Energiepolitik in Deutschland – quo vadis Energiepolitik in Deutschland – quo vadis? Bemerkungen zur Wirkung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes Arnold Vaatz MdB

Das EEG vom 1. April 2000 neuer Name Ausbaugrenze 350 MWp, dann Anschlußregelung zugesagt Annahmepflicht / Netzausbaupflicht Vergütung 20 Jahre lang garantiert (Ausnahme: Offshore-Wind) Energieart ct/kWh Degression f. Neuanlagen Wasserkraft, Deponiegas, Grubengas, Klärgas 7,67 Biomasse bis 0,5 MW 10,23 1%/a ab 1.1.2002 Biomasse bis 5 MW 9,2 Biomasse mit mehr als 5 MW 8,69 Geothermie bis 20 MW 8,95 Geothermie ab 20 MW 7,16 Wind 9,1 1,5%/a ab 1.1.2002 Solar 50,6 5%/a ab 1.1.2002

Das EEG vom 1. Januar 2009 §12: „Wird die Einspeisung von EEG-Strom wegen eines Netzengpasses reduziert, sind die von der Maßnahme betroffenen Betreiberinnen und Betreiber für 95 Prozent der entgangenen Einnahmen zu entschädigen. Übersteigen die entgangenen Einnahmen in einem Jahr ein Prozent der Jahreseinnahmen, sind die Betreiberinnen und Betreiber zu 100 Prozent zu entschädigen.“ „Betreiberinnen und Betreiber von EE-Anlagen sollen künftig spätestens am Vortag vom Netzbetreiber über den erwarteten Zeitpunkt, den Umfang und die Dauer des Einspeisemanagements (Anm.: gemeint ist z.B. das Stoppen der Einspeisung in sein Netz) informiert werden.“

Was das Gesetz bewirkt: negative Strompreise plus Schadensersatz starker Wind oder geringe Stromnachfrage oder beides 1.000 MWh müssen vom Netz abgewiesen werden Um weitere 1.000 MWh muss das Netz ent- lastet werden, es gibt aber keine Nachfrage Schadenersatz an die Windkraftbetreiber wird fällig: 8,5 ct/kWh=Verlust: ca. 85.000 € Abnehmern wird zur Netzentlastung 11,5 ct/kWh angeboten. Verlust: 115.000 € Verlust für die Energieversorger: 20 ct/kWh = 200.000 € Mehrkosten muss der Endverbraucher tragen

Gesamteinspeisung von Wind- und Solarstrom für Dezember 2012 in das deutsche Netz

Gesamtumsatz: ca. 780 GWh (Tagesbedarf in Deutschland ca. 1.600 GWh)

Verluste am 26.12.2012 1. Kosten ab Strombörse an Importeur: - verkaufte Energiemenge: ca. 780 GWh - durchschnittlicher Verkaufspreis: ca. - 45.000 €/GWh - Verlust aus negativen Strompreisen: ca: 34 Mio € 2. Kosten durch Einspeisevergütung an Erzeuger (nur Windstrom gerechnet): - durchschnittliche Vergütung : ca.: 85.000 €/GWh - Verlust aus Einspeisevergütung: ca.: 66 Mio € 3. Verluste für den Stromkunden an einem Tag: ca.: 100 Mio €

Gesamtverluste aus Stromexporten im Jahr 2012 Exportiert wurden (lt. Sächs. Zeitung v. 3. April 2013): ca. 67 TWh Einnahmen: durchschnittlicher Börsenpreis im Jahr 2012: ca. 45Mio €/TWh ergibt eine Einnahme von: ca. 3 Mrd € Ausgaben: Durchschnittsvergütung an Wind- u. Solarstromrzeuger: ca. 170 Mio €/TWh ergibt Ausgabe von: ca.11,4 Mrd € Saldo (Verlust für den Stromkunden): ca. 8,4 Mrd € Dies entspricht in Deutschland (82 Mio Einwohner): ca. 100 €/Kopf Vergleich zu 2011: exportiert: 54,5 TWh, Verlust: 6,6 Mrd €, entspricht ca. 80 €/Kopf Das Geld ist für unsere Volkswirtschaft natürlich nicht verloren. Es wandert in die Taschen der Grünstromerzeuger und von dort teilweise wieder in den Konsum. Aber die erhöhten Stromkosten müssen in jedes Produkt eingepreist werden.

Quelle: http://www.eeg-kwk.net/de/EEG_Jahresabrechnungen.htm

Quelle bis 2009: BDEW, Strompreisanalyse Mai 2012, ab 2010: www Quelle bis 2009: BDEW, Strompreisanalyse Mai 2012, ab 2010: www.eeg-kwk.net

Die „vergessene“ Grundlast (I) Hier: Tageslast im Winter Gesamtstrombedarf Deutschlands pro Jahr: 600 TWh Davon Grundlast: ca 300 TWh – entspricht 35 GW Dauerleistung

Die „vergessene“ Grundlast (II) hier: Preisstruktur (€-Cent/KW, Stand August 2011)

installierte Leistung: Die „vergessene“ Grundlast (III) hier: Volllaststunden von Wind und Sonne 2010 installierte Leistung: Wind: 25.800 MWp Solar: 9.800 MWp KKW: 12.700 MW gelieferte Energie: Wind: 5,9% Solar: 1,9% KKW: 23,2% Vollaststunden: Wind: 18-20% Solar: 9-10% KKW: 96%

Die „vergessene“ Grundlast (IV) – hier: Wind 12/2012 bei dreifacher installierter Windstromleistung rote Kurve: Lastganglinie beim Dreifachen der installierten Windstromleistung violette Fläche: Zuschussbedarf zur Deckung der Grundlast durch konventionelle Erzeuger hellblaue Fläche: Unterbelastungszeiten der konventionellen Kraftwerke gelbe Fläche: Überlaststrom (Verkauf zu negativen Preisen)

Die „vergessene“ Grundlast (V) – hier: Wind 11/2011 bei dreifacher installierter Windleistung rote Kurve: Lastganglinie beim Dreifachen der installierten Windstromleistung hellblaue Flächen: Unterbelastungszeiten konventioneller Kraftwerke violette Flächen: Zuschußbedarf zur Deckung der Grundlast

Das alternativ geführte Netz: Netzbelastung im November 2011 Regelenergiebereitstellung verteuert die konventionellen Stromanteile

Hoffnungsträger offshore-Wind: Das Herzstück der Energiewende (I) Ausbauziele: bis 2013 3.000 MW Maximalleistung installiert oder im Bau bis 2020 Beitrag von 7.600 MW Dauerleistung (1.700 Windräder) bis 2030 Beitrag von 25.000 MW Dauerleistung (5.600 Windräder) bis Ende 2013 zu erwarten: Max. 305 MW (=etwa 10% d.Planziels) Folge: Enorme Einnahmeeinbußen der Investoren Haftungsstreit am 29.8. beschießt das Bundeskabinett gegen den Willen von Frau Aigner die Überwälzbarkeit der Schadensersatzsummen an die Stromkunden

Hoffnungsträger offshore-Wind: Das Herzstück der Energiewende (II): wirkliche Ganglinie versus gemeldete Leistung grau: gemeldete offshore-Leistung blau: reale Stromabgabe der Anlagen Quelle: Tennet, Darstellung: Rolf Schuster

Hoffnungsträger offshore-Wind: Das Herzstück der Energiewende (III) Vollaststundenäquivalente offshore/onshore grüne Kurve: Onshore-Windenergie blaue Kurve: Offshore-Windenergie Aussage: offshore füllt die onshore-Lücken nicht aus

Quelle: Sachverständigenrat für Umweltfragen, Sondergutachten Jan Quelle: Sachverständigenrat für Umweltfragen, Sondergutachten Jan. 2011 Wege zu 100% erneuerbarer Stromerzeugung

Aussage: Für die Jahre 2010-2050 gilt: die Ablösung der Stromerzeugung aus fossilen und nuklearen Energieträgern kostet ca. 1.440 Mrd. Euro über vierzig Jahre verteilt wären dies Kosten von 36 Mrd Euro pro Jahr.

Welche Speichermöglichkeiten gibt es? temporärer Stromüberschuß mechanische Speicher chemische Speicher elektrische Speicher Pump-speicher- werke Druck-luftspei-cher Umwandlung in brennbare Gase adiaba-tisch Me-than Wasser-stoff See-kabel In Deutsch-land oder Um-gebung Batte-rien Nachtspeicher- technik (Heizung) offen In Nor-wegen Elektro-auto Turbine Gasmotor Kontinuierliche Stromabgabe Spitzenlastverlagerung + Treibstoffersparnis Spitzenlast-verlagerung

Pumpspeicherwerke – nach wie vor die Speicher mit den geringsten Verlusten Energieverbrauch in Deutschland in 10 Tagen: 16 TWh Pumpspeichermaximalabgabeleistung in 10 Tagen: 0,04 TWh In % des Energieverbrauchs in Deutschland: 0,25 % Aussage: Wenn die Windleistung für 10 Tage um 50 % abfällt, dann ist dies dann durch Pumpspeicherkapazitäten ausgleichbar, wenn die Windkraft am Grundlastmix etwa 0,5% beträgt. Angestrebt sind etwa 40%. Folge: Ausgleich nur durch Export oder Hinzuschalten konventioneller Erzeuger möglich

Wasserstoffhybridspeicherkraftwerk Kürzlich eingeweiht in Prenzlau mit erheblicher staatlicher Förderung von MP Platzeck Wind Wind -rad Wechsel- strom Gleich-richter Gleich-strom Elekt-rolyse Wasser-stoff Gene-rator Wechsel- strom G O2 H2 Energieausbeute: 100% 90% 67,5% 20,25% nach Windrad nach Gleichrichter nach Elektrolyse nach Generator

In absehbarer Zeit existierende Stromspeicher Pumpspeicherwerke mit einer nur unzureichenden Speicherleistung (6.020 MW bei etwa 50.000 MWh nur 0,25% des derzeitigen Bedarfs für Solar und Wind). Im Bau: Atdorf (1.400 MW). Seekabel nach Norwegen („Nord Link“) soll es ab 2017 geben mit Übertragungskapazität von 1.400 MW für dortige Pumpspeicherwerke => Umbau erforderlich und Konkurrenz mit anderen Nordseeanrainern wie DK adiabatische Druckluftspeicher sind erst im Entwicklungsstadium (Bau einer Demo-Anlage in Staßfurt/Sachsen-Anhalt ab 2013 mit max. 360 MWh, vgl. dazu 21.607 Windräder mit max. 27.200 MWh Ende 2010)

Energiesubstitutionen (I): Flächenverbrauch durch alternative Energieerzeugung Verbleibende KKW-Leistung: 12.700 MW KKW-Gesamtfläche: ca. 20 km² Ersatz nur der KKW durch 2-MWP Windräder (Flächenbedarf je 20 ha): Anzahl: 25.400 Windpark-Gesamtfläche: 508.000 ha = 5.080 km² ( rund 2x Fläche des Saarlandes) Ersatz der gesamten E-Energieerzeugung (=Grund+Spitzenlast) durch Offshore 4-MWP Windräder (Flächenbedarf je 32 ha): Anzahl: 136.000 Windpark-Gesamtfläche: 4.352.000 ha = 43.520 km² (rund 90% der Fläche Niedersachsens) Einzig platzsparend: Ersatz durch Solaranlagen Für ihren Anteil am Strommix 2050 sind 1.073 km² nötig (i.d.R. auf Dächern) MWp=Megawatt peak

Energiesubstitutionen (II) Biogas ist grundlastfähig Energiesubstitutionen (II) Biogas ist grundlastfähig. Aber es verdrängt Nahrungsmittel und reicht bei weitem nicht aus Aussage: Keine Chance für Landwirte bei Neuverpachtung oder massiver Lebensmittelpreisanstieg

Energiesubstitution (III): Exportschlager und Jobwunder Solarzelle 5900 138 jeder subventionierte Arbeitsplatz führt zum Verlust von mindestens 2,2 Arbeitsplätzen in der nichtsubventionierten Wirtschaft unter den zehn weltgrößten Herstellern von Windkraftanlagen waren 2006: 4 deutsche Firmen 2010: 2 deutsche Firmen (aber 4 aus China)

Was das Gesetz für die Umwelt bringt: Erforderlicher Netzausbau Nötig sind: 3.800 km Höchstspannungsleitungen (380 KV) – aber etwa 3.000 km „Ertüchtigung“ bestehender Leitungen 200.000 km Verteilnetzleitung Kosten (lt. VKU): 57 Mrd. Euro (lt. Werner Manette, NOVO-Argumente) Realisierungszeiträume (lt. dena): Minimum 5-6 Jahre pro Einzelprojekt Strompreisanstieg (lt. Kohler, dena): 20% allein wegen Refinanzierung Höchstspannungsnetz (Anmerkung: Kohler ging von Kosten um die 30 Mrd € aus)

Die Wirkung des EEG 1. das EEG konzentriert sich sachwidrig auf die Stromerzeugung 2. das EEG bevormundet die Energieerzeuger bei der Auswahl vonTechnologien zur Stromerzeugung - die Variationsbreite der Forschung und Entwicklung wird eingeschränkt - Innovationsdruck entfällt, Wettbewerb über die Effizienz ist suspendiert - massenweise risikofreie Investitionen in Bekanntes 3. Die Kategorie „Nachfrage“ ist als begrenzende Größe eliminiert - Installation alternativer Anlagen emanzipiert sich vom Bedarf - Kapitalanlage bringt staatlich abgesicherte, risikofreie Rendite - Zauberlehrlingeffekt: die Kapazitäte vermehren sich explosionsartig - ganze Wirtschaftszweige gelangen auf eine marktfremde Bahn 4. Opportunitätskosten für Innovationen schießen nach oben, die angeblich beabsichtige CO2-Vermeidung wird zur Farce 5. Die planwirtschaftliche Reglementierung greift auf die konventionellen Erzeuger über 6. Stromsparen wird volkswirtschaftliches Nullsummenspiel und daher sinnlos

Was wäre zu tun? Die beste Lösung ist: Das EEG sofort außer Kraft setzen. Dies kann ohne Schaden geschehen. Wenn die bereits eingetretenen Vertrauensschutztatbestände beachtet werden, erleiden die alternativen Stromerzeuger keine Einbußen. Die zweitbeste Lösung ist, 1. das EEG so umzugestalten, dass Einspeisungen erst dann vergütet werden, wenn sie grundlastfähig sind. 2. durch die Streichung des Einspeiseprivilegs zu einem grundlastgeführten Netz zurückzukehren

Welche Aussichten gibt es? für beide Änderungsvorschläge gibt es zur Zeit keine Mehrheiten. Alle im Bundestag vertretenen Parteien sind sich in der Energiepolitik prinzipiell einig. Die Opposition plädiert für noch schnellere und teurere Wege in die Energiekrise befreit sich die Bundespolitik aus dieser Fixierung, scheitert sie am Föderalismus die Renditen für alternative Energieerzeuger setzen enorme Beharrungskräfte frei die Wirtschaft setzt auf Aufträge. Sie verharrt in Opportunismus und Duckmäuserei die Journalisten präferieren zu fast 75% grün, rot oder dunkelrot. Sie bilden die öffentliche Meinung nicht ab, sondern wollen sie verändern. Sie fungieren in ihrer Gesamtheit als moderne Inquisition. Sie sind nicht abwählbar. die deutsche Energiepolitik ist ideologisiert und angstgesteuert. erst echte wirtschaftliche Schäden werden eine Umkehr erzwingen die Reparatur unserer falschen Energiepolitik wird eine Generationenaufgabe

Danke für Ihre Aufmerksamkeit.