Energiewende: Darum ist die Zwischenbilanz zwiespältig

Einige aktuelle Rahmenparameter der Energiewende weisen auf eine positive Entwicklung hin. So nähert sich der Anteil erneuerbarer Energien am Strommix zunehmend der 40-Prozent-Marke an. Schon im kommenden Jahr soll es soweit sein. Daneben sinken auch die direkt damit zusammenhängenden Kosten. Die von den Endverbrauchern zu zahlende EEG-Umlage vermindert sich im kommenden Jahr zum zweiten Mal in Folge, und zwar um 0,39 Cent pro kWh auf 6,41 Cent pro kWh. Matthias Zelinger, energiepolitischer Sprecher und Geschäftsführer des Bereichs Power Systems des VDMA, bewertet dies als „gute Nachricht für die Zukunft der Energiewende“.

Auf dem Rückzug ist zudem ein weiterer nicht unerheblicher Kostenblock. Die Bundesnetzagentur vermeldete Ende Oktober, dass sich die Redispatch-Maßnahmen im ersten Quartal 2018 gegenüber dem Vorjahr um etwa zwei Drittel reduzierten. Damit gemeint sind Eingriffe in den Betrieb konventioneller Kraftwerke, um die schwankende Stromproduktion von Wind- und Solarkraftwerken auszugleichen. Insgesamt wurden dafür im ersten Quartal dieses Jahres 3,23 Milliarden kWh an Strom angefordert. Die damit zusammenhängenden Kosten belaufen sich auf 82,3 Millionen Euro, im ersten Quartal 2017 mussten für das Redispatch noch 299 Millionen Euro aufgewendet werden.

Konstante Energieversorgung

Gestiegen sind dagegen die Maßnahmen für das Einspeisemanagement und damit die direkten drosselnden Eingriffe in EEG- und Kraft-Wärme-Kopplungs (KWK)-Anlagen. Dies verfolgt ein ähnliches Ziel wie das Redispatch, über den Ausgleich von Stromproduktion und -nachfrage die Stabilität des Energiesystems sicherzustellen. Die Kosten für diese ‚Ausfallarbeit‘ im Umfang von 1,97 Milliarden kWh liegen im ersten Quartal 2018 bei 228 Millionen Euro, nach 141 Millionen Euro im Vergleichszeitraum des Vorjahres. Der Begriff Ausfallarbeit beschreibt den Umstand, dass Betreiber von Wind- und Solaranlagen von den Netzbetreibern auch Geld für denjenigen Strom bekommen, der gar nicht in die Netze eingespeist wird.

Die Zunahme dieser auch ‚Einsman‘ genannten Eingriffe führt die Netzagentur insbesondere auf die Inbetriebnahme von Offshore-Windparks im Jahr 2017 zurück, die zu einer Überlastung der Leitungen im Emsland geführt hätten. Und auch ein weiterer mit den Meereswindparks in Zusammenhang stehender Kosteneffekt zieht an: die Offshore-Netzumlage.

Die Verzehnfachung auf 0,42 Cent pro kWh hat jedoch ei­nen einfachen Grund: Die Kosten der Netzanbindung der Windparks in Nord- und Ostsee wird jetzt da­rüber verrechnet und nicht mehr wie bislang über die Übertragungsnetzentgelte. Diese Entwicklungen veranlassten den Chef des Energiewirtschaftsverbandes BDEW, Stefan Kapferer, kürzlich zu einer klaren Aussage in Richtung Politik:

„Betrachtet man die Strompreisentwicklung der letzten zehn Jahre, ist eines auffällig: Profiteur ist der Bundesfinanzminister. Über 54 Prozent des Strompreises für Haushaltskunden sind staatliche Steuern, Abgaben und Umlagen.“ Energieversorger könnten nur noch gut 20 Prozent des Endkundenstrompreises beeinflussen. Hinzu kommt die Entwicklung auf dem Strommarkt. Musste man für das Lieferjahr 2017 an der Energiebörse noch durchschnittlich 30 Euro für eine MWh Strom bezahlen, waren in diesem Jahr mehr als 50 Euro fällig.

Dennoch sind positive Kosteneffekte bei den erneuerbaren Energien unbestreitbar. Für Carsten Pfeiffer ist der Ausbau günstiger Neuanlagen, aufgrund deutlich gesunkener Gestehungskosten, für die EEG-Umlage kein relevanter Faktor mehr. „Heutige Erneuerbare-Energie-Anlagen sind bereits kostengünstiger als konventionelle“, hat der Leiter Politik & Strategie ausgemacht. Das liegt auch am gestiegenen Preis für Emissionszertifikate.

Während die Preise jahrelang weit unter 10 Euro/t CO2 dümpelten, stiegen diese 2018 deutlich an auf zuletzt rund 18 Euro/t.

Pfeiffer ist sich sicher: „Sollte der CO2-Preis in den nächsten Jahren in vergleichbarem Umfang ansteigen, wie in den vergangenen zwölf Monaten, wird die EEG-Umlage in den nächsten Jahren deutlich sinken.“ Dies hängt mit dem Berechnungsverfahren zusammen. Denn: Je höher der CO2-Preis, desto höher ist der Börsenstrompreis und desto geringer damit die Marktprämie. Dies wiederum wirkt sich direkt auf die EEG-Umlage aus.

Wesentlich für die Kosteneffekte beim Ökostrom waren jedoch auch die im Jahr 2017 erfolgte Umstellung der EEG-Verfahren auf Ausschreibungen. Für Aufsehen sorgte hier die erste Auktion für Offshore-Windparks, bei der Projektierer sogar komplett auf EEG-Förderung verzichteten. Die durchschnittlichen Zuschlagswerte der jüngsten Ausschreibungsrunden lagen mit 4,66 Cent/kWh für Windenergieprojekte auf See und mit 6,16 Cent/kWh für Wind an Land zwar nicht mehr auf Rekordkurs, unterschritten aber deutlich die EEG-Förderquoten, die noch vor wenigen Jahren bezahlt wurden.

Besonders beeindruckend ist die Entwicklung bei der Photovoltaik (PV). Pfeiffer bezeichnet sie als „atemberaubend“. Noch vor wenigen Jahren galt sie als teuerste Technologie. Jetzt ist sie auf gutem Weg, die günstigste zu werden. Bei der ersten technologieoffenen Ausschreibung von PV und Wind onshore in diesem Jahr haben sich ausschließlich Solarprojekte durchgesetzt. Der durchschnittliche Zuschlagswert betrug 4,67 Cent/kWh.

Kein Wunder, dass Jens Roseneck die Stromerzeugung aus regenerativen Energiequellen auf Kurs sieht. Der Vice President Energy & End User Business DACH bei Schneider Electric hat jedoch bei den CO2-Emissionen „noch gehörigen Nachholbedarf“ ausgemacht. Um hier signifikante Fortschritte zu erzielen, sei es dringend erforderlich, die Sektoren elektrische Energie, Verkehr und Wärme zu koppeln.

„Was uns heute weit intensiver beschäftigt als Skalierungs- und Effizienzprojekte bei Wind und Solar, ist die Systemintegration: bidirektionaler Lastfluss, notwendige Intelligenzen, Netzausbau, Integration von Speichern. Diese Herausforderungen brauchen ganzheitliche Lösungen“, betont Roseneck.

Er ist sich sicher: „Alles was Speicherung und intelligente Vernetzung ermöglicht, wird an Bedeutung gewinnen.“ Über 300.000 dezentrale Energieerzeuger allein in Deutschland, die ihren Strom zu nicht vorhersehbaren Zeiten ins Netz einspeisten, machten eine umfassende Modernisierung des gesamten Energiesystems erforderlich. Unter anderem müssten „Netze konsequent digitalisiert und ihr Ausbau vorangetrieben werden“, so Roseneck.

Für Energiewende-Zulieferanten wie Schneider Electric bedeute dies, sich von proprietären Systemen zu verabschieden. „Die Nutzung offener Standards ist das Gebot der Stunde. Es darf keine Insellösungen mehr geben, sondern die Vernetzung von Systemen muss im Vordergrund stehen“, fordert der Energieexperte.

Carsten Pfeiffer vom BEE sieht vor allem auch die Politik in der Pflicht: „Es fehlt das Gesamtkonzept, das sowohl die einzelnen Sektoren in Schwung bringt als sie auch diese besser miteinander verbindet.“

Zahlen zum gesamten Bruttoenergieverbrauch zeigen den Rückstand, aufgrund der verschleppten Wende im Wärme- und Verkehrssektor: Nach aktuellen Prognosen werden Regenerativenergien hierzulande in 2020 lediglich einen Anteil von 16,4 Prozent erreichen, die EU fordert jedoch 18 Prozent.

Trotzdem ist sich Carsten Pfeiffer sicher: „Mit einer mutigen Politik, die den Umbau konstruktiv gestaltet, können wir 100 Prozent erneuerbare Energien spätestens in der Mitte des Jahrhunderts erreichen."