Die Autoren sind Experten der Energiewirtschaft. Mit ihrer jahrzehntelanger Erfahrung in Energietechnik, Unternehmensstrategie und Versorgungssicherheit reflektieren die Autoren den Stand der Energiewende in Deutschland und sprechen eine Empfehlung aus.
Bisheriger politischer Anspruch:
Zur Realisierung der Energiewende hat Deutschland sich besonders ehrgeizige Ziele gesetzt: Bis 2045 soll die Klimaneutralität Deutschlands erreicht werden. Das ist 5 bis 15 Jahre früher als bei der weit überwiegenden Anzahl der 195 Partnerstaaten des Pariser Abkommens.
• Als Industrienation will Deutschland seine Transformation fast ausschließlich auf wetterabhängige Energien wie Windkraft und Photovoltaik stützen, obwohl aus Gründen der geografischen Lage, der Topografie, der klimatischen Verhältnisse, der Bevölkerungsdichte und der Wirtschaftsstruktur ungünstigere Voraussetzungen vorliegen als in anderen Regionen, wie z. B. Norwegen.
Problematik:
Die meisten der mit uns konkurrierenden Industriestaaten setzen trotz günstigerer regionaler Voraussetzungen für die Erneuerbaren (Länge der Küstenlinien, mehr Wind an Land, höhere Sonneneinstrahlung, mehr Wasserkraftpotenzial, …) zur Erreichung ihrer Klimaziele auf eine Kombination aus Kernenergie und Erneuerbaren. Die in Deutschland eingeschlagene Vorgehensweise stellt einen Sonderweg dar, dessen Erfolgswahrscheinlichkeit gering ist: Die Umsetzung der Energiewende basiert auf Machbarkeitsstudien einzelner Institute. Diese sollen die technische • Machbarkeit belegen, enthalten aber keine Kostenschätzung für das Gesamtsystem. Dies besteht aus Erzeugung, Speicher für den Ausgleich der Volatilität, Backup für die Überbrückung von Minderleistung und Netzertüchtigungen für die gestiegenen Transportanforderungen.
In der Öffentlichkeit werden bei wirtschaftlichen Systemvergleichen bislang fast ausschließlich die Kosten der reinen Erzeugung betrachtet – und zwar nur vom Rotorblatt der Windenergieanlage bis zu ihrem Mastfuß bzw. vom Photovoltaikmodul bis zum Wechselrichter. Relevant für einen Vergleich aus Verbrauchersicht sind jedoch die Kosten der Nutzenergie für den Kunden.
• • Ein Vergleich mit den Wegen der konkurrierenden Industriestaaten wurde nicht erstellt.
Der Fokus der Diskussion liegt auf dem Stromsektor, der zwar durch Elektrifizierung des Straßenverkehrs, der Gebäudewärme und der Prozesswärme für Produktionsanlagen an Bedeutung gewinnen wird, aktuell aber weniger als 20 % des Gesamtenergiebedarfs ausmacht.
• • Nach 24 Jahren EEG und Investitionen von 400 bis 500 Mrd. € sind die für 2045 definierten Ausbauziele heute erst zu ca. 30 % erreicht, sodass davon ausgegangen werden muss, dass mindestens das Doppelte des bisher investierten Betrags noch anfallen wird.
• Trotz der hohen Investitionen hat Deutschland nach Polen und Tschechien die höchsten spezifischen CO2-Emissionen innerhalb der EU.
Die Kosten für die Versorgung der energieintensiven Großindustrie, die ihren Strom direkt aus dem Übertragungsnetz bezieht, sind inzwischen dreimal so hoch wie noch 2020.
• • Andere Energieträger als die Erneuerbaren werden aus ideologischen Gründen ausgeschlossen – selbst wenn diese über einen kostenverträglicheren Weg zur Klimaneutralität führen können.
Das Auseinanderlaufen von Stromerzeugung und Nachfrage (Windkraft im Norden und industrieller Strombedarf im Süden) erfordert höhere Transportkapazitäten, die sich in hohen Kosten für den Netzausbau und für die steuernden Eingriffe von Netzbetreibern niederschlagen.
• • Noch unterstützen die meisten unserer europäischen Nachbarn die deutsche Energiewende, indem sie über Kuppelstellen im Bedarfsfall Strom liefern. Dadurch werden sie von den gleichen Preisschwankungen und -steigerungen betroffen wie wir, ohne diese jedoch verursacht zu haben. Für eine zuverlässige technische Verfügbarkeit des bei uns fehlenden Stroms sind unsere Nachbarn nicht verantwortlich und auch nicht dauerhaft lieferpflichtig.
Jedes weitere Windrad und jedes weitere PV-Modul liefert weniger unmittelbar nutzbare Energie als die zuvor installierten Anlagen, denn der Anteil von Zeiten mit Überproduktion, für die aktuell noch die Speicher fehlen, wächst mit jeder installierten Anlage.
• Wind- und Solaranlagen sind inzwischen • intensiv im Markt eingeführt und decken ca. 50 % des Jahresverbrauchs ab. Es gibt schon lange keinen Grund mehr für Technologieförderung.
Empfehlung:
Als Kurskorrekturen schlagen wir vor: Überprüfung der Wettbewerbsfähigkeit des deutschen Sonderweges. Im Ergebnis könnte sich herausstellen, dass ein Anteil zwischen 40 % und 60 % von Wind- und PV-Energie mit einem er-gänzenden Anteil von klimaneutralen und steuerbaren Anlagen, entweder nuklear oder dekarbonisiert auf Basis fossiler Energieträger, kostengünstiger, sicherer und schneller zum Ziel führt.
• • Für die Rückkehr zur Kernenergie muss die Standortentscheidung für das ohnehin erforderliche Endlager zeitnah getroffen werden, was analog zum Vorgehen in Finnland und der Schweiz innerhalb der kommenden Legislaturperiode erreicht werden kann, » müssen alle Rückbaumaßnahmen sistiert werden, um für die letzten 6 Kernkraftwerksblöcke (Brokdorf, Emsland, Grohnde, Gundremmingen C, Isar 2, Neckarwestheim 2) sowie weitere geeignete Altanlagen (möglicherweise Gundremmingen B, Krümmel und Philippsburg 2) eine Wiederinbetriebnahme innerhalb der nächsten 3 bis 4 Jahre offenzuhalten, wodurch eine Gesamtleistung von etwa 12.000 MW steuerbarer nahezu klimaneutraler elektrischer Energie gesichert werden kann, » sollten diese Altanlagen in eine neue staatliche kerntechnische Gesellschaft » überführt werden – operativ analog dem EWN-Modell sowie finanziell analog dem Schweizer Modell STENFO –, damit öffentliche Interessen und Eigentümerrisiken in einer Hand liegen, sollten die bisherigen Betreiber mit der atomrechtlichen Verantwortung und der Betriebsführung der reaktivierten Altanlagen beauftragt werden, » könnten etwa 10 neue Reaktoren vom Typ APR 1400 (KEPCO) oder vergleichbar innerhalb von 6 bis 7 Jahren errichtet und in Betrieb genommen werden – siehe Beispiel Barakah bei Abu Dhabi, » sollte eine Beteiligung an der Entwicklung von kleinen modularen Reaktoren (SMR) als Kugelhaufenreaktor oder Leichtwasserreaktor in Deutschland aktiv angestrebt und durch Forschungsaufgaben unterstützt werden, damit in ca. 10 Jahren eine entsprechende eigene Technologie auch in Deutschland verfügbar ist, » sollte die Forschung zur Transmutation intensiviert werden, um aus abgebrannten Brennelementen Einsatzstoffe für neue Reaktortypen zu gewinnen, » muss die Schulung von geeignetem Schichtpersonal für Kernkraftwerke wieder aufgenommen werden.
» Die Blöcke Brokdorf und Emsland sind wahrscheinlich in relativ kurzer Zeit reaktivierbar. Sie liegen im windstarken Norddeutschland. In Verbindung mit in ihrer Nachbarschaft errichteten Elektrolysen könnten sie vorrangig konkurrenzlos günstig CO2-frei Wasserstoff erzeugen und gleichzeitig das elektrische Netz stabilisieren. Bei Dunkelflauten können sie zum Schließen der Versorgungslücke der Stromversorgung beitragen.
• Für die dekarbonisierte Nutzung von fossilen Energieträgern sollten für gasförmige Brennstoffe, die wie Erdgas aus einer Kohlenwasserstoff-Verbindung bestehen, Primärabscheidungen des Kohlenstoffs vor der Verbrennung vorgeschrieben werden, sodass der so gewonnene Kohlenstoff als Rohstoff für technische Nutzungen zur Verfügung steht, » sollten für feste Brennstoffe wie Steinkohle und Braunkohle, die nahezu ausschließlich aus Kohlenstoff bestehen, Sekundärabscheidungen des Kohlendioxids aus dem Rauchgas sowie dessen Speicherung in Verbindung mit wirtschaftlich angemessenen Laufzeitgarantien vorgeschrieben werden. Hierdurch kämen die Kraftwerksblöcke Boxberg Q und R, Datteln 4, GKM 9, Lippendorf R und S, Wilhelmshaven Onyx, Neurath F und G, Niederaußem K, RDK 8, Trianel Kohlekraftwerk Lünen sowie Walsum 10 für eine ergänzende, verlässliche, klimafreundliche und steuerbare Stromerzeugung mit zusammen etwa 11.000 MW in Frage, die die Abhängigkeit von leitungsgebundenen Erdgasimporten reduzieren hilft.
» • Zur Dämpfung hoher Strompreis-Volatilität durch wetterabhängige Energiegewinnung sowie bessere räumliche Kongruenz zwischen Energienutzung und -gewinnung müssen marktwirtschaftliche Anreize gesetzt werden, insbesondere durch die zügige Einführung von Marktmechanismen für die Schaffung und den Erhalt von Anlagen mit jederzeit verlässlich verfügbarer Erzeugungs» kapazität, angelehnt an die von der EU-Kommission bereits genehmigten Kapazitätsmarkt-Regeln z. B. in UK, durch eine Reform der Entgeltsystematik für die Netznutzung neu angeschlossener Anlagen (Belastung der Einspeisung in Netzregionen mit Einspeisungsüberschuss, Honorierung der Einspeisung in Netzregionen mit Einspeisedefizit), » für technische Speicherlösungen wie z. B. Batteriespeicher und Wasserstoffspeicher, » für die Einspeisung von Dampf aus thermischen Kraftwerken in kommunale Fernwärme- oder industrielle Prozessdampfsysteme.
Zur Person
Dr. Thomas Glimpel (Studium und Promotion an der Universität Gesamthochschule Essen) war langjährig als Leiter der RWE-Unternehmens- und Technologieentwicklung, des operativen Risikomanagements sowie des Vertriebsgeschäfts mit größten Industriekunden tätig, bevor er 2022 als Unternehmensberater aktiv wurde. Er war Mitglied einer Vielzahl von Aufsichtsräten der Energiewirtschaft. Dr.-Ing. Klaus Kasper (Studium und Promotion an der RWTH Aachen/Forschungszentrum Jülich) war Projektleiter für den Bau von Kernkraftwerken, Schichtleiter-Ausbildung, Mitglied von Inbetriebsetzungsmannschaften zweier Kernkraftwerke sowie später Vorstandsvorsitzender der EnBW KWG AG und Technik-Vorstand der EnBW AG. Dr.-Ing. Bernhard Leidinger (Studium Energietechnik an der RWTH in Aachen, Promotion Thermodynamik am KIT in Karlsruhe) befasst sich seit 1980 mit dem Thema der nuklearen, fossilen und regenerativen nachhaltigen wirtschaftlichen und zuverlässigen Energieversorgung im Rahmen der Weiterentwicklung und dem Betrieb der terrestrischen Daseinsvorsorge und der orbitalen Lebenserhaltungssysteme. Er wurde zum Honorarprofessor und zum vereidigten technischen Sachverständigen IHK bestellt. Leidinger ist als Unternehmensberater tätig. Dr.-Ing. Peter Preußer (Studium des allgemeinen Maschinenbaus und Promotion an der Ruhr-Universität Bochum) hat zehn Jahre bei Steag in leitender Position in der Kraftwerksplanung und in der Energiewirtschaft gearbeitet. Anschließend hat er zehn Jahre im RWE-Konzern den Zentralbereich Stromwirtschaft geleitet und das Größtkundengeschäft der RWE verantwortet, zuletzt als Vorstandsmitglied RWE Solutions AG. Er war sieben Jahre Lehrbeauftragter Elektrizitätswirtschaft an der TU Darmstadt.