Unsere wichtigsten Erkenntnisse

Bis 2030 können Industriestandorte in Deutschland 90 TWh Erdgas durch die Elektrifizierung industrieller Prozesswärme einsparen. Das entspricht bis zu drei Viertel der in der Industrie notwendigen Einsparung gemäß REPowerEU-Plan und mindert 12,5 Millionen Tonnen CO₂ – 18 Prozent des deutschen Sektorziels für die Industrie.

Ein flexibler Stromverbrauch hilft, hohe Anteile Erneuerbarer Energien zu integrieren und deren volatile Erzeugung besser zu nutzen. Diese Flexibilität ermöglicht es, die Zielvorgabe der Bundesregierung von 80 Prozent Erneuerbaren bis 2030 effizient zu erreichen.

Um Verbrauchsflexibilitäten anzureizen, muss die Einführung zeitlich differenzierter Netzentgelte politische Priorität werden. Ebenso muss die Privilegierung erdgasbasierter Technologien gegenüber direktelektrischen Anwendungen beendet werden.

Ein Sonderförderprogramm kann die Kostenlücke bei strombasierten Technologien schließen und ein gesetzlicher Zero-Carbon-Standard für Neuinvestitionen schafft Planungs- und Investitionssicherheit.

Hierzu sind schnellere Planungs- und Genehmigungsverfahren sowie die beschleunigte Ausarbeitung eines integrierten Systementwicklungsplans entscheidend.

Hierfür müssen verlässliche Investitionsbedingungen sichergestellt werden.

Hierzu bedarf es einer zügigen Reform der Netzentgelte, eines intelligenteren Verteilnetzbetriebs und eines konsequenten Smart-Meter-Rollouts.

Dazu muss ein Maßnahmenpaket für Systemsicherheit bei 100 Prozent erneuerbaren Energien umgesetzt und die Einführung von lokalen Strompreissignalen geprüft werden.

Hierzu sind schnellere Planungs- und Genehmigungsverfahren sowie die beschleunigte Ausarbeitung eines integrierten Systementwicklungsplans entscheidend.

Hierfür müssen verlässliche Investitionsbedingungen sichergestellt werden.

Hierzu bedarf es einer zügigen Reform der Netzentgelte, eines intelligenteren Verteilnetzbetriebs und eines konsequenten Smart-Meter-Rollouts.

Dazu muss ein Maßnahmenpaket für Systemsicherheit bei 100 Prozent erneuerbaren Energien umgesetzt und die Einführung von lokalen Strompreissignalen geprüft werden.

Die Energiewende erfordert (auch) im Industrie- und Gewerbesektor Investitionen in neuartige Verbrauchseinrichtungen, die sich an einem flexiblen Stromangebot und Betrieb orientieren müssen. Die Netzentgelte spielen dabei für industrielle Verbraucher:innen eine relevante Rolle. Derzeit vermitteln sie jedoch nicht die richtigen Anreize, sondern wirken teilweise sogar kontraproduktiv.

Bei der Netzentgeltgestaltung stand bisher das Ziel einer als „fair“ empfundenen Netzkostenallokation im Vordergrund. Verbraucherseitige Flexibilität spielte keine Rolle. Das System ist für Klimaneutralität jedoch ungeeignet. Die aktuellen Defizite lassen sich nicht durch kleine Anpassungen an der Entgeltstruktur oder den Regeln zu individuellen Netzentgelten lösen.

Situationsabhängige, zeitvariable Netzentgelte bauen die aktuellen Anreizdefizite ab. Diese sollten nicht nur von der Netzbelastung, sondern auch vom Stromangebot, also insbesondere dem Erneuerbare-Energien-Dargebot, abhängig sein. So wird ein netzdienlicher wie auch marktorientierter Flexibilitätseinsatz aufseiten der Verbraucher:innen angereizt.

Aktuell sind die Netzentgelte dort hoch, wo viel Windstrom erzeugt wird. Ein Grund: Die Anschlusskosten für neue Erzeugungsanlagen werden nur in den jeweiligen Verteilnetzen gewälzt. Das Gegenteil wäre richtig – Strom sollte dort billig sein, wo er erzeugt wird. So profitieren die Verbraucher:innen vor Ort und es entstehen volkswirtschaftlich die richtigen Anreize.

Dafür müssen jährlich mindestens fünf Gigawatt Photovoltaikleistung und vier Gigawatt Onshore-Windkraft neu installiert werden. Für die Photovoltaik bedeutet dies eine Verdoppelung des Zubaus, für Onshore-Windkraft das Halten des hohen Niveaus der letzten Jahre. Bei Offshore-Windkraft muss das Ausbauziel für 2030 von 15 Gigawatt auf 20 Gigawatt angehoben werden, gleichbedeutend mit einer Wiederannäherung an die Offshore-Ausbauziele früherer Bundesregierungen.

Eine Kombination aus technischen Neuerungen, Regionalsteuerung beim Zubau der Erzeugungsanlagen und intelligenter Verteilung der Stromflüsse erlaubt eine gegenüber heute wesentlich höhere Auslastung bestehender Netze.

Der schrittweise Übergang Richtung Netzsteuerung in Echtzeit erlaubt ebenfalls eine bessere Auslastung vorhandener Netze, ohne Einschnitte bei der Netzsicherheit in Kauf nehmen zu müssen. Die zunehmende Digitalisierung ebnet hierfür den Weg.

Dies bedeutet entweder eine Aufstockung der Übertragungsleistung der geplanten Trassen oder die Verlegung von Leerrohren in diesen Trassen, in die später bedarfsgerecht zusätzliche Kabel eingezogen werden können.

Deshalb gilt es, Sofortmaßnahmen zur höheren Auslastung der Bestandsnetze umgehend auszuschöpfen, um Netzengpässe zu vermeiden, bis der Ausbau der Stromautobahnen realisiert ist. Zudem werden durch diese Maßnahmen auch die Netze benachbarter Staaten entlastet.

Für diesen kürzeren Zeithorizont – zwei bis vier Jahre – sollte der Prozess der Netzplanung angepasst werden. Kernkriterium hierbei ist, dass die Umsetzung dieser Sofortmaßnahmen nachweislich günstiger ist als die Kosten, die andernfalls aus Redispatch und der Abregelung von Erneuerbare-Energien-Anlagen resultieren.

Zu den Maßnahmen gehören das Freileitungsmonitoring, Hochtemperaturleiterseile und der Einsatz von Querreglern. Genehmigungsverfahren sollten – wo möglich – vereinfacht werden, um eine Beschleunigung der Umsetzung zu erreichen; und die Netzbetreiber sollten sich auf einen klaren Zeitplan für den Rollout der Technologien festlegen.

Dieses müsste von der künftigen Regierung zügig beschlossen und schon im ersten Halbjahr 2018 umgesetzt werden, um noch vor 2020 Wirkung entfalten zu können. Denn beim Netzausbau sind kurzfristige Erfolge notwendig für den Erhalt der einheitlichen deutschen Gebotszone.

So kann eine höhere Auslastung der Bestandsnetze mit einem Vorlauf von zwei bis vier Jahren technisch problemlos umgesetzt werden.

Zudem kann der netzdienliche Einsatz von ­Speichern die Effizienz bei der Netzengpassbewirtschaftung erhöhen.

Bislang genießen Maßnahmen zur Steigerung der Kapazitäten im Bestandsnetz weder in Genehmigungsprozessen noch in der Umsetzung eine hohe Priorität. Bei entsprechender Fokussierung kann jedoch bis 2021 und 2023 viel realisiert werden.

Kurze Reaktionszeiten durch automatisierte, schnelle Steuerungszugriffe kombiniert mit Online-Dynamic Security Assessment erlauben einen reaktiven, fehlerbasierten Redispatch. Um das hohe Sicherheitsniveau des deutschen Stromsystems aufrechtzuerhalten, sind jedoch noch eine Vielzahl von Fragen zu analysieren und Prozesse zu definieren. Unter Federführung der Bundesnetzagentur sollte schon jetzt eine Roadmap zur Strukturierung und Umsetzung ent­worfen werden, damit diese im Laufe der 2020er Jahre nach und nach umgesetzt werden können.

Beide Länder werden die Erzeugung von Wind- und Solarstrom bis 2030 deutlich erhöhen müssen, um ihre Ausbauziele für Erneuerbare Energien zu erreichen. Zur Vermeidung von Stranded Assets ist eine damit einhergehende schrittweise Reduktion konventioneller Kapazitäten unerlässlich.

Zu wachsenden Stromexporten Frankreichs würde es bereits kommen, wenn das Land mehr als 40 Gigawatt Kernkraftwerke im Jahr 2030 in Betrieb hielte. Zudem würde Frankreich sein Ziel, den Kernenergieanteil im Strommix auf 50 Prozent zu reduzieren, erst nach 2030 erreichen können. Selbst wenn eine Steigerung der französischen Stromexportkapazitäten um 60 Prozent, eine Verdopplung der Interkonnektoren innerhalb der Europäischen Union und eine CO2-Bepreisung von 30 Euro pro Tonne CO2 angenommen werden, wäre die Wirtschaftlichkeit eines Kernkraftwerksparks mit einer Kapazität von über 50 Gigawatt bis 2030 gefährdet.

In diesem Fall wäre die Bilanz für den grenzüberschreitenden Stromhandel zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern ausgeglichen. Die geplante Erhöhung des Anteils der Erneuerbaren Energien auf 65 Prozent des Bruttostromverbrauchs im Jahr 2030 wird dazu beitragen, eine unerwünschte Importabhängigkeit Deutschlands trotz des Kohleausstiegs zu vermeiden.

Initiativen für den Ausbau der Erneuerbaren Energien und der Interkonnektoren sowie zur CO₂-Bepreisung sollten koordiniert werden.

Beide Länder werden die Erzeugung von Wind- und Solarstrom bis 2030 deutlich erhöhen müssen, um ihre Ausbauziele für Erneuerbare Energien zu erreichen. Zur Vermeidung von Stranded Assets ist eine damit einhergehende schrittweise Reduktion konventioneller Kapazitäten unerlässlich.

Zu wachsenden Stromexporten Frankreichs würde es bereits kommen, wenn das Land mehr als 40 Gigawatt Kernkraftwerke im Jahr 2030 in Betrieb hielte. Zudem würde Frankreich sein Ziel, den Kernenergieanteil im Strommix auf 50 Prozent zu reduzieren, erst nach 2030 erreichen können. Selbst wenn eine Steigerung der französischen Stromexportkapazitäten um 60 Prozent, eine Verdopplung der Interkonnektoren innerhalb der Europäischen Union und eine CO2-Bepreisung von 30 Euro pro Tonne CO2 angenommen werden, wäre die Wirtschaftlichkeit eines Kernkraftwerksparks mit einer Kapazität von über 50 Gigawatt bis 2030 gefährdet.

In diesem Fall wäre die Bilanz für den grenzüberschreitenden Stromhandel zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern ausgeglichen. Die geplante Erhöhung des Anteils der Erneuerbaren Energien auf 65 Prozent des Bruttostromverbrauchs im Jahr 2030 wird dazu beitragen, eine unerwünschte Importabhängigkeit Deutschlands trotz des Kohleausstiegs zu vermeiden.

Initiativen für den Ausbau der Erneuerbaren Energien und der Interkonnektoren sowie zur CO₂-Bepreisung sollten koordiniert werden.

Das Kohleausstiegsgesetz sieht bisher die Stilllegung aller Braunkohlenkraftwerke bis spätestens 2038 vor. Um das Sektorziel der Energiewirtschaft für das Jahr 2030 des Klimaschutzgesetzes einzuhalten, ist jedoch eine weitgehende Reduzierung der Emissionen aus der Braunkohlenverstromung schon bis zum Jahr 2030 notwendig. Die neue Bundesregierung hat sich deshalb das Ziel gesetzt, den Kohleausstieg idealerweise bis 2030 abzuschließen.

Der Anstieg der CO₂-Preise auf über 60 Euro pro Tonne CO₂ hat bewirkt, dass viele Braunkohlenkraftwerke ihre Betriebskosten perspektivisch nicht mehr decken können. Aufgrund des Anstiegs der Erdgaspreise hat sich der ökonomische Druck auf die Braunkohlenkraftwerke im Laufe des Jahres 2021 und auch für 2022 etwas entspannt. Ab spätestens 2024 ist jedoch zu erwarten, dass sich der Kohleausstieg marktgetrieben deutlich beschleunigen wird. Die im Koalitionsvertrag für 2021–2025 niedergelegten Regelungen, über die der CO₂-Preis bei mindestens 60 Euro liegen soll, wird diesen Prozess flankieren.

Die Planungen für die Braunkohlentagebaue orientieren sich bisher überwiegend an einem Kohleausstieg bis 2038. Um Risiken zu vermeiden, sollte die Tagebauplanung auf einen sich beschleunigenden Kohleausstieg bis 2030 angepasst und das bestehende System der Rückstellungen zur Wiedernutzbarmachung der Tagebaue umfassend überprüft werden. Auch hier entstehen mit dem Koalitionsvertrag 2021–2025 neue Prüfungs- und Handlungsbedarfe.

Denn Braunkohle ist der klimaschädlichste Energieträger, 46 Prozent der CO₂-Emissionen des Stromsektors gehen auf die Braunkohle zurück – das ist mehr als der CO₂-Ausstoß des gesamten Straßenverkehrs. Die Klimaschutzziele Deutschlands lassen sich ohne eine deutliche Reduktion der Braunkohlenutzung nicht erreichen.

Während die Braunkohlenindustrie im 20. Jahrhundert für die Energieversorgung in West- und Ostdeutschland zentral war, spielt sie für die deutsche Volkswirtschaft heute eine untergeordnete Rolle. Für die drei Förderreviere im Rheinland, in Mitteldeutschland und in der Lausitz ist sie jedoch von hoher regionalwirtschaftlicher Bedeutung, die über die Zahl der insgesamt rund 19.000 aktiv Beschäftigten hinausgeht.

Aufgrund der niedrigen Börsenstrompreise können neuere Braunkohlekraftwerke zwar die Betriebskosten des Kraftwerks und der angeschlossenen Tagebaue decken, jedoch nicht mehr die Kapitalkosten der Investition. Für ältere Braunkohlekraftwerksblöcke lohnen sich größere Erhaltungs- oder Erweiterungsinvestitionen in den liefernden Tagebauen nicht mehr. Sobald bei diesen Tagebauen fixe Betriebskosten in größerem Umfang reduziert werden können, ist eine Stilllegung wirtschaftlicher als der Weiterbetrieb.

Ökologische und energiewirtschaftliche Anpassungen müssen deshalb frühzeitig und über einen Prozess vorausschauender Strukturveränderungen gestaltet werden.

Die Gelbwesten-Proteste richten sich ganz überwiegend nicht gegen Klimaschutz, sondern gegen eine soziale Umverteilung.

In den letzten 18 Monaten hat die französische Regierung u.a. die Vermögenssteuer abgeschafft, die pauschalen Sozialbeiträge erhöht, die Wohngeldzuschüssen gesenkt und die Tabaksteuer erhöht. Zusammengenommen mit der Energiesteuererhöhung ohne Ausgleich haben diese Maßnahmen die soziale Schere weiter geöffnet

Der CO2-Aufschlag auf Energieverbrauch wirkt, wie jede Verbrauchssteuer, regressiv: Haushalte mit nied-rigem Einkommen sind prozentual stärker betroffen als Haushalte mit hohem Einkommen. Dies war auch in Frankreich der Fall. Eine Pro-Kopf-Rückverteilung der Einnahmen oder andere Rück-verteilungsmechanismen sind notwendig, um hier einen Ausgleich zu schaffen.

In Frankreich diente der größte Teil der Einnahmen aus dem CO2-Aufschlag auf die Energiesteuern der Haushaltssanierung. Die contribution climat énergie wurde daher von weiten Teilen der Bevölkerung nicht als Klimaschutzmaßnahme anerkannt. Neben dem sozialen Ausgleich ist daher eine Verwendung der Einnahmen für unmittelbar erfahrbare Klimaschutzmaßnahmen nötig.

Die Hauptursache für den Anstieg bei der EEG-Umlage ist ein gesunkener Börsenstrompreise infolge des Preisverfalls bei Erdgas (+1,1 Cent) sowie des Einbruchs der Stromnachfrage durch die Corona-Krise (+0,7 Cent).

Das Bundeskabinett hat jüngst vorgeschlagen, den von 2021 an geltenden CO2-Preis auf Benzin, Diesel, Heizöl und Erdgas von 10 auf 25 Euro je Tonne zu erhöhen. Werden die Mehreinnahmen entsprechend der Bund-Länder-Einigung im Vermittlungsausschuss vom Dezember 2019 komplett zur Senkung der EEG-Umlage eingesetzt, wird dadurch der Anstieg der Umlage um etwa 1,5 Cent pro Kilowattstunde gedämpft. Die eigentlich beabsichtigte Senkung der EEG-Umlage kann aber aufgrund der Corona-Effekte nicht erreicht werden.

Diese Finanzspritze von rund 12 Milliarden Euro zuzüglich 1 Milliarde Mehrwertsteuer im Zuge eines Corona-Wachstumspakets würde kurzfristig die Stromrechnung entlasten und Kaufkraft in gleicher Größenordnung stärken. Sie könnte ab 2022 sukzessive durch die steigenden Einnahmen aus der CO2-Bepreisung abgelöst werden. Bei einer nochmaligen Erhöhung des CO2-Preises wäre sogar die komplette Abschaffung der EEG-Umlage denkbar – angesichts aktuell sehr niedriger Öl- und Gaspreise eine historische Chance.

­Klimaverträgliche Alternativen werden durch einen CO2-Preis attraktiver und klima­schädigender Energieverbrauch teurer. Bisher existiert ein Preis für den Ausstoß klimaschädigender Gase nur für die vom Europäischen Emissionshandelssystem erfassten Treibhausgas-Quellen aus der Energiewirtschaft und der energieintensiven Industrie, nicht jedoch für die erheblichen CO2-Mengen aus dem Verkehrs- und Wärmesektor. Ein CO2-Preis auch in diesen Sektoren schafft wirtschaftliche Anreize zur Emissionsminderung durch Investitionen in klimaschonende Technologien und Verhaltensanpassungen.

Ein CO2-Preis führt bei den privaten Haushalten zunächst zu Mehrausgaben für Mobilität und Wärme. Bei einem Preis von 50 Euro je Tonne CO2 wird beispielsweise Benzin um circa 14 Cent je Liter teurer, Heizöl um knapp 16 Cent je Liter und Erdgas um etwa 1,2 Cent je Kilowattstunde. Die Rückverteilung erfolgt mittels einer „Klimaprämie“ von 100 Euro pro Kopf und Jahr sowie einer Stromsteuersenkung von rund 2 Cent je Kilowattstunde. Haushalte mit niedrigem Energieverbrauch werden durch eine solche Reform unter dem Strich entlastet, während Haushalte mit hohem Energieverbrauch und Treibhausgasausstoß höhere Kosten zu tragen haben. Untere und mittlere Einkommensgruppen erhalten im Durchschnitt mehr Geld zurück als sie für ihren – vergleichsweise geringen – CO2-Ausstoß zahlen.

Für Haushalte im ländlichen Raum treten keine nennenswerten systematischen Zusatzbelastungen durch die CO2-Bepreisung auf. Durch die an jeden ausgezahlte Klimaprämie profitieren insbesondere größere Haushalte und damit Familien. Auch die meisten Mieterhaushalte zählen zu den Gewinnern.

Trotz Rückverteilung der Einnahmen verbleiben auch in den unteren und mittleren Einkommensgruppen noch Haushalte, denen signifikante Zusatzkosten entstehen. Hierfür wird ein aus den CO2-Einnahmen gespeister Ausgleichsfonds in Höhe von etwa 300 Millionen Euro aufgesetzt, durch den diese Belastungen effektiv begrenzt werden können.

Dazu zählen beispielsweise Anreizprogramme für klimaeffizientes Heizen und Bauen, Informations- und Beratungsprogramme oder Investitionen in den öffentlichen Verkehr. Hierdurch werden Treibhausgas-Ausstoß und finanzielle Belastung der privaten Haushalte gleichermaßen reduziert. Ein CO2-Preis ist somit nur ein – unverzichtbarer – Baustein einer effektiven und sozial ausgewogenen Klimaschutzstrategie.

Strom wird derzeit durch Steuern, Abgaben, Umlagen und Entgelte mit 18,7 Cent je Kilowattstunde (ct/kWh) belastet, Benzin mit 7,3 ct/kWh, Diesel mit 4,7 ct/kWh, Erdgas mit 2,2 ct/kWh und Heizöl mit nur 0,6 ct/kWh. Ein ähnliches Bild ergibt sich, wenn man die impliziten CO₂-Belastungen der Energieträger vergleicht: Der Stromverbrauch hat mit 185 Euro je Tonne CO₂ die mit Abstand höchste implizite CO₂-Belastungen.

Die sachlich inkonsistente Systematik verzerrt Kraftwerkseinsatz, Flexibilität und Nachfrage und verursacht Ausweichreaktionen. Zudem behindert sie Lastmanagement, Elektromobilität, Power-to-X-Technologien und eine effiziente Gebäudesanierung.

Mit jedem Jahr verschärft sich die Situation. Jeder Reformvorschlag sollte sich daher an vier Kriterien orientieren: volkswirtschaftliche Effizienz, Sicherstellung der Finanzierungsbasis, Verteilungsgerechtigkeit und Good Governance.

eine CO₂-orientierte Reform der Strom- und Energiesteuern, eine verursacher- und verteilungsgerechte Finanzierungsbasis für die Netze, eine sektorübergreifende Finanzierung der Energiewendekosten und das Einführen von zeitvariablen Tarifkomponenten.

Diese staatlich veranlassten oder regulierten Energiepreisbestandteile führen zu Preisverzerrungen innerhalb der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr und über die Sektorgrenzen hinweg. Wohlfahrtsverluste, Wettbewerbsbehinderung und Ineffizienzen sind die Folge, unnötig hohe Kosten entstehen.

Ein CO2-Mindestpreis im europäischen Emissionshandelssystem und CO2-orientierte Energiesteuern bei gleichzeitigem (teilweisen) Wegfall der EEG- und anderer Umlagen steigern die Wohlfahrt, mindern die Benachteiligung kleiner Haushalte, reduzieren die Wettbewerbsverzerrung bei der Sektorenkopplung und machen die Emissionsminderungsziele erreichbar.

Die Reform der Stromnetzentgelte kann einen wesentlichen Beitrag leisten, um die Netzkosten insgesamt zu reduzieren und fair zwischen den Netznutzern zu verteilen. Zentrales Element für eine effiziente und kostenminimierende Netznutzung sind zeitvariable Tarifkomponenten.

Die CO2-Orientierung der Energiesteuern und die (Teil-)Finanzierung der EEG-Umlage aus dem Bundehaushalt sind rechtlich grundsätzlich umsetzbar. Bei der EEG-Umlage besteht das Risiko, dass sie EU-rechtlich als Beihilfe eingestuft wird. Der Ausweitung der EEG-Umlage auf Wärme und Verkehr steht rechtlich die fehlende Finanzierungsverantwortung entgegen.

Strom ist in Deutschland sehr teuer, während Kohle, Öl, Gas, Benzin und Diesel relativ günstig sind. Ökonomen erklären seit langem, dass eine stärkere CO2-Bepreisung zwingend notwendig ist für erfolgreichen Klimaschutz. Eine Reform der seit 15 Jahren nicht geänderten Energiesteuern ist dabei das Mittel der Wahl – bei Strom, Wärme und Verkehr.

Die Spanne liegt zwischen 45 und 125 Euro pro Tonne CO2 – mit einer kontinuierlichen Steigerung auf 86 Euro als Mittelvariante (französisches Modell). Im Gegenzug kann der Strompreis massiv gesenkt werden oder ein Pro-Kopf-Energiewendebonus von 120 bis 200 Euro ausbezahlt werden.

Dieser Fonds finanziert besonders Betroffenen den Wechsel hin zu CO2-armen Technologien. Ziel: Im Jahr 2025 sind alle Heizungen mit hohem Ölverbrauch ersetzt durch Sanierung und Heizungsaustausch, alle Viel-Pendler haben ihren Diesel-Pkw gegen ein Elektro-Auto ausgetauscht. Damit werden die CO2-Aufschläge weggespart.

Wenn die Politik sich aufgrund des medialen Verhetzungspotenzials nicht an das Thema herantraut, wird die Energiewende scheitern. Denn gegen falsche Preissignale kann man nicht anfördern.

Denn mit immer mehr Erneuerbaren Energien in der Stromversorgung bekommt Effizienz eine zeitliche Komponente: Wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht, steigen die Strombörsenpreise – und Stromeffizienz wird wertvoller als in Zeiten hoher Erneuerbare Energien-Stromproduktion.

Mit zunehmenden Anteilen von Wind- und Solarstrom werden die Preisschwankungen an der Strombörse steigen. Bei der Entwicklung neuer Industrieanlagen sollten Energieeffizienz und Flexibilität schon heute gemeinsam gedacht werden, um in Zukunft von den Stunden mit niedrigen Preisen zu profitieren.

 Marktzugang, Marktstrukturen und die richtigen Produkte (zum Beispiel abschaltbare Lasten und weiteres Demand Side Management) sind entscheidend dafür, dass Marktpreissignale einen aus Systemsicht optimierten und zugleich wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen oder entsprechende Investitionen anreizen.

Marktpreise generieren gute Anreize für die Optimierung und den Betrieb großer, energieintensiver Anlagen. Sie versagen jedoch oft bei „durchschnittlichen“ Prozessen, Speichern und Querschnittstechnologien. Ergänzende Instrumente sind erforderlich, um dieses Potenzial zu heben.

Im Jahre 2030 sind Rampen von-10 bis+15 Gigawatt innerhalb einer Stunde, wie sie bei der Sonnenfinsternis einmalig auftreten, häufiger zu erwarten. Der Erzeugungsmix und alle anderen Flexibilitätsoptionen müssen hierauf ausgerichtet werden.

Eine Sonnenfinsternis wie am 20. März 2015 lässt sich bewältigen, weil sich die Stromnetzbetreiber frühzeitig vertraglich mit schnell zu- und abregelbarer Stromerzeugung ausgestattet haben.

Die technischen Möglichkeiten für einen flexiblen Ausgleich existieren teilweise, aber müssen
in jedem Fall stetig weiter entwickelt werden. Dazu gehören die weitere europäische Marktintegration, Netzausbau, Lastmanagement, Speichertechnologien und hochflexible Erzeugungsanlagen.

Je mehr nachfrageseitige und sonstige Flexibilitätsoptionen zur Verfügung stehen, desto größere Mengen an Wind- und Solarstrom können integriert werden. Um bestehende Potenziale zu nutzen und weitere anzureizen, sollten die Rahmenbedingungen verbessert werden.

Dies ist verursachergerecht und erhöht die Nachfrage nach Lastmanagement durch untertägigen Stromhandel. Dazu muss die derzeitige Ausgleichsenergieregelung überarbeitet werden, unter anderem so, dass auch  die relevanten Kosten der Regelleistungsvorhaltung einbezogen werden.

Kalendertägliche Ausschreibungen und stündliche Produkte reduzieren die Markteintrittsbarrieren und erlauben eine bessere Koordination von Regelleistungs- und Spotmärkten.

Die Netzentgeltsystematik sollte so weiterentwickelt werden, dass marktdienliches Verbrauchsverhalten möglich wird. Erste Schritte hierfür: Lastanpassungen energieintensiver Betriebe bei sehr niedrigen oder hohen Strompreisen sollten keine nachteiligen Auswirkungen auf ihre Entgeltermäßigungen haben, Lastmanagement bei Regelenergieabruf sollte die Netzentgelte nicht erhöhen.

Regelungen, die Inflexibilität bei Erzeugung und Verbrauch oder Eigenverbrauch anreizen, müssen entsprechend angepasst werden. Das betrifft pauschal gewährte „vermiedene“ Netzentgelte genauso wie undifferenzierte Netzentgeltbefreiungen für Großverbraucher.

So können sowohl lokale Netzengpässe adressiert werden als auch Industriebetriebe von niedrigen Börsenpreisen bei hoher Wind- und Solareinspeisung profitieren und so das System stabilisieren.

Sie wären weder verursachungsgerecht noch sozialverträglich, da die Haushalte mit dem geringsten Verbrauch die größten Zusatzkosten tragen würden.

Zeitlich differenzierte Netzentgelte sind auch hier mittelfristig der richtige Ansatz; kurzfristig kann eine differenzierte Netzservicepauschale aushelfen.

Die Energiewende und der Ausbau der Erneuerbaren Energien sind ein nationales Projekt. Ein System, das die Kosten für Netzausbau und Engpassbewirtschaftung einseitig den ländlichen Ausbauregionen auflastet, führt zu Fehlanreizen.

Vor allem bei kleinerenKunden dominieren konstante Strompreisbestandteile. Dies ist ein Hemmnis bei der Mobilisierungvon Lastmanagementpotenzialen.

Heutige Umlagebefreiungen isolieren die Eigenverbrauchsanlagen weitgehend von den Preissignalen der Strombörse und erschweren somit die Systemintegration von Erneuerbaren Energien.

Sie gibt Anreize zur Steuerung der Erzeugung und Lastanpassungsowie zur Vermeidung negativer Preise. Dies führt zur Kostensenkung sowohl bei der Eigenerzeugungals auch im Gesamtsystem.

Denn auch in Stunden negativer Strompreise wird der Strom aus Erneuerbaren Energien am Spotmarkt vermarktet. Zwischen Dezember 2012 und Dezember 2013 hat dies das EEG-Konto mit knapp 90 Mio. Euro belastet.

In Zeiten hoher Wind- und Solarstromproduktion haben Kernkraftwerke, Braunkohlekraftwerke und KWK-Anlagen ihre Erzeugung nur teilweise reduziert, sodass es – obwohl die Erneuerbaren Energien in den Spitzenstunden nie mehr als 65 % des Stroms produziert haben – zu Stromüberschüssen kam.

Wenn auch weiterhin etwa 20–25 GW konventionelle Kraftwerke rund um die Uhr Strom produzieren, wird die Zahl negativer Strompreise von 64 Stunden im Jahr 2013 auf über 1.000 Stunden bis 2022 steigen.

Derzeit verhindern verschiedene Regeln im Bereich der Systemdienstleistungen sowie im Energierecht eine größere Flexibilität des konventionellen Kraftwerksparks und der Stromnachfrageseite.

Power-to-Heat kann nicht nur Strom aus Erneuerbaren Energien, der sonst abgeregelt werden würde, für den Wärmesektor nutzen, sondern auch dem Strommarkt zusätzliche Flexibilität bieten – durch die Bereitstellung von Regelenergie und den Einsatz in Zeiten negativer Strompreise.

In Zeiten von negativen Strompreisen kann es dazu kommen, dass fossile Kraftwerke nur deshalb nicht aus dem Markt gehen, weil sie Leistung für den Regelenergiemarkt vorhalten. Power-to-Heat kann diese Dienstleistung kostengünstig bereitstellen und dadurch Kohlenstoffdioxid-Emissionen reduzieren.

Aufgrund von Netzengpässen werden heute etwa 3,5 Prozent des in Schleswig-Holstein erzeugten Windstroms abgeregelt, während zeitgleich Wärme aus fossilen Brennstoffen erzeugt wird. Das ist ineffizient.

Wenn Power-to-Heat-Anlagen bei Strompreisen niedriger als minus 20 Euro pro Megawattstunde zum Einsatz kommen, vermeiden sie die Abregelung von EE Anlagen und entlasten die EEG-Umlage.