Wappen des Kurkölnischen Sauerlandes

(H)Franziska Seibertz, 1855

(H)Winterberg

(H)Gabelkreuz in Scharfenberg

(H)Wocklum

(H)Krippe auf Schloß Melschede

(H)Arnsberg

(H)Waldskulpturenweg

(H)Hof in Kirchveischede

(H)Fluß

(H)Herbstwald

(H)Mitgliederversammlung-Schloß Amecke

Energiewende in Deutschland – Notwendigkeit, Maßnahmen, Kritik

Klimawandel und anthropogener Einfluss

Wolfgang Wiest

Sauerland Heft 3, 2017

Obwohl auf der politischen Bühne nach wie vor mancherorts Zweifel am Klimawandel und insbesondere am anthropogenen Einfluss bestehen, lässt die Dokumentation der mittleren Temperatur der Erdoberfläche mittlerweile keinen Zweifel mehr daran zu, dass diese seit Beginn der Industrialisierung ansteigt. Eine Vielzahl von Modellrechnungen, die mit der Entwicklung leistungsfähiger Computer immer weiter verfeinert werden, bildet den Zusammenhang der Konzentrationen der Spurengase in der Atmosphäre mit der Temperatur ab. Neben deren Eigenschaften, Wärmestrahlung zu absorbieren und zu emittieren, werden auch die Reflexionseigenschaften der Erd­oberfläche und viele der physikalischen und chemischen Prozesse in der Atmosphäre modelliert. Aufgrund der Komplexität der vielen Modelle, die dennoch die Realität immer nur näherungsweise nachbilden können, haben die Ergebnisse einen gewissen Streubereich. Behauptungen, es gäbe keinen Zusammenhang zwischen Treibhausgasemissionen und Temperaturentwicklung, sind jedoch nicht haltbar. In Bild 1 sind Modellergebnisse in Gruppen von Szenarien als repräsentative Konzentrationspfade zusammengefasst und farblich codiert. Die Kennzahlen dieser Pfade geben die Differenz der eingestrahlten Sonnenenergie zur von der Erde abgegebenen Energie in Watt pro Quadratmeter an. Diese Differenz führt dann zu den angegebenen Temperaturerhöhungen.

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Bild 1: Zusammenhang zwischen Treibhausgasemissionen, kumulierter Konzentration in der Atmosphäre und Erderwärmung [1]

Vor dem Hintergrund dieser Fakten und der unabsehbaren Folgen der Erderwärmung hat die Weltgemeinschaft 2015 in Paris das Ziel aufgerufen, die globale Erwärmung auf 1,5 bis 2 °C zu begrenzen. Selbst wenn die Kausalität noch angezweifelt werden sollte, ist entschiedenes Handeln jetzt schon alleine als Risikomanagement geboten. Daraus entspannt sich allerdings eine Diskussion, wie die so begrenzte Treibhausgasemission weltweit zu verteilen ist. Das beinhaltet einerseits die Bewertung von Emissionen, die insbesondere bei Methan stark vom Betrachtungszeitraum abhängt, andererseits die Allokation, also ob die Emission aus der Herstellung von Produkten dem Hersteller oder dem Nutzer angelastet wird. Auch die Berücksichtigung der historischen Emissionen muss in die Verhandlungen einbezogen werden. Die bisher erfolgten Zusagen der beteiligten Länder verfehlen das notwendige Emissions-Szenario noch bei weitem, die Verteilungsverhandlungen werden also noch lange andauern.

Energiemix und Treibhausgasemissionen in Deutschland

In jedem Fall stellt sich die Frage nach der lokalen Umsetzung. Dazu müssen zuerst nationale Emissionsziele definiert werden. Daraus ist dann ein Szenario zu entwickeln, mit dem die gesetzten Ziele erreicht werden können. In Bild 2 sind der Verlauf und die Zielsetzung für Deutschland dargestellt.

Es wird deutlich, dass alle Sektoren betrachtet werden müssen, also neben der Energiewirtschaft die gewerbliche Wirtschaft, die Haushalte, die Landwirtschaft und der Verkehr, und zwar in erster Linie deren Energiebedarf, denn ca. 85 % der Treibhausgasemissionen sind energiebedingt. Weiter wird klar, dass sich für eine Zielerreichung der Trend der Emissionen erheblich ändern muss. In 2016 tragen unerschöpfliche Energien 31,7 % des Stromverbrauchs bei, aber nur 15 % des gesamten Endenergieverbrauchs, der nur zu 21 % aus Strom besteht. Endenergie wird aus Primärenergie erzeugt, die zu ca. 80 % aus fossilen Brennstoffen (Kohle, Öl, Erdgas)besteht, die demnach bis 2050 weitestgehend ersetzt werden müssen. Die Kern­energie, die immer noch bisweilen als Lösung genannt wird, stellt unter 7 % der Primärenergie in Deutschland, weltweit nur ca. 4,5 %. Die ungelösten Probleme und daher auch unbekannten Kosten der Entsorgung, sowie die inzwischen hinreichend belegten Havarie-Risiken, sind vor diesem kleinen Versorgungsbeitrag zu bewerten. Zu den Kosten sei als Beispiel der Neubau Hinkley Point C (GB) genannt, wo bei geplanten Baukosten von 21 Mrd. € für 3.200 MW eine Stromvergütung von ca. 11 Ct/kWh für 35 Jahre plus Inflationsausgleich garantiert wird, weit über den Vergütungen für erneuerbare Energien. Ähnliche Anlagen im Bau (Flamanville (F) und Olkiluoto (Fi)) zeichnen sich durch Verzögerungen von 6 bzw. 9 Jahren und Kostenüberschreitungen von 320 % bzw. 270 % aus [4]. Der Atomausstiegsbeschluss bleibt also in jeder Hinsicht richtig.

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Bild 2: Entwicklung der Treibhausgasemissionen in Deutschland und Ziele
bis 2050 [2]

Aus der Gesamtschau lässt sich ein Szenario der Energieversorgung ableiten, das technisch machbar und gesellschaftlich akzeptabel ist und mit dem die Emissionsziele erreichbar sind. Ein solches Szenario ist in Bild 3 für eine 95 % - Reduzierung der Treibhausgasemissionen dargestellt. Bei diesbezüglich weniger ambitionierten Zielen ändert sich im Wesentlichen das Tempo der Umstellung auf erneuerbare Energien, nicht jedoch der Mix aus Wind-, Solar- und Bioenergie. Außerdem ist der Anstieg der Stromerzeugung für die Elektromobilität ab 2030 dann nicht so stark. Es wird deutlich, dass keine Einzeltechnik alleine als Problemlösung gesehen werden kann, sondern dass vielmehr eine konzertierte Aktion zur Bedarfsdeckung erforderlich ist. Den Szenarien liegt bereits eine dramatische Reduzierung des Primärenergiebedarfs durch Effizienzsteigerung auf rund die Hälfte gegenüber 2008 zugrunde. Es ist also nicht zuletzt die Bedarfsseite mit im Fokus, was in der Tat ein Paradigmenwechsel ist: das Energiesystem wird transformiert von einer Versorgung aller Sektoren mit Endenergie hin zu einem integrierten System von Erzeugern, Abnehmern und Dienstleistern, in dem dann, wie in anderen Märkten auch, Angebot und Nachfrage in Einklang zu bringen sind. Neu ist die Abstimmung des Bedarfs (Demand Side Management) mit dem fluktuierenden Angebot, das räumlich durch Übertragungsnetze und Brennstoff­logistik sowie zeitlich durch Speichersysteme unterstützt wird. Das bedarf einerseits des Ausbaus verschiedener Stromerzeugungstechniken, die sich räumlich und zeitlich möglichst gut ergänzen, weil das den Verteil- und Speicheraufwand reduziert, und andererseits einen entsprechenden Ausbau der Kommunikations- und Regelungstechnik. In allen solchen Szenarien weisen Solar- und Windenergie den größten Zuwachs auf, da Biomasse und Wasserkraft bereits nahe am natürlichen Limit genutzt werden und die Bedingungen für Geothermie, Gezeiten- und Wellenenergie in Deutschland zu besonders hohen Kosten führen.

Im Bild ist als punktierte Linie die prognostizierte Treibhausgasemission unter den aktuellen Maßnahmen zum Klimaschutz eingetragen, mit denen das Ziel offenbar weit verfehlt wird. Es stellt sich also die Frage, mit welchen zusätzlichen Maßnahmen die Ziele im Markt für Produkte, Energie und Verkehr erreicht werden können.

Marktversagen und staatliche Eingriffe

In einem transparenten Markt mit vielen Anbietern und Abnehmern sollten sich das kostenoptimale Produktportfolio und die optimale Menge durch Angebot und Nachfrage einstellen. Wenn jedoch Kosten nicht im Kalkül der Akteure erscheinen, weil sie von der Gesellschaft insgesamt getragen werden (externe Kosten), versagt dieser Mechanismus, die Preise sind zu niedrig und die Menge zu hoch. Dies ist bei Kern­energie durch die staatliche Übernahme der Entwicklungskosten und des Havarie- und Entsorgungsrisikos der Fall. Bei der Nutzung fossiler Brennstoffe werden Kosten nicht kalkuliert, die durch emissionsbedingte Gesundheitsschäden und durch Umweltschäden und Klimawandel entstehen. Aufgabe des Staatswesens ist es dann, in den Markt einzugreifen, um dieses Marktversagen zu korrigieren.

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Bild 3: Stromerzeugung und -Import im Klimaschutzszenario für 95 % Reduzierung der Treibhausgasemissionen in Deutschland bis 2050
gegenüber 1990 [5]

Zunächst müssen diese externen Kosten ermittelt werden, dann gilt es, sie so zu internalisieren, also direkt als Kosten bei den Verursachern erscheinen zu lassen, dass das Emissionsziel kosteneffizient erreicht wird. Im Idealfall würden dann beispielsweise die korrekt ermittelten und internalisierten Kosten der Umweltschäden zu den Produktionskosten addiert und so über den Preis die Entscheidung ergeben, ob es sinnvoller ist, offshore-Windparks und Stromnetze zu bauen, oder ob der verteilten Erzeugung an Land trotz des geringeren Windangebots der Vorzug zu geben ist. Das System ist allerdings so komplex, dass einfache Antworten nicht zu erwarten sind. Beispielsweise müssten auch die Einflüsse auf Wildtierpopulationen oder Wertminderungen von Grundstücken durch Eingriffe in Landschaften beziffert und eingepreist werden. Unterschiedliche Modellannahmen zu den Umweltkosten führen typischerweise zu Schwankungen von 100 % um den Mittelwert. Noch weit dramatischer ist der Einfluss des Zinssatzes, wenn Kosten durch den Klimawandel erst in vielen Jahren anfallen. Die anhaltende Niedrigzinsphase führt zu einer weit höheren Bewertung der zukünftigen Kosten für Klimaschäden, wenn sie auf heute abgezinst werden, als das bei den früher üblichen hohen Diskontsätzen der Fall war. Das Umweltbundesamt hat 2013 mittlere Umweltkosten veröffentlicht [6], wonach für Strom aus Braunkohle 10,8 Ct/kWh, aus Steinkohle 8,9 Ct/kWh und für Gas 4,9 Ct/kWh anfallen. Dagegen sind

die Umweltkosten von 0,3 Ct/kWh bzw. 1,2 Ct/kWh für Wind- und Solarstrom niedrig. Die externen Kosten der fossilen Stromerzeugung betragen also rund das Dreifache des Börsenstrompreises, werden aber am Markt nicht ins Kalkül gezogen. Insofern ist der Ruf nach Marktintegration der erneuerbaren Energien häufig nicht zu Ende gedacht, er müsste vielmehr direkt auf die fossil/nukleare Stromerzeugung erweitert und das Problem des Marktversagens gelöst werden.

Zur Internalisierung externer Kosten kommen verschiedene Instrumente infrage, die danach bewertet werden müssen, wie zielgenau und wie kosteneffizient sie sind. Eine zielgenaue und einfache Maßnahme wäre die Festlegung von Grenzwerten, die allerdings in den verschiedenen Sektoren zu sehr unterschiedlichen Kosten einzuhalten wären. Wesentlich kosteneffizienter sind handelbare Emissionszertifikate, mit denen dort Emissionen reduziert werden, wo dies zu den geringsten Kosten möglich ist. Allerdings ergibt sich der Preis dann aus der verfügbaren Menge an Zertifikaten, die permanent justiert werden muss, um die geforderte Lenkungswirkung durch einen Preis in Höhe der externen Kosten zu erzielen. Dies lässt sich gut am Europäischen Emissionshandelssystem beobachten, in dem Emissionsrechte für CO2 gehandelt werden. Obwohl die Klimakosten je nach Modell und Betrachtungszeitraum zwischen 40 und 390 €/t betragen [6], sank der Preis der Zertifikate nach einer Anfangsphase stark und bewegt sich aktuell in einem Bereich um 7 €/t [7]. Wesentlich ist dabei, dass der verstärkte Ausbau der erneuerbaren Energien und anrechenbare Emissionsreduzierung außerhalb der EU den Bedarf an Emissionsrechten reduzieren, wodurch die am Markt verfügbaren Zertifikate den Bedarf übersteigen. Der Überschuss der Zertifikate am Markt beträgt inzwischen etwa eine Jahresmenge. Weiter ist zu kritisieren, dass nur rund die Hälfte der Emissionen erfasst wird, weil nur Teile der Industrie und die Energiewirtschaft teilnehmen müssen. Obwohl das System bereits EU-weit angelegt ist, besteht das Problem des „Leakage“, also der Verlagerung emissionsintensiver Prozesse ins Ausland außerhalb der EU. Branchen, die stark im internationalen Wettbewerb stehen, erhalten daher kostenlose Zuteilungen. Insgesamt ist festzuhalten, dass dieses System keine große Lenkungswirkung entfalten kann, weil die Preise für die Zertifikate sehr niedrig sind, weil sie teilweise kostenlos zugeteilt werden, und weil die Hälfte der Emissionen gar nicht erfasst wird. Es werden so auch keine nennenswerten Einnahmen erzielt, mit denen emissionsarme Produkte und Prozesse gefördert werden könnten. Gewinne aus dem Emissionshandel verbleiben bei den Unternehmen. Korrekturen an diesem System sind dahingehend bereits erfolgt, dass aktuell Zertife aus dem Markt genommen werden und der Anteil der kostenlosen Zuteilungen von 80 % in 2013 auf 30 % in 2020 reduziert wird. Es bleibt dennoch die Frage nach der Erhebung einer CO2-Abgabe auf die Emissionen der bisher nicht erfassten Sektoren-Haushalte, Gewerbe-Handel-Dienstleistungen und Verkehr sowie auf die CO2-Emissionen, die den importierten Waren zugerechnet werden müssten. Gerade letzteres ist insbesondere im Zusammenhang mit den Verhandlungen zu Freihandelsabkommen CETA und TTIP zu betrachten, mit deren Ratifizierung sich die Regierungen diesbezüglich weitgehend handlungsunfähig machen.

Eine reine Zertifikate-Lösung greift auch zu kurz, weil sie die strategische Entwicklung eines zukunftsfähigen Energiemix nicht abbilden kann. Ein Energiesystem, in dem die Infrastruktur als natürliches Monopol von der Bundesnetzagentur überwacht wird, und das auch im Sinne einer staatlich zu organisierenden Daseinsvorsorge in einer langfristigen Perspektive zu betrachten ist, kann nicht ausschließlich nach tages­aktuellen Marktpreisen entwickelt werden. Um die Entwicklung der im Szenario als wesentlich identifizierten Techniken in der Vernetzung von Erzeugung, Verteilung und Anwendung von Energie zu ermöglichen, werden diese mit festen Einspeisevergütungen gefördert. Wieder ist der Grundgedanke richtig, der 2000 zur Verabschiedung der Erneuerbare Energien Gesetzes EEG führte. Und wieder bedarf es seither permanenter Justierungen, um die Förderung an die Entwicklung von Kosten und Bedeutung der einzelnen Techniken anzupassen. Zu Anfang der Förderung ging es um eine Marginalie im Strommarkt, bisweilen war die Kostendegression schneller als die Anpassung der Fördersätze, so dass es häufig zur Kritik an der Fördersumme kam und kommt. Im Grunde ist diese Förderung eine Alternative dazu, die fossile Stromerzeugung mit ihren externen Kosten zu belasten. Ein entscheidender Unterschied besteht darin, dass für eine Förderung Geld ausgegeben wird, während eine Belastung zu entsprechenden Einnahmen führen würde, mit denen die Transformation zu einer Post-Kohlenstoff-Gesellschaft gestaltet werden könnte.

Es lohnt sich, einen etwas genaueren Blick auf die Entwicklung der EEG-Umlage zu werfen, mit der die Kosten der Förderung des Stroms aus erneuerbaren Energien auf die Stromkunden verteilt werden sollen.
 

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Bild 4: Die Entwicklung der EEG-Strommenge und -Umlage, Daten
aus [8] und [9]

In Bild 4 ist deutlich erkennbar, dass die Strom-Menge, die nach EEG vergütet wird, also der nicht vom Erzeuger selbst verbrauchte Strom, mit leichten Schwankungen immer weiter angestiegen ist; die Verkaufserlöse der Stromerzeuger (EEG Auszahlung + Direkterlöse) folgen dieser Entwicklung im Wesentlichen. Die Anpassung der Vergütung an die Kostendegression wird immer wieder durch den Ausbau teurerer Techniken kompensiert, die im Zielszenario enthalten sind. Das ist beispielsweise Offshore-Windenergie wegen der höheren Jahresnutzungsdauern oder Bioenergie wegen der Grundlastfähigkeit und Flexibilität. Dadurch sinkt die durchschnittliche Vergütung für EEG-Strom erst seit 2013. Ein gravierender handwerklicher Fehler offenbart sich ab 2009: Bis zu diesem Jahr folgt der Marktwert des EEG-Stroms der eingespeisten Menge. Die Differenzkosten, die durch die Umlage gedeckt werden müssen, steigen moderat mit der Menge an. Ab diesem Jahr bleibt jedoch der Marktwert trotz steigender Menge etwa konstant, die Umlage steigt überpropor­tional. Ab diesem Zeitpunkt muss der EEG-Strom an der Börse vermarktet werden und wird nicht mehr lokal unter Substitution fossiler Energie verwendet. 2012 wird die Prämie für Direktvermarktung eingeführt, was aber nur teilweise greift. Durch die Vermarktung an der Börse sinkt der Börsenpreis für Strom seither dramatisch, womit die Differenz zur Einspeisevergütung immer größer wird. Außerdem steigt laut DIW [11] die finanzielle Entlastung der Unternehmen, die von der Umlage weitgehend befreit sind, von 1,2 Mrd. € in 2009 auf ca. 5,6 Mrd. € in 2013 an. Dadurch wird die Strommenge, für die die Umlage erhoben wird, immer kleiner. In der Summe führt dies zu dem starken Anstieg der Umlage auf zuletzt 6,88 Ct/kWh.

Der staatliche Eingriff in den Strommarkt durch das EEG folgt also einem richtigen Ansatz, nämlich einerseits ein Szenario für die Energieversorgung umzusetzen, das die internationalen Verpflichtungen zum Klimaschutz erfüllt, und andererseits die vermiedenen Umweltkosten durch Substitution der fossilen Energien zu berücksichtigen. Die eklatanten Mängel bei der Umsetzung führen jedoch nicht nur zu einer sehr ungleichen Lastenverteilung, sondern lassen auch die gewünschte Lenkungswirkung vermissen, wenn gerade die stromintensiven Produkte und Prozesse von den Kosten verschont werden und zusätzlich von sinkenden Börsenstrompreisen profitieren.

Fazit

Die überwiegend energiebedingten Treibhausgasemissionen führen real zu Kosten durch Umweltschäden und Klimawandel, die sich aber bisher nicht auf der Energie-Rechnung finden. Dadurch werden die Kosten des Energieeinsatzes diesem nicht zugeordnet und der Energieeinsatz ist viel zu hoch. Eine genaue Bezifferung und Allokation der externen Kosten gelingt nicht, eine sofortige Internalisierung würde zudem zu großen Verwerfungen im Wirtschaftssystem führen. Nicht zuletzt sind internationale Verflechtungen und Abkommen zu beachten. Ein Lösungsansatz ist die Entwicklung von umwelt- und gesellschaftsverträglichen natio­nalen Szenarien zur Erreichung des globalen 2 °C-Ziels. Für Deutschland bedeutet das, dass Energie teurer werden muss, um ihre realen Kosten transparent zu machen. Durch Effizienzsteigerung und Suffizienz, also Maß halten im Verbrauch, werden diese höheren Energiekosten kompensiert und die Substitution durch Energie und Produkte mit kleinerem CO2-Fußabdruck wird möglich. Einnahmen des Staats durch die Internalisierung externer Kosten müssen wieder verteilt werden, um die Energiewende sozial verträglich zu machen. Für eine gesellschaftliche Akzeptanz der notwendigen Transformation ist außerdem notwendig, dass auch die externen Effekte der unerschöpflichen Energien wie die Beeinträchtigung des Landschaftsbilds und der Kulturräume angemessen berücksichtigt werden und in die Zielszenarien eingehen.

Weiter bleibt festzuhalten, dass alle Formen der erneuerbaren Energien ausgebaut werden müssen, dass eine Entwicklung der Energie-Infrastruktur aus Leitungen und Speichern, flexiblen Bioenergie- und Geothermie-Kraftwerken mit einem weiteren Ausbau der Wind- und Solarenergie an Land und küstennah abgestimmt werden muss. Dazu müssen der Zertifikatehandel und das EEG, nach konsequenter Beseitigung ihrer Fehler und Schwächen, mit einer Internalisierung der externen Kosten kombiniert werden, um die Lenkungswirkung zu einer Dekarbonisierung aller Sektoren der Wirtschaft zu entfalten. Dann kann der sozial und wirtschaftlich vertretbare Einsatz der vorhandenen und noch angepasst zu entwickelnden Techniken zum Ziel führen.

Literatur

[1] Global Carbon Project: Global Carbon Budget 2016: http://www.globalcarbonproject.org/carbonbudget/index.htm

[2] UBA: Indikator: Emission von Treibhausgasen, http://www.umweltbundesamt.de/indikator-emission-von-treibhausgasen

[3] BMUB: Klimaschutz in Zahlen, Ausgabe 2016

[4] Manager Magazin: Großbritanniens bizarre Atompläne, 23.03.2016

[5] FhG ISI und Öko-Institut: Klimaschutzszenario 2050, Studie im Auftrag des BMUB, 2015

[6] UBA: Schätzung der Umweltkosten in den Bereichen Energie und Verkehr, 2013

[7] DEHSt: Emissionshandel in Zahlen, Berlin, 2015

[8] BMWi: EEG in Zahlen, 2016

[9] BMWi: Erneuerbare Energien in Zahlen, 2016

[10] BDEW: Erneuerbare Energien und das EEG: Zahlen, Fakten, Grafiken, 2014

[11] DIW: Vorschlag für die zukünftige Ausgestaltung der Ausnahmen für die Industrie bei der EEG-Umlage,
Berlin, 2013

Zum Autor

Wolfgang Wiest, 52, Maschinenbaustudium an der Universität Karlsruhe (TH). 1998 Promotion im Bereich Bioenergie, weitere Tätigkeit als Wissenschaftler an der Universität Kassel, ab 2002 freiberuflicher Berater. Seit 2013 Professor für Thermische Energietechnik, FH Südwestfalen, Meschede


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