Unsere wichtigsten Erkenntnisse

Haushalte, die mit Erdgas schlecht gedämmte Gebäude heizen, sind außerordentlich belastet – auch bei mittlerem Einkommen. Die Wirtschaft steht ebenfalls zum Teil vor erheblichen Herausforderungen. Eine gezielte und ausreichende staatliche Unterstützung ist daher dringend erforderlich.

Die Steuer sollte so ausgestaltet sein, dass sie mit einem moderaten Steuersatz alle fossilen Energieträger abdeckt und zugleich Anreize für neue Investitionen in Energieunabhängigkeit und Klimaschutz erhält. Damit birgt sie geringere Risiken für Umgehungsstrategien und für zukünftige Investitionen als eine Abschöpfung von Zufallsgewinnen über den Strommarkt.

Eine Preissetzung durch das jeweils teuerste Kraftwerk zeigt die Kosten von zusätzlichem Stromverbrauch bzw. den Wert von Einsparungen korrekt an. Dieses Prinzip ist für die Integration von Erneuerbaren Energien zentral, denn nur so können etwa Wärmepumpen oder Elektroautos effizient und dynamisch auf den Strompreis reagieren.

Zusätzliches Angebot an Wind- und Solarenergie und effizientere Nachfrage sind Voraussetzungen für eine Normalisierung der Energiepreise und für eine ambitionierte Klimapolitik.

Der hier vorgestellte PV- und Windflächenrechner visualisiert auf Basis öffentlich zugänglicher Daten die PV-Frei- und Windflächen an Land, die grundsätzlich dafür genutzt werden können. Mit dem Tool können die Nutzer:innen ihren persönlichen Weg bis zum Erreichen der Klimaneutralität erkunden.

Der Ausgleich unterschiedlicher Belange gelingt vor Ort leichter, wenn für den Bau von Windrädern die Nutzung von Wald und Landschaftsschutzgebieten nicht pauschal ausgeschlossen und der Mindestabstand zu Siedlungen variabel gestaltet wird und PV-Freiflächenanlagen auch außerhalb von benachteiligten Gebieten errichtet werden.

Selbst solche Bundesländer, in denen vermeintlich wenig Flächen zur Verfügung stehen, besitzen Potenzial. Im Kern geht es bei der Flächenauswahl darum, die Interessen von Anwohnenden und den Schutz von Landschaft, Natur und gefährdeten Arten optimal auszugleichen.

Nutzer:innen können mit dem PV- und Windflächenrechner simulieren, was die Entscheider in Ländern und Kommunen im Rahmen eines gerechten Interessensausgleichs bei der Ausweisung von PV-Frei- und Windflächen in der Realität umsetzen müssen.

Alt-Solaranlagen, deren Strom vollständig ins Netz eingespeist wird, sollten nach 20 Jahren daher automatisch eine Vergütung vom Netzbetreiber erhalten, die sich an den Vermarktungserlösen für den eingespeisten Strom orientiert. Das Angebot muss so gestaltet sein, dass für Anlagenbetreibe-rinnen und -betreiber, deren EEG-Förderung endet, nichts Weiteres zu tun ist. Die Vergütungshöhe sollte dabei sicher die laufenden Kosten der Anlage (Versicherungskosten, Wartung) abdecken.

So sollte der Eigenverbrauch aus einfachen Solardachanlagen bis 7 Kilowatt für Prosumer unkompli-ziert ausgestaltet sein, es darf – egal ob die Anlage alt oder neu ist – kein zusätzlicher Aufwand für die Hausbesitzerinnen und Hausbesitzer entstehen. Hierfür sollten die Netzbetreiber ein neues Prosumer-Standardlastprofil erarbeiten und so dieses Kundensegment erfassen und abrechnen.

In diesen Fällen sollten Smart Meter zum Standard werden, damit Stromerzeugung- und -verbrauch viertelstündlich gemessen und abgerechnet werden. Eine Optimierung des Eigenverbrauchs orientiert sich dann an den Börsenstrompreisen und ist damit grundsätzlich systemkonform. Perspektivisch muss dies um zeitvariable Netzentgelte ergänzt werden.

Hierfür ist eine Reform der Abgaben und Umlagen auf Strom sowie die Einführung von lokal diffe-renzierten, zeitvariablen Netzentgelten nötig. So kann das Solarpotenzial der Dächer voll erschlos-sen werden, egal ob durch Prosumer oder Volleinspeiser.

Denn das Ziel der Klimaneutralität bis spätestens 2050 erfordert 100 Prozent Erneuerbarer Energien im Stromsektor. Ein Energiesystem auf Basis dezentraler und kleinteiliger Erzeugungsanlagen rückt zwangsläufig näher heran an die Bürgerinnen und Bürger. Es kann deshalb nur mit ihnen, nicht gegen sie umgesetzt werden.

Deshalb sollte auch im Kontext der Energiewende nicht die laute Minderheit im Fokus der Akzeptanzpolitik stehen, sondern die Mehrheit, die die Energiewende befürwortet oder unterstützt. Diese Gruppen zu bestärken und zu aktivieren, sollte die Handlungsmaßnahmen der Akzeptanzpolitik bestimmen.

Politisch beschlossene Energiewendeziele und ihre Umsetzung sollten für Bürgerinnen und Bürger erkennbar übereinstimmen. Wirtschaftliche und soziale Einbindung von Bürgerinnen und Bürgern sowie von Kommunen in Projekte der Energiewende, Transparenz in Entscheidungs- und Genehmigungsprozessen und eine von den Anwohnern als fair empfundene Flächenbereitstellung. Ein Akzeptanzpolitik, die sich auf Einzelne Maßnahmen konzentriert, unterschätzt die Komplexität von Akzeptanz und Teilhabe.

Für die Energiewende als Marathonlauf braucht es eine auf Dauer und Stabilität angelegte umfassende Akzeptanzpolitik. Bislang ist diese nicht in Sicht.

Ziel des Strukturwandelfonds ist eine wirtschaftlich attraktive und lebenswerte Lausitz, die ihren Charakter als Industriestandort bewahrt, die die Innovationskraft ihrer Unternehmen und den Wissenschaftsstandort stärkt, über zeitgemäße Mobilität und digitale Infrastrukturen gut vernetzt ist und Menschen mit einer lebendigen Zivilgesellschaft anzieht und bindet.

Die vier Säulen sollten mit je 25 Prozent der Mittel ausgestattet sein. Die Mittel in den vier Säulen sollten flexibel eingesetzt werden können, damit nicht abgerufene Mittel nicht verfallen (gegenseitige Deckungsfähigkeit und Übertragbarkeit der Mittel in Folgejahre).

Der Bund hat lediglich in einem Steuerungskreis eine Monitoring- und Koordinationsfunktion; die Entscheidungen über die jeweiligen Prioritäten sollen die Akteure aus der Region treffen.

Wirtschaftsförderung, Wissenschaft und Infrastruktur allein reichen nicht aus, um eine Region attraktiv zu machen. Kunst, Kultur, gelebte Traditionen und Aktivitäten der Zivilgesellschaft machen Orte lebendig. Hierfür ist eine dauerhafte Unterstützung notwendig, die sowohl kurzfristig über den Fonds als auch langfristig über den Aufbau eines Stiftungskapitals sichergestellt werden kann.

Die von Bundestag und Bundesregierung mehrfach einvernehmlich vereinbarten deutschen Klimaschutzziele bringen einen schrittweisen Ausstieg aus der Kohleverstromung bis etwa zum Jahr 2040 mit sich. Im Ergebnis wird dann nur etwa die Hälfte der bereits genehmigten Braunkohlevorräte verbraucht.

Der geplante Aufschluss neuer Tagebauabschnitte in der Lausitz und Mitteldeutschland sowie die vorgesehene Braunkohleleitentscheidung in Nordrhein-Westfalen zielen auf Braunkohleabbaumengen ab, die mit den Klimaschutzzielen nicht vereinbar sind. Sie würden nur dann einen Sinn ergeben, wenn erwartet wird, dass die Bundespolitik von ihren Klimaschutzzielen abrückt.

Die betroffenen Regionen mit ihren Unternehmen und Beschäftigten haben ein Anrecht auf Planungssicherheit und Verlässlichkeit. Dies ist aufgrund der genannten Widersprüche aktuell nicht gegeben und kann nur durch einen Kohlekonsens zwischen Bund, Ländern und betroffenen Akteuren herbeigeführt werden.

Mit dem Ende der Braunkohlenutzung fallen in der Lausitz, im Rheinischen Revier und in Mitteldeutschland Wertschöpfung und Beschäftigung weg. Die betroffenen Regionen dürfen mit dem Strukturwandel nicht allein gelassen werden. Ziel muss es sein, in einer konzertierten Aktion von Bund, Ländern, Regionen, betroffenen Unternehmen und gesellschaftlichen Initiativen über die nächsten 25 Jahre neue Wertschöpfung und Arbeitsplätze zu schaffen.

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.

Denn der weitere Ausbau der Windenergie ­gehört zu den tragenden Säulen der Energiewende, ohne die die Transformation des Energiesystems in Deutschland nicht gelingen kann. So sollten die Bürger vor Ort bei der Planung von Windkraft­anlagen besser einbezogen und zusätzliche Regelungen geschaffen werden, die die Beiträge der Standortgemeinden zum Erfolg der Energiewende angemessen honorieren.

Die Sonderabgabe kann im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bundesweit geregelt werden. Ihr Volumen errechnet sich aus der Höhe, der Leistung und den Stromerträgen der jeweiligen Anlage.

Dazu gehört, die Öffentlichkeit schon vor der förmlichen Antragstellung einzubeziehen und  ihre Beteiligung ab der ersten Windenergieanlage mit einer Nabenhöhe von mehr als 100 Metern verpflichtend vorzusehen. Ziel ist es, insbesondere Anwohner früher und transparenter an der Planung von Windenergieanlagen zu beteiligen.

Im Jahr 2015 hat die Stromproduktion aus Windenergie um 50 Prozent zugelegt, Erneuerbare Energien erzeugten 2015 mehr Strom als jemals ein anderer Energieträger in Deutschland. Sie decken inzwischen fast ein Drittel (32,5 Prozent) des inländischen Stromverbrauchs und dominieren das Stromsystem.

Trotz der stark gestiegenen Stromproduktion aus Erneuerbaren Energien blieb die Stromproduktion aus Stein- und Braunkohle weitgehend konstant. Sie ging aber zunehmend in den Export, dieser erreichte mit physikalischen Stromflüssen von per Saldo 50 Terawattstunden ein Allzeithoch. Gemessen an den Handelsflüssen werden saldiert sogar mehr als 60 Terawattstunden netto exportiert, das sind 50 Prozent mehr als im Vorjahr oder etwa zehn Prozent der Stromproduktion.

Die CO₂-Emissionen des deutschen Kraftwerksparks lagen 2015 aufgrund der konstanten Kohleverstromung in etwa auf Vorjahresniveau, die gesamten energiebedingten Treibhausgasemissionen stiegen witterungsbedingt leicht an. Ohne eine konsistente Dekarbonisierungsstrategie für Strom, Wärme und Verkehr wird Deutschland seine Klimaschutzziele nicht erreichen können.

Nicht nur die Preise für Kohle, Öl und Gas sind 2016 deutlich gesunken, sondern auch die Strombörsenpreise. Sie lagen mit 26,6 Euro pro Megawattstunde auf einem 10-Jahres-Tief. Zugleich hat die letzte PV-Auktion gezeigt, wie günstig Solarstrom sein kann: 5,38 Cent pro Kilowattstunde. Doch während Börsenstrom, Erdgas, Heizöl, Benzin und Diesel günstig sind, gilt dies aufgrund der Abgaben und Umlagen nicht für den Haushaltsstrompreis. Er steigt 2017 auf mehr als 30 Cent pro Kilowattstunde.

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.

Darin enthalten ist ein erheblicher Anteil an Strom für zusätzliche Wärmeanwendungen, sodass die Eigenversorgung jährlich maximal 24 Terawattstunden des heutigen Strombezugs aus dem Netz ersetzt. Das entspricht rund fünf Prozent des heutigenNettostromverbrauchs. Würde dies kurzfristig realisiert, würde dies die EEG-Umlage um etwa 0,5 Cent pro Kilowattstunde erhöhen.

Bislang ist dieser Bereich nur ein kleiner Nischenmarkt, auch wegen der oft komplizierten Eigentümer-Nutzer-Konstellation. Dieser Markt wird wesentlich durch die politische Gestaltung der Rahmenbedingungen, insbesondere bei den Abgaben und Umlagen bestimmt.

In den vergangenen Jahren wurde die Eigenstromversorgung politisch sowohl gefördert als auch behindert – teilweise sogar gleichzeitig. Damit dauerhafte Geschäftsmodelle ermöglicht werden, die weder zulasten der anderen Stromverbraucher gehen noch in Zukunft rückwirkend entwertet werden, ist ein langfristig stabiler Ordnungsrahmen erforderlich.

Denn zentrale Technologien der Energiewende (Windkraft, Solarenergie, Stromspeicher, Elektromobilität, Wärmepumpen) bringen eine wesentlich verteiltere Struktur mit sich, die nicht mit immer mehr Netzausbau beantwortet werden kann. Zudem gibt es sowohl ökonomische als auch starke politische und soziale Treiber in Richtung Eigenversorgung und regionale Lösungen.

Der Mehrwert dezentraler Lösungen ist oft nicht monetärer Natur (zum Beispiel größere Akzeptanz, breitere Teilhabe) und muss als solcher politisch bewertet werden. Ökonomisch liegt der Wert in der Regel in vermiedenem Netzausbau, für den bisher jedoch ein monetäres Maß fehlt, oder in dem Befriedigen einer Regionalitätspräferenz der Verbraucher, für die jedoch der Marktrahmen fehlt.

Das bisherige System der dezentralitätsbedingten Ausnahmen bei Netzentgelten, Steuern, Abgaben und Umlagen ist hochgradig willkürlich und chaotisch. Es sollte überführt werden in eine klare Struktur, bei der die Höhe der Entgelte, Steuern, Abgaben und Umlagen differenziert wird nach drei Ebenen: (1) Erzeugung und Verbrauch ohne Nutzung des öffentlichen Netzes, (2) Erzeugung und Verbrauch innerhalb einer Stromregion sowie (3) überregionaler Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch.

Das reale Beschaffungsverhalten der Versorger wird nicht abgebildet, es fehlen Klima-Kennwerte und die Anteile des EEG-geförderten Stroms am Unternehmensmix unterscheiden sich, obwohl private Endverbraucher die gleiche EEG-Umlage bezahlen. Das ist nicht vermittelbar und  führt zu rechtlichen Risiken. Eine Revision der Stromkennzeichnung ist erforderlich.

Der Ausbau der Erneuerbaren ist als Gesellschaftsprojekt über die EEG-Umlage organisiert, das  Interesse an Strom konkreter regionaler und technischer Herkunft steigt jedoch. Die Regelung,  wonach jeder Umlagezahler eine rein rechnerische Menge EEG-Strom pauschal zugewiesen bekommt, sollte entsprechend weiterentwickelt werden.

Der Blick ins europäische Ausland zeigt, wie eine staatlich garantierte Erneuerbare-Energien-Finanzierung mit handelbaren Herkunftsnachweisen kombiniert werden kann. Dies ist im Rahmen des geltenden EEG 2014 nicht darstellbar.

Wichtigstes Ziel ist dabei eine verbesserte Akzeptanz der Energiewende. Ein denkbarer Ansatz ist das europäische System der Herkunftsnachweise, verbunden mit einer revidierten und besser kontrollierten Stromkennzeichnung.

Die Beschränkung auf ein „Leitszenario“ greift zu kurz.

Abregelung von Einspeisespitzen, Lastmanagement, gezielte Standortwahl für neue Kraftwerke und innovative Betriebsmittel können den Netzausbaubedarf reduzieren.

 Der Nachweis wurde erbracht.

Eshat keine Legitimation als Alternative zum bestehenden Netzentwicklungsplan, unter anderem, da es auf anderen Prämissen basiert, ohne Mitwirkung der Netzbetreiber und ohne öffentliche Konsultation sowie ohne Prüfung durch die Bundesnetzagentur entstanden ist.