Markteingriff die Devise "Sorgfältigkeit vor Geschwindigkeit" gelten.
Als Übergangslösung für die kurze Frist sollte das Instrument der strategischen Reserve als eine "No-Re­gret-Maßnahme" berücksichtigt werden.
Wer auf die eingangs gestellte Frage eine Antwort sucht, muss fragen (a) Was ist "die Energiewende"? und (b) Was war "der Fahrplan"? – und letztlich selbst die Antworten geben:
Die Bundesregierung hat (im Strombereich) kein "Wende-Konzept" (gehabt). Eine Wende ist etwas Symmetrisches, wo es zu einem Heraus ein Hinein gibt – die Bundesregierung aber besaß bzw. vertrat im Frühsommer 2011 allein ein "Ausstiegs-Konzept". Vor Fukushima, im September 2010, hatte die Bundesregierung die von ihr veranlasste Verlängerung der eingeräumten maximalen Produktionsmenge für Kernkraftwerke mit dem Argument begründet: Das Zeitalter der erneuerbaren Energien solle "so schnell wie möglich erreicht" werden; dies sei Konsens. Doch das sei nicht so schnell möglich, wie von der Vorgängerregierung unterstellt, wenn auch die Klimaziele erreicht werden sollen. Zum Ausgleich sei für eine Übergangszeit, als Brücke somit, die Kernkraft als klimaneutrale Erzeugungsart noch erforderlich. Nach Fukushima, kein halbes Jahr später, wurde beschlossen, diese Brücke einzureißen – und die Bundesregierung wollte dafür keinen Ersatz aus der einzig verbliebenen klimaneutralen Erzeugungsoption, den Erneuerbaren, schaffen. Sie blieb im Kabinettsbeschluss vom 6. Juni 2011 bei ihrem Ziel "35% bis 2020" von September 2010. Das Maß der Ambition der Bundesregierung – relativ zu 2011, wo 20,5% erreicht wurden – ist ein Zuwachs bis 2020 um lediglich noch knapp 15 Prozentpunkte.
Dieser Zwiespalt, so das paradoxe Ergebnis, stellt das Konzept und den Fahrplan der Energiewende (im Strombereich) dar – nicht etwas Eindeutiges, wie man erwarten würde. Fragt man, ob dieser Fahrplan "noch einzuhalten sei", so lautet die Antwort: Das Problem mit der Energiewende ist nicht eine Verzögerung gegenüber dem Geplanten als vielmehr umgekehrt: Problem ist eine überschießende Dynamik, die über die Intentionen der Bundesregierung weit hinausgeht – vermutlich aber auch über das vernünftige Maß.
dem (reformierten) "EEG 2.0", das, als Teil eines reformierten Strommarktdesigns, die Anreize für Investoren so setzt, dass auch zu erwarten ist, dass der Aufwuchs von Erneuerbaren- sowie der erforderlichen Ausgleichs-Kapazitäten gemäß den Angaben des Masterplans erfolgt;
Von diesen drei Paketen des Konzepts "Energiewende" werden noch zwei von den Bundesländern beraten – moderiert vom Chef des Bundeskanzleramts. Allein der Netzplan steht zur Verabschiedung im Bundestag an – der Bundesrat hat bereits grünes Licht gegeben. Bei der Anhörung von Sachverständigen3 hat es zum Thema "Sicherheit der Stromversorgung" keinerlei Einwendungen gegeben. Dabei liegen Gründe für Einwendungen gleichsam auf der Straße.
Die Bestimmung des Sicherheitsniveaus eines Stromsystems wird bislang deterministisch vorgenommen, geleitet von dem klassischen (n-1)-Kriterium. Das Konzept selbst bedarf eines neuen Ansatzes, (a) in Form eines stochastischen Ansatzes und (b) in der Richtung, dass der enge Sicherheitsbegriff in Vorstellungen von Robustheit bis Vulnerabilität eingebettet wird. Dem würde entsprechen, wenn die Aspekte "kritischen Infrastrukturen" und "cyber crime" mit mehr bedacht würden als lediglich mit gesammeltem Schweigen – das auch angesichts von vier, bzw. nach dem Willen der Bundesnetzagentur sogar nur noch drei, HGÜ-Korridoren in Nord-Süd-Richtung.
Die Aufgabe, für die Sicherheit der Stromversorgung in Deutschland zu sorgen, ist rechtlich anscheinend klar delegiert. Sie wurde den vier Übertragungsnetzbetreibern in Deutschland unter der Aufsicht der Bundesnetzagentur übertragen. Einschlägig sind die Vorgaben für die "Systemverantwortung" (in § 13 EnWG) und für die "Sicherheit und Zuverlässigkeit" (in Teil 6 EnWG). Die Regelungen in § 13 EnWG gelten allerdings nur in sehr kurzer Frist. Sie sind erst dann heranziehbar, wenn "die Sicherheit oder Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung ... <bereits> gefährdet oder gestört ist." Das heißt, erst wenn das sprichwörtliche Kind schon drauf und dran ist, in den Brunnen zu fallen, ist es gestattet einzugreifen. Maßgaben vorsorgender Natur, also z.B. einen Deckel auf den Brunnenschacht zu legen, sind eher in Teil 6 mandatiert.
Historisch kontingent und spezifisch für die besondere Form des Erneuerbaren-Ausbaus in Deutschland ist die Entscheidung, mit erheblichen Kapazitäten in die besonders aufwändige und herausfordernde Windkraft auf See zu gehen, und zwar konzentriert in die Nordsee, in den schmalen "Entenschnabel", der Deutschlands Hoheitsgebiet dort ausmacht. Dort im Nordwesten Deutschlands, in extremer Randlage, deshalb in extremer räumlicher Konzentration, ist seit langem der Aufbau einer Kapazität in der Größenordnung von über 20 GW vorgesehen. Das entspricht der Kapazität des bis Anfang 2011 in Deutschland verfügbaren Kernkraftwerksparks. Einiges an Erzeugungskapazitäten wird bereits errichtet, die Infrastruktur befindet sich mit einer Auslegung, die für die gesamte vorgesehene Erzeugungskapazität reicht, bereits im Aufbau. Das ist nicht mehr rückgängig zu machen.
Charakteristisch für die Gestalt des konzipierten Übertragungsnetzes ist die erhebliche Erweiterung der Kapazitäten für den Stromferntransport in Nord-Süd-Richtung. Also haben die Übertragungsnetzbetreiber in der von ihnen verantworteten Netzplanung vier Trassen für "Stromautobahnen" in Nord-Süd-Richtung vorgesehen. Hinzugekommen ist die Entscheidung der Bundesregierung, als Vorgabe für den Netzplan, sämtliche Stromautobahnen in der technologisch pionierhaften Form von Gleichstromverbindungen (HGÜ) auszuführen. Das sind, wie erwähnt, reine Punkt-zu-Punkt-Ferntransport-Verbindungen – bisherige Kernkraftwerks-Standorte sind Start- und Endpunkte. Aus der Sicht des Netzes im Süden, wo bei Neckarwestheim und Grafenrheinfeld beispielsweise Endpunkte sind, ist das so, als ob der Windkraftanlagenpark in der Nordsee direkt das entfallende Kernkraftwerk ersetzt.
Die Netzverantwortlichen selbst sind in Deutschland überdies noch in vier Übertragungsnetzbetreiber zerstückelt. Zusammengenommen gilt: Das sind lauter organisatorische Bedingungen, angesichts derer ein im Sicherheitsmanagement erfahrener Profi spontan, auf den ersten Blick sagen würde: Die Voraussetzungen dafür, dass es über kurz oder lang schief geht, könnte man kaum "geeigneter" zusammenstellen.
1	Mittels eines rein verbalen Hoch-Pushens der quantitativ unveränderten Ziele der Bundesregierung pro Jahrzehnt, durch die Zielformel in § 1 (2) EEG: "mindestens zu erhöhen auf y Prozent spätestens bis zum Jahr 20x0".
4	In § 12b (1) EnWG heißt es "Der [...] Netzentwicklungsplan muss alle [...] Maßnahmen [...] enthalten, die [...] für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind."
5	Eine erprobte Lösung für dieses Problem fehlt bislang. In der Fachliteratur findet man hierzu etwas unter den Stichworten ROCOF (Rate of Change of Frequency), d.h. 1. Ableitung der Netzfrequenz nach der Zeit) und "emulated inertia" (synthetische/simulierte Schwungmasse).
6	Der krönende "Schlussstein" dieses Prozesses wird die Verordnung sein, mit der das Mandat in § 53 EnWG umgesetzt werden wird. In diesem von der EU vorgegebenen, wenig beachteten Mandat heißt es: "Sofern die Versorgungssicherheit [...] durch vorhandene Erzeugungskapazitäten oder getroffene Energieeffizienz- und Nachfragesteuerungsmaßnahmen allein nicht gewährleistet ist, kann die Bundesregierung [...] ein Ausschreibungsverfahren [...] für neue Kapazitäten oder Energieeffizienz- und Nachfragesteuerungsmaßnahmen vorsehen".
7	Neufassung von § 12 Absatz 3a Buchstabe c EnWG. Damit wurde ermöglicht, im "Interesse der technischen Sicherheit und der Gewährleistung der Stabilität des Elektrizitätsversorgungssystems durch Rechtsverordnung technische Anforderungen für Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie festzulegen und entsprechende Nachrüstungen für diejenigen Altanlagen anzuordnen, die den Vorgaben nicht genügen."
Abstract: The German energy transition represents a policy-driven, sustainability-oriented restructuring of both supply- and demand-side components of the entire energy system by 2050. Whereas the development of renewable energies in the electricity sector is right on track, due to the feed-in tariffs of the German Renewable Energy Sources Act, many other crucial requirements for a successful transition are not, amongst others the improvement of energy efficiency and the decarbonisation of the transport sector. Contrary to the public discussion, the primary future challenges do not consist in limiting electricity prices or abandoning feed-in support schemes, but rather in coordinating the variety of actors as well as appropriately matching the different system elements (grids, technologies, energy sectors, demand and supply side, etc.). Much remains to be done. By highlighting some examples like the need to take into account future implications of climate change for the energy sector, the consequences of the current crisis in the European Union's emissions trading scheme and the need for a cautious adjustment of the EEG, the paper argues that the major challenges regarding the German energy transition mainly go beyond the current policy-driven and short-term discussion of energy prices. Germany's pioneering attempt to integrate steadily increasing share of non-dispatchable electricity from renewable sources is challenging the stability of the system. Several characteristics in the current self-regulating system are identified and analysed, which reveal themselves as potential weaknesses or shortcomings in the upcoming system.
Energiepolitik, Erneuerbare Energien, Stromnetz, Energiepreis, Energieversorgung
Dyakonov, Vladimir; Thrän, Daniela; Thess, André; Saupe, Stephan; Schmidt, Dietrich; Henning, Hans-Martin; Hoffmann, Clemens; Bofinger, Stefan; Huenges, Ernst; Lux-Steiner, Martha C.; Brendel, Rolf; Horst, Juri; Emonts, Bernd; Fischedick, Manfred; Schüwer, Dietmar; Ebert, Hans-Peter; Kelm, Tobias

References: § 13
 § 13
 § 1
 § 12
 § 53
 § 12