Dies ist ein Auszug aus dem Buch Politikversagen - wie Politiker unsere Gesellschaft ruinieren

Strommarktdesign der Zukunft

Autor: Rainer Gievers - Publiziert am 17. Oktober 2024

Anfang August 2024 veröffentlichte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klima­schutz (BMWK) - im Folgenden von uns als »Wirtschaftsministerium« abgekürzt -- die Publikation »Strommarktdesign der Zukunft«¹ Darin finden sich Handlungsempfeh­lungen für ein klimaneutrales Stromsystem.

Einer der zahlreichen Vorschläge zielt darauf ab, den Verbrauch an die Verfügbarkeit von Wind- und Sonnenenergie anzupassen. In der Praxis müssten also Industrie und Pri­vathaushalte ihre Stromabnahme zum Beispiel Nachts oder bei bei Bewölkung zurück­fahren:

Insbesondere Elektromobile, Wärmepumpen, Elektrolyseure, Speicher und be­stimmte Teile industrieller Prozesse können kurzfristig auf Schwankungen in der Stromerzeugung reagieren. Durch die Verschiebung der Nachfrage werden letzt­lich auch Preiskurven geglättet und dadurch die Marktwerte der Erneuerbaren verbessert.²

Was sich auf dem ersten Blick so einfach und logisch anhört, bringt aber einen Ratten­schwanz an Problemen mit sich. Die Initiative Zukunft Wirtschaft Deutschland e.V. (IZW) schreibt zum Beispiel³:

Eine Industrienation wie Deutschland hat immer noch keinen Business Case für die einzigartige Energiewende, ist nach wie vor orientierungslos. Bisher wissen wir auch nicht, was es am Ende kosten wird, nur dass es wahrschein­lich unbezahlbar wird. Jetzt soll noch die erzwungene angebotsgesteuerte Versorgung folgen. Das ist Mangelwirtschaft und Chaos, für die ohnehin an­geschlagene Wirtschaft ist das der Dolchstoß.

[...]

Belohnt werden sollen zukünftig Unternehmen, die nur in Zeiten "guten Wetters" Strom verbrauchen. Ebenso sollen sie belohnt werden, wenn sie ihre Produktion bei "schlechtem Wetter" herunterfahren oder gar einstellen.

Es wird bei zahlreichen Unternehmen Flexibilisierungspotenziale geben, in vielen Branchen und Unternehmen jedoch nicht. Dies betrifft nicht nur die häufig ange­führte energieintensive Chemie- oder Stahlindustrie, sondern bei­spielsweise auch

• Rechenzentren, KI, Batterieproduktion, Fertigung von Elektroautos oder Halbleitern,
• alle Produktionen, die rohstoffgetrieben (u.a. Frischeprodukte wie die Roh­milch) sind oder alle Lieferketten im Just-in-time-Modus sowie insbesonde­re
• alle Unternehmen mit kapitalintensiven Anlagen, die eine lineare Fer­tigung rund um die Uhr (24/7) und Auslastung benötigen.

Wenn man sich jetzt noch vor Augen führt, dass sich Industrieverbände normalerweise dezidiert neutral äußern, kommt diese Stellungnahme einer Ohrfeige gleich.

Der Energiemarktexperte Dr. Björn Peters vergleicht die Vorgehensweise der Bun­desregierung mit »Jugend forscht«⁴. Offensichtlich solle ein funktionierendes System ohne gesellschaftliche Debatte oder Studien fundamental neu ausgerichtet werden.

Dr. Peters rechnet damit, dass Großkunden künftig statt 0,5 Cent pro kWh (Kilowattstun­de) künftig 15 Cent bezahlen müssen, während die Kosten im Ausland bei ca. 4-7 Cent pro kWh lägen:

Betroffen sind vor allem Stromkunden, die an mehr als 7000 h/a Strom bezie­hen (zB Grundstoffindustrie, viele produzierende Unternehmen). Laut Netz­verordnung erhalten solche Grundlastbezieher 80% Rabatt auf Netzentgelte (ca. 0,5 statt ca. 4,0 Ct/kWh)⁵.

Die Future-Baseload-Tarife liegen bei ca. 8-9 Ct/kWh zzgl. 6,43 Ct/kWh für Netzentgelte und Umlagen, zusammen also ca. 15 Ct/kWh als Minimumtarif für Großkunden; im Ausland bezahlen diese ca. 4-7 Ct/kWh. Damit wird die Grund­stoffindustrie aus Deutschland vertrieben.⁶

In der Metallindustrie werden so ca. 480.000 Arbeitsplätze gefährdet, in der Che­mie ca. 500.000 und in der Automobilbranche ca. 750.000 Arbeitsplätze. Diese ste­hen am Anfang vieler Wertschöpfungsketten. Der Arbeitsplatzeffekt wird also noch wesentlich größer.

Im übrigen könnte sich der Staat die alle Dimensionen sprengenden festen Einspeisetari­fe und Ausgleichszahlungen für wetterabhängigen Strom nicht leisten.⁷

In diesem Zusammenhang weist Dr. Peters auch auf das strikte Arbeitszeitgesetz hin, welches vorschreibt, dass Änderungen der Arbeitszeiten den Mitarbeitern mindestens drei Tage im Voraus mitgeteilt werden müssen. Den geneigten Leser brauchen wir nicht auf die Unbeständigkeit des Wetters hinweisen, denn Wind und Wolken sind nicht genau vorhersagbar. Das wäre aber für eine vernünftige Planung Voraussetzung.⁸

Noch besser: Urlaubsplanung wird dadurch quasi unmöglich. Insbesondere dürf­te häufig im Sommer Urlaubssperre verhängt werden, um das gute Ange­bot an PV-Strom zu verarbeiten. Erklären Sie das mal Ihren Mitarbeitern und den Gewerk­schaften! Ich fürchte, die schlafen noch.⁹

Fazit: Die vom Wirtschaftsministerium vorgeschlagene wetterabhängige Preissetzung im Strommarkt würde alle Industriebereiche belasten, bei denen aus technischen und logisti­schen Gründen kein Herunterfahren möglich ist. Exportorientierte Unternehmen sind ge­zwungen, Produktionskapazitäten ins günstigere Ausland zu verlagern, weil sie sonst keine konkurrenzfähigen Preise ansetzen können. Umgekehrt dürfte ein hoher Energie­preis die Ansiedlung von Unternehmen aus dem Ausland deutlich erschweren.

Stromspeicher

Wie bereits in den Kapiteln zuvor erläutert, ist eine sofortige Umstellung der Energieversorgung auf »Ökostrom« unrealistisch. Die Bundesregierung plant daher nur nach und nach den Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch von aktuell etwas mehr als 50 Prozent auf mindestens 80 Prozent bis zum Jahr 2030 zu erhöhen.¹⁰

Aufsicht über die Strommärkte hat die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekom­munikation, Post und Eisenbahnen (im Folgenden als »Bundesnetzagentur« bezeichnet). Im Heft »Regelungen zu Stromspeichern im deutschen Strommarkt« von 2021 geht die Behörde auf die Bedeutung der Stromspeicher und die damit verbundenen Herausforde­rungen ein¹¹.

Als Stromspeicher stehen zur Verfügung:

• Pumpspeicherkraftwerke: Ein Pumpspeicherkraftwerk speichert elektrische Energie, indem Wasser in einem Stausee angehoben wird, das später zur Stromer­zeugung genutzt wird. Es nimmt überschüssige Energie in schwachen Nachfrage­situationen auf und gibt sie bei hoher Nachfrage wieder ab, wobei es die dominie­rende Technik zur Energiespeicherung in großem Maßstab ist.
• Private Stromspeicher: Batteriespeicher im Zusammenhang mit privat oder ge­werblich installierten Photovoltaikanlagen. Dabei kommen inzwischen auch recy­celte Batterien unter anderem aus E-Autos zum Einsatz (»Second-Live Batte­rien«). Es wird diskutiert, private Stromspeicher für den Ausgleich von Netz­schwankungen einzusetzen.
• Thermische Speicher: Thermische Speicher speichern Wärmeenergie, die später zur Stromerzeugung genutzt werden kann. Dabei wird überschüssige Energie in Form von Wärme gespeichert, die später beispielsweise über Dampfturbinen in Strom umgewandelt wird. Diese Technik befindet sich allerdings erst in der Ent­wicklungsphase, zum Beispiel mit Salz als Wärmeträger¹².

Die Bundesnetzagentur warnt vor einer Überschätzung der bisher verfügbaren Energie­speicher¹³.

Müssten die deutschen Pump- und Batteriespeicher die Stromversorgung über­nehmen, würden die Speicher bereits nach weniger als einer halben Stunde leer sein; die heute installierten Batteriespeicher wären bereits nach weniger als einer Minute leer.

Ein Tiefdruckgebiet lässt die Wind-Erzeugung für mehrere Stunden oder so­gar Tage auf Werte über 30 GW [Gigawatt] ansteigen. Nur ein Fünftel davon (6 GW) könnte durch die Pumpspeicher aufgefangen werden. Die Batterie­speicher haben in Summe eine Leistung von unter 1 GW.

Eine hypothetische Vergleichmäßigung der Winderzeugung auf ihren Mittel­wert würde eine Speicherkapazität erfordern, die bereits heute weit oberhalb dessen liegt, was absehbar als Kapazität in Speichern realisiert werden kann. [...]

Um den deutschen Strombedarf an einem durchschnittlichen Wintertag auch nur für einen halben Tag aus Stromspeichern zu decken, müsste man Spei­cherkapazitäten in der Größenordnung von 180 GW Leistung und 720 GWh Kapazität errich­ten.

Daraus lässt sich folgern, dass Energiespeicher niemals die schwankende Stromerzeu­gung durch Wind und Sonne abfangen können, sondern nur einen Baustein der Energie­wende darstellen.

Die Einbeziehung der Energiespeicher von Privatleuten in die Stromversorgung ist übri­gens unrealistisch, da man ihnen den bisher selbstgenutzten Strom zu Marktpreisen ab­kaufen müsste. Das gilt insbesondere auch für die verrückte Idee, die Akkus von E-Autos für die Netzeinspeisung zu verwenden, weil dies die Akkulebensdauer beträchtlich redu­zieren würde.

Fazit: Wenn ein Politiker behauptet, dass der bloße Ausbau von Stromspeichern für die Energiewende ausreicht, wissen Sie, dass Sie einen Stümper vor sich haben, der die Komplexität des Themas nicht verstanden hat.

Versorgungssicherheit

Unter dem Aufmacher »Energiepolitik ist Sicherheitspolitik« schrieb die Partei Bündnis 90/Die Grünen im März 2022 auf ihrer Website zur »Energiewende«¹⁴:

Die aktuelle Situation nach dem Angriff Russlands auf die Ukraine zeigt er­neut: Der Ausbau Erneuerbarer Energien ist eine Frage der nationalen Sicherheit. Fossile Brennstoffe wie Gas und Öl sind endlich, schaden der Umwelt und machen uns von Importen abhängig. Deshalb will das Wirt­schafts- und Klimaschutzminis­terium den Ausbau der Erneuerbaren Energien beschleunigen mit doppelt so viel Windkraft an Land wie bislang, fast vier­mal so viel Windkraft auf dem Meer und Energie aus Solaranlagen und einer klimaneutralen Stromversorgung bis 2035.

In einem Bericht zur langfristigen Stromversorgungssicherheit von Februar 2023¹⁵ be­tont die Bundesregierung, »dass die sichere Versorgung mit Elektrizität im Zeitraum 2025 bis 2031 in den gewählten Szenarien gewährleistet sei«.

1. Neben dem Ausbau der erneuerbaren Energien setzt die Regierung auf den zu­sätzlichen Aufbau von Gaskraftwerken, die sich später auf Wasserstoff umrüsten lassen.
2. Engpassmanagement (Redispatch) als Teil der netzseitigen Versorgungssicher­heit. Zu Deutsch: Herunterfahren von großen Lasten, Hochfahren von Kraftwer­ken. Darauf gehen wir im Kapitel Strommarktdesign der Zukunft ein.
3. Aufgaben, konventioneller Kraftwerke sollen schrittweise durch erneuerbare Energien, Speicher, Netztechnik und gegebenenfalls Wasserstoff-Kraftwerke übernommen werden.
4. Ausnutzung des Elektrizitätsbinnenmarktes: Strom wird bei Bedarf aus Nachbar­ländern im- oder exportiert.
5. Stabile Rahmenbedingungen für Investitionen in den Energiemarkt.

So durchdacht die obigen Punkte klingen, bleiben doch wichtige Aspekte unerwähnt: Wind­energie steht bei Schwachwind, Solarenergie bei Wolken oder in der Nacht nicht zur Verfügung. Deshalb kommen bei »Dunkelflauten« oder bei Verbrauchsspitzen Gas- oder Kohlekaftwerke zum Einsatz, die wiederum Treibhausgase produzieren. Strom­speicher können die Erzeugungsschwankungen übrigens auch in Zukunft nicht aus­glei­chen, wie Kapitel Stromspeicher zeigt.

Diesen Anteil hatten die Energieträger im Jahr 2023 an der Stromerzeugung¹⁶:

• 1,1% Kernenergie
• 3,3% Wasserkraft
• 4,8% Andere Energieträger
• 7,3% Biomasse
• 10,7% Solar
• 13,5% Erdgas
• 14,0% Stromimporte
• 20,9% Kohle
• 24,4% Wind

Trotz »Energiewende« muss in Deutschland also weiterhin mehr als 30 Prozent der loka­len Energie auf Basis von Gas und Kohle produziert werden.

CO₂-Ausstoß für eine Kilowattstunde Strom in Deutschland¹⁷. Quelle: ZDF mit Daten des Um­weltbundesamts. Umrechnung anderer Treibhausgase in CO~2~-Äquivalente; Erdgas-Wert für Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke.

Florian Blümm von Tech for Future schreibt zusammenfassend¹⁸:

Die Energiewende hat in 23 Jahren vor allem ein Ziel erreicht: Es wurde die kli­mafreundliche Energie aus Kernkraft (12 g₂/kWh) bilanziell durch die klima­freundliche Energie aus Windkraft (17 gCO₂/kWh und Photovoltaik (70 gCO₂/kW) ersetzt, zu immensen Kosten.

Währenddessen blieb der Anteil klimaschädlicher Energiequellen bis 2013 völlig unangetastet und ist seitdem nur von 86% auf 82% Anteil gesunken. Ein Großteil der Senkung wurde durch hohe Energiekosten und sinkende Nachfrage erreicht, zum Preis einer Deindustrialisierung.

Mit jedem neu in Betrieb genommenen Windrad oder Solarpark steigt auch der Bedarf an konventionellen Kraftwerken. Weil diese nur unregelmäßig benötigt werden, lassen sie sich nicht kostendeckend betreiben, sodass der Staat deren Bau- und Betriebskosten teil­weise übernehmen muss.

Die Bundesnetzagentur berichtet¹⁹:

Für den Winter 2024/2025 beträgt der Bedarf an Erzeugungskapazitäten aus Netzreservekraftwerken 6.947 MW.

Für den Betrachtungszeitraum 2026/2027 beträgt nach vorläufigem Stand der Be­darf an Erzeugungskapazitäten aus Netzreservekraftwerken 9.202 MW.

Der Netzreservebedarf kann im kommenden Winter nicht ausschließlich aus inlän­dischen Netzreservekraftwerken gedeckt werden. Die Beschaffung zu­sätzlicher Netzreserveleistung aus ausländischen Kraftwerken ist daher er­forderlich.

Nach einer Analyse des Energiewirtschaftlichen Instituts an der Uni Köln (EWI) für das Handelsblatt ergeben sich für Deutschland bis 2030 Kosten von 60 Milliarden Euro für den Neubau der sogenannten Backup-Kraftwerke²⁰. Die Kosten für den späteren Betrieb sind darin noch nicht enthalten.

Irrwitzig ist auch der Stromimport aus den europäischen Ausland -- während Robert Ha­beck und seine grünen Freunde den »erfolgreichen« Atomausstieg bejubeln, stammt ein Teil des eingeführten Stroms aus französischen Kernkraftwerken!

Siegfried Russwurm, Präsident des Bundesverbands der Deutschen Industrie (BDI) gab im Dezember 2023 zu Protokoll:

Bei der Ankündigung ihrer Kraftwerksstrategie hat die Bundesregierung un­terstellt, dass wir in Zeiten, in denen Strom bei uns knapp ist, erhebliche Mengen aus dem Ausland importieren können und wir deshalb nur 25 Giga­watt zubauen müssen.

Das ist eine höchst optimistische These, weil sie davon ausgeht, dass unsere Nachbarn immer dann Überschussstrom haben, wenn wir ihn brauchen. Aber auch 25 Gigawatt Zubau bedeutet 50 neue Kraftwerke.

Die Eingriffe des Staats haben noch ein weiteres teures Ungleichgewicht bewirkt: Weil zu bestimmten Zeiten zu viel Wind- und Sonnenstrom vorhanden sind und es keine aus­reichenden Energiespeicher gibt, rutscht der Preis an den Strombörsen ins negative. Deutschland muss also seine europäischen Nachbarn für dessen Abnahme bezahlen.

Das Auf- und Ab an Strombedarf und Stromüberschuss führt zur absurden Situation, dass Deutschland häufig Strom teuer importiert und für Stromexport draufzahlt²¹. Es hilft da­bei auch nicht, dass Ökostromproduzenten nach 4 Stunden mit negativen Preisen keine feste Einspeisevergütung mehr vom Staat erhalten.

Beispiel für die Stromüberproduktion: In der 38. Kalenderwoche 2024 gab es an 5 von 7 Tagen negative Strompreise (Quelle: Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE)²².

Fazit: Der Bürger zahlt gleich mehrfach für die misslungene Energiepolitik: Einmal die Einspeisevergütung für den unrentablen Ökostrom, dann für die Backup-Kraftwerke und schließlich für das Chaos an den Strombörsen. Der einfache Bürger bekommt davon auf seiner Stromrechnung nichts zu sehen, weil die »Transformationskosten« durch den so­genannten Klima- und Transformationsfonds (KTF) abgedeckt werden -- und den finan­ziert wiederum der Steuerzahler.

Inzwischen zeichnet es sich ab, dass die von der Bundesregierung gewählte Strategie, sich auf Energieimporte -- vor allem aus Frankreich -- zu verlassen, gefährlich ist. Es ist keineswegs selbstverständlich, dass unsere Nachbarländer die destruktive und im wahr­sten Sinne des Wortes »unsaubere« deutsche Energiepolitik mit ihrem erhöhten CO₂-Ausstoß stillschweigend über die nächsten Jahrzehnte akzeptieren.

Das 2024 bei den Wahlen in Frankreich erstarkte rechte Lager könnte Deutschland mit dem geforderten Ausstieg aus dem europäischem Stromnetz noch Kopfzerbrechen bereiten²³.

Einen heftigen Konflikt gab es 2023/24 bei der Strommarktreform der EU²⁴, die den französischen Atomstrom als CO₂-arm einordnete²⁵. Die Förderinstrumente der EU für klimafreundlich erzeugten Strom gelten somit auch für Atomstrom, was den Interessen der Bundesregierung widerspricht.

WePlanet DACH hat durchgerechnet, dass die Energiewende niemals aufgehen kann²⁶:

• Laut den Zielen der Bundesregierung soll die Offshore-Windkraft (Windräder im Meer) bis 2045 eine Gesamtkapazität von 70 GW erreichen, wofür mindestens 5.000 »Windmühlen« benötigt werden. Das entspricht einer neuen Anlage pro Werktag bis 2045. 2023 wurden jedoch nur 27 Anlagen gebaut -- etwa eine alle zehn Arbeitstage.

• Um Zeiten ohne ausreichend Wind- und Solarstrom zu überbrücken, sind Back­up-Kraftwerke mit einer Kapazität von 82 GW geplant. Das entspricht rund 130 Kraftwerken à 0,6 GW. Damit bis 2045 genügend Anlagen bereitstehen, müsste alle zwei Monate ein neues Kraftwerk in Betrieb gehen. Vollständig wasserstoff­betriebene Kraftwerke werden voraussichtlich erst ab 2030 verfügbar sein.

• Der benötigte Wasserstoff soll in Elektrolyseuren mit einer Gesamtkapazität von 58 GW erzeugt werden. Zum Vergleich: Die bisher größte Anlage wurde 2024 mit 24 MW in Norwegen in Betrieb genommen. Um die Zielkapazität zu errei­chen, wäre etwa alle zwei Arbeitstage eine neue Anlage erforderlich -- vorausge­setzt, die Technologie bewährt sich.

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