Die deutsche Windkraftindustrie: Ausverkauf von Know-How und Subventionswahnsinn
Sowohl in technologischer als auch in ideologischer Hinsicht sieht sich Deutschland gerne als Vorbild in Sachen Erneuerbare Energien. Aber vielleicht bleibt bald nur noch die Rolle des Vordenkers, der zur Umsetzung leider die falschen Mittel wählte? Die Geschäftspleiten in der Solarbranche sind deutliche Warnzeichen, dass subventionierte Ware langfristig nicht wettbewerbsfähig sein kann. Der Windkraftindustrie geht es offensichtlich nicht besser. Im letzten Monat kamen die ersten Diskussionen über Subventionskürzungen auf. Verbraucherschützer halten den geplanten Ausbau mit Windenergie weder für realisierbar noch für finanzierbar.
Doch während sich die Photovoltaikindustrie in die Ausrede flüchten darf, dass es hierzulande an Sonne fehlt und das Geschäftsmodell somit eigentlich nie tragfähig war, sieht es für die Windkraft schon anders aus. Genügend Wind weht schließlich schon.
Dass die Geschäfte schlecht laufen, liegt jedoch nicht nur daran, dass sie planwirtschaftlich angelegt sind. Genauso wie im Bereich der Photovoltaik erschwert zusätzlich die Konkurrenz aus China die Lage. Der gelbe Riese setzt nämlich an, ein grüner Riese zu werden. Im zwölften Fünfjahresplan (2011-2016) ist nachzulesen, dass neben Solarenergie, Bioenergie und Geothermie auch Windkraft effizient entwickelt werden soll. Das Tempo der Chinesen ist beeindruckend. Was man aber auch ganz generell über den asiatischen Raum sagen kann: Noch vor fünf Jahren wurden in Europa 51 Prozent aller neuen Turbinen installiert, mittlerweile liegt Asien mit 52,1 Prozent aller Neuanlagen vorne.
Spitzenreiter ist China, ebenso wie in der Produktion: 2011 kamen vier der zehn größten Windkonzerne aus dem Reich der Mitte. Und die Chinesen lassen nicht nach. Noch gilt der dänische Windkraftanlagenbauer Vestas als der weltgrößte Turbinenproduzent. Aber aktuellen Meldungen zufolge steckt das Unternehmen in Schwierigkeiten. Für das erste Quartal dieses Jahres wurde eine Verlustzunahme von 91 Prozent gegenüber dem Vorjahr gemeldet. Jetzt heißt es sogar, die Verluste würden sich ausweiten. Grund für die Probleme sind nicht nur Managementfehler. Sondern ebenso Überkapazitäten und Preisverfall, verursacht unter anderem durch den Markteintritt der Chinesen. Zwar sind deren Windräder mit ca. 1,5 Megawatt Leistung bei weitem nicht so leistungsstark wie die stärksten unter den europäischen (bis zu 7 Megawatt). Dafür sind sie deutlich preiswerter.
Als wären das nicht genug der schlechten Nachrichten für Vestas und den hiesigen Markt, so hieß es im letzten Monat, dass die chinesischen Unternehmen Sinovel Wind Group und Xinjiang Goldwind Science & Technology ein mögliches Gebot für Vestas prüfen. Käme der Deal zustande, wäre mangelndes Know-How jedenfalls kein Thema mehr. Genauso wenig wie logistische Probleme beim Transport von Windkraftanlagen, die bislang als Markteintrittshemmnis in den europäischen Markt galten. Außerdem würden sich die Chinesen einen Vorteil verschaffen, den sie ausländischen Unternehmen im eigenen Land nicht gewähren: In China wird der Verkauf von Anlagen aus dem Ausland regelrecht blockiert.
Wie es aussieht, können sich die Chinesen nur noch selber stoppen. Und tatsächlich – ein Blick nach drüben lässt erahnen, dass die Konkurrenz selber zu kämpfen hat. Sinovel und Xinjiang Goldwind melden für das erste Quartal dieses Jahres Gewinneinbrüche von je 87 bzw. 97 Prozent. Beide Unternehmen leiden genauso wie der Rest der Branche am starken Wettbewerb. Weitere Probleme sind allerdings selbstverschuldet. Die chinesische Regierung will den Zubau mit neuen Windrädern für 2012 auf 16,8 GW beschränken. Offensichtlich hatte man in letzter Zeit mit „Anlagen-Wildwuchs“ zu kämpfen. Wo es sich finanziell lohnte, wurde einfach drauflos gebaut. Mitunter allerdings an Orten, an denen gar kein Anschluss an das Stromnetz existiert.
Doch egal, ob und wann diese Angelegenheiten gelöst werden, für die europäische Windkraftindustrie sieht es nicht gut aus. Solange die Chinesen kein „level playing field“ für ausländische Wettbewerber schaffen, sollte man daher überlegen, deren Methoden zu übernehmen und den Ausverkauf an Fachwissen und Technik nach Fernost untersagen. So könnte das Überleben der Branche zumindest hinausgezögert werden.

Forschung die begeistert – flüssige Akkus für die Energiewende

Die Energiewende schreitet stetig voran. Doch weil die Mengen an Strom aus Wind- und Sonnenenergie stark variieren, stößt das Stromnetz an seine Leistungsgrenzen. Bislang konnte man die erforderliche Spannung durch das Hinzuschalten von flexiblen Kraftwerken (Gas und Kohle) halten. Allerdings bedingt der komplette Umstieg auf Erneuerbare die Abschaffung eben dieser Kraftwerke. Eine Möglichkeit, das Problem zu umgehen, ist der Einsatz von effizienten und bezahlbaren Stromspeichern, die sich im großen Maßstab einsetzen lassen. Nur gibt es bislang keinen Speicher, auf den all diese Attribute zutreffen. Daher arbeitet die Forschung mit Hochdruck an Lösungen. In den USA, am Massachusetts Institute of Technology, ist man einem solchen Speicher auf der Spur – einem Akku mit flüssigem Inhalt. Dieser Akku funktioniert vom Prinzip her genauso wie jeder andere. Er besteht aus einer Anode und einer Kathode, die sich durch unterschiedliche Leitfähigkeit auszeichnen. Beide werden in eine Elektrizität leitende Flüssigkeit, die Elektrolyselösung, eingetaucht.
Beim Ladeprozess wird dem Akku elektrische Energie zugeführt und in chemische Energie umgewandelt. Beim Entladen hingegen wird dem Akku elektrische Energie entzogen und die chemische Energie wieder in elektrische Energie umgewandelt. Theoretisch ist dieser Prozess beliebig oft wiederholbar, doch bei herkömmlichen Akkumulatoren wie dem Lithium-Blei-Akku verschleißt das Material der Elektroden auf Dauer.
So entstand die Idee, „recyclebare“ Elektroden, nämlich flüssige Metalle, zu verwenden.
Dazu füllt man in eine Stahlhülse Antimon, Magnesium-Chlorid-Salz und Magnesium. Dann wird die Hülse in einen Ofen gegeben und auf 700 Grad Celsius erhitzt. Dadurch verflüssigen sich die eingefüllten Materialien und sortieren sich entsprechend ihrer jeweiligen Dichte übereinander an. Zuunterst das Antimon, in der Mitte das Salzgemisch, welches als Elektrolyt dient, und obenauf schwimmt das Magnesium. Während des Entladeprozesses dient das Magnesium als negative Elektrode und das Antimon als positive Elektrode. Beim Aufladen kehrt sich der Prozess wie gehabt um.
Die Vorteile diese Akkus sind schnell zusammengefasst: Hohe Stromstärke, lange Lebensdauer, viele Ladezyklen ohne Kapazitätsverlust, und zudem sind die Ingredienzien preiswert. Es wird zwar noch ein wenig Zeit vergehen, bis der Speicher volle Kapazität erreicht haben wird. Aber Professor Sadoway, der Leiter des Forschungsteams, sieht sich und seine Mannschaft auf einem guten Weg.
Man möchte ihm beipflichten. Denn die alternativen Speichermöglichkeiten geben nicht viel Anlass zu Hoffnung. Das wären neben mechanischen Speichern wie Pumpspeicherkraftwerken und Druckluftspeichern, Elektroautomobile oder das „Power-to-Gas“- Verfahren.
Der Ausbau von Pumpspeicherkraftwerken hat in Deutschland aufgrund des Mangels an möglichen Standorten keine große Zukunft. Gleiches gilt für Druckluftspeicher. Und sich auf das Elektromobil zu verlassen, wäre grob fahrlässig. Die Energiewende wäre dann sozusagen in Geiselhaft der Käuferschaft. Doch glücklicherweise steht das derzeit nicht zu befürchten. Denn solange ein E-Auto über Stunden aufgetankt werden muss und trotzdem über keine nennenswerte Reichweite verfügt, wird sich der Zirkel der Kundschaft in einem überschaubaren Rahmen halten. Das Power-to Gas-Verfahren hingegen gibt am meisten Grund zur Hoffnung. Zwar ist das Verfahren, Strom mittels Elektrolyse in speicherbares Gas zu wandeln, noch nicht technisch ausgereift. Auch müssten die Investitionen je Leistungseinheit erst reduziert werden. Doch gerade darin unterscheidet sich die Lösung der Amerikaner auf charmante Art – Professor Sadoways Ansatz bei der Entwicklung des Akkus war nämlich, nicht wie sonst üblich ein Produkt zu wählen, das besonders teuer ist und nur aufgrund von Skaleneffekten im Preis sinkt. Sondern er hat von Anfang an auf preisgünstige Materialien und niedrige Produktionskosten geachtet.

Die deutsche Solarbranche – Subventionen als Geschäftsgrundlage
Fakt ist, dass in diesem Jahr schon vier große Unternehmen aus der Solarbranche in die Insolvenz gegangen sind. Fakt ist auch, dass auf der anderen Seite überall in Deutschland Photovoltaikanlagen verbaut werden. Seit Beginn dieses Jahres bereits 1900 Megawatt Nennleistung, was ungefähr der Kapazität von zwei Atomkraftwerken entspricht. Zahlen, die nicht nur absolut sondern, auch relativ betrachtet beindrucken: Letztes Jahr wurden im ersten Quartal gerade einmal 513 Megawatt verbaut. Was ist also los in der Branche? Die Antworten sind sehr verschieden. Mal heißt es „der Solarboom reißt nicht ab“, dann wieder, die deutsche Solarwirtschaft sei im Niedergang.
Ganz sachlich betrachtet fehlt der Photovoltaik in Deutschland jedenfalls die Geschäftsgrundlage. Nämlich Sonne. Trotzdem floss und fließt weiterhin viel Geld in die Branche, abkassiert wird beim Stromkunden.
Zahlen belegen beides: 2010 trug Photovoltaik rund 2 Prozent zur gesamtdeutschen Stromerzeugung bei und erhielt dafür 35% der EEG-Förderung – das sind ca. 7 Milliarden Euro. Zum Vergleich: Strom aus Windenergie machte im selben Jahr 6,5% am Energiemix aus, erhielt aber mit 36% der Förderungen kaum mehr Zuschüsse.
Grund für die plötzlichen Pleiten ist, neben Managementfehlern, dass die Politik diese Fehlentwicklungen beginnt zu erkennen und Konsequenzen ziehen will. Die Fördersätze sollen ab sofort stark gekappt werden, und für neu errichtete Solarstromanlagen wird die Förderung monatlich sinken. Damit wiederum erklärt sich der Aufschwung im ersten Quartal dieses Jahres, der ja eigentlich im Widerspruch zur allgemein negativen Stimmung steht. Viele Investoren haben versucht, noch vor dem Kürzungsstichtag so viele Paneele zu verbauen wie irgendwie möglich. Das Ende des Booms ist allerdings absehbar und kommt spätestens, wenn der Bundesrat der Gesetzesänderung wie vorgesehen am 11. Mai zustimmt.
Doch wie geht es weiter? Das hängt ganz von zukünftigen politischen Entscheidungen ab. Jetzt, da sich Ziehvater Staat von seinem Mündel abwendet, steht die Branche vorerst auf ungemütlichem Posten. Weshalb es vermutlich nicht bei vier Großinsolvenzen bleiben wird.
Volkswirtschaftlich betrachtet ist die Subventionierung jedenfalls nicht sinnvoll. Denn es ist ja nicht nur so, dass dem Stromkunden viel Geld für etwas abgenommen wird, das hierzulande nur bedingt funktionieren kann und deshalb immer unwirtschaftlich bleiben wird.
Ganz abgesehen von diesem offensichtlichen Mißstand haben sich durch die staatliche Förderung der Solarwirtschaft auch weitere negative Entwicklungen ergeben, die so gar nicht beabsichtigt waren. Gemeint ist die indirekte Subventionierung der chinesischen Solarwirtschaft. Die ist dem Umstand geschuldet, dass gleichzeitig Modulhersteller gefördert und Solaranlagenbetreiber mit einer Einspeisevergütung belohnt werden, während zu selben Zeit der Markt in China zum Angriff ansetzte. Mittlerweile sind die Chinesen nicht nur technologisch auf einer Höhe mit Deutschland – ihre Paneele sind vor allen Dingen preiswerter. Wer gut kalkuliert, montiert natürlich die günstigen Produkte auf seinem Dach, also Ware aus China. Das Deprimierende an der Angelegenheit ist, dass jedes zweite weltweit verkaufte Paneel auf deutschen Dächern landet. Noch deprimierender sind eigentlich nur noch die Forderungen nach einer Begrenzung chinesischer Importe. Da hätte man doch besser gleich zu Beginn verhindert, dass deutsche Maschinen zur Herstellung von Solarzellen und -modulen an die asiatische Konkurrenz verkauft werden, so dass sie technologisch mit Deutschland gleichziehen konnten.

Windparks aufrüsten oder Fledermäuse schützen? Die Chancen von Repowering

Repowering – der englische Begriff beschreibt ein deutsches Problem. Mit Repowering bezeichnet man das Ersetzen alter Windkraftanlagen durch neue und vor allen Dingen leistungsfähigere Anlagen. Laut Bundesverband WindEnergie ist das „eines der wichtigsten Themen der Windenergiebranche in den kommenden Jahren“. Denn mit dem Ausbau von Windenergie allein ist es nicht getan. Zwar leistet sie mit einem Anteil von 38,1 % den größten Beitrag zur Stromerzeugung unter den Erneuerbaren Energien. Doch nur diesen Anteil zu betrachten greift zu kurz. Denn weder Wasserkraft (16,0% Anteil) noch Photovoltaik (15,6% Anteil) sind geeignet, das Vorhaben Energiewende im dem Maß zu unterstützen, wie es die Windkraft kann.
Damit Windkraft im Jahr 2020 wie anvisiert 15% der gesamten Stromerzeugungsmenge ausmachen kann, muss noch viel geschehen.
Doch das ist nicht so leicht. Bürgerinitiativen, die auf Konfrontationskurs gehen, hohe Investitionsrisiken und langwierige Genehmigungsverfahren sind nur ausschnitthaft Probleme, mit denen Anlagenbetreiber zu kämpfen haben.
Insofern bietet es sich wirklich an, alte Windräder durch neue zu ersetzen. Denn viele der benötigten Genehmigungsverfahren sind bereits abgeschlossen. Weiterer Vorteil bereits existierender Parks ist, dass sie an eine entsprechende Infrastruktur wie Umspannwerke und Stromnetz angeschlossen sind.
Aber damit allein ist es nicht getan. Warum also geht es mit dem Repowering nicht so voran, wie es sein könnte? Alte Anlagen gibt es jedenfalls reichlich – 2012 werden an die 10.000 Stück ein Alter von 12 Jahren erreichen. Zum Vergleich: 2011 belief sich der Leistungszuwachs durch Repowering nur auf 238 Megawatt, verteilt auf 95 Anlagen und der Rückbau auf 123 Megawatt (170 Anlagen).

Zum einen steht die Frage der Finanzierung dieser Umbauten im Raum. Windparks sind gewöhnlich in privater Hand, zumeist einer Vielzahl von Eigentümern, deren Interessen schwer zu harmonisieren sind. Warum sollten sie ihre gutgehenden Geschäfte derart komplizieren?
Doch könnte die Eigentümer das Geld locken, denn die neuen Anlagen produzieren natürlich mehr Strom. Der größte Teil der heute installierten Anlagen zwischen 2 – 3 Megawatt mit Tendenz in Richtung 3 Megawatt, während die alten zwischen 600 Kilowatt und 1 Megawatt produzieren. Zudem zahlt der Staat drauf – 0,5 Cent extra für jede Kilowattstunde Strom von einer Anlage, die eine mehr als 10 Jahre alte andere ersetzt.

Zum anderen ist die Bauhöhe ein Problem. Denn das Mehr an Leistungsstärke bedingt Höhen von bis zu 150 Metern. Da gilt es, bereits bestehende Bauhöhenbeschränkungen von meist 100 Metern aufheben zu lassen. Außerdem fürchten Naturschützer noch stärkere Auswirkungen auf Vögel und Fledermäuse und Anwohner solche auf das Landschaftsbild. Auch, weil Windräder ab einer Höhe von 100 Metern mit Lichtanlagen versehen werden müssen – die Lichtemissionen werden ebenso wie der größere Schattenschlag der Rotorblätter als störend empfunden. Doch da mit dem Repowering eine Neuordnung der Standorte einhergeht, liegt darin natürlich die Chance, solche Beeinträchtigungen zu mindern oder gar gänzlich zu verhindern.

Abwasser als Ressource – wenn Forschung auf Hausmittel trifft
"Die Kriege des 21. Jahrhunderts werden um Wasser und nicht mehr um Öl geführt werden“, so ein Zitat vom ehemaligen UN-Generalsekretär Boutros Boutros-Ghali. Diese Auffassung teilen vermutlich viele Mitmenschen. Doch muss es wirklich soweit kommen? Die Forschung hat schließlich schon immer mit Lösungen für scheinbar Unlösbares überrascht. Die Biobrennstoffzelle könnte so ein Lichtblick sein, denn sie kann nicht nur Wasser reinigen, sondern gleichzeitig auch Strom erzeugen. Zwar hat sie noch nicht die Marktreife erreicht, aber bis dahin wird es vielleicht nicht mehr lange dauern.
Generell funktioniert eine Biobrennstoffzelle genauso wie eine chemische Brennstoffzelle. Sie besteht aus zwei Kammern mit je einer Anode und einer Kathode, sowie einer trennenden Membran. Ferner werden die beiden Kammern über einen äußeren Stromkreis miteinander verbunden. Doch während bei der herkömmlichen Brennstoffzelle beispielsweise Gas als Energieträger dient, wird die Biobrennstoffzelle mit Bakterien „betrieben“.
Dabei macht man sich den Metabolismus der Mikroorganismen zu Nutze. Die Bakterien werden in der Anoden-Kammer platziert und siedeln sich an dem Elektronenakzeptor an. Die Kathoden-Kammer hingegen ist luftdurchströmt. Füttert man dann die Bakterien mit den organischen Reststoffen des Abwassers, werden durch den einsetzenden Stoffwechsel Wasserstoffionen und Elektronen abgegeben. Die Elektronen wandern über den Leiter auf die andere Seite der Membran und erzeugen so Elektrizität. Zudem reagieren sie mit dem auf der Seite der Kathode vorhandenen Sauerstoff sowie den an der Anode entstandenen Wasserstoffionen zu Wasser.

Das Problem: Die so erzeugte elektrische Leistung ist zu gering. Doch das Forscherteam der Pennsylvania State University rund um Bruce Logan verfolgt einen vielversprechenden Ansatz. Sie haben das Verfahren mit einem Osmoseprozess gekoppelt. Für einen solchen Prozess kommen gewöhnlich salziges Meerwasser und Süßwasser zum Einsatz. Damit füllt man wie bei der Biobrennstoffzelle ein Kammersystem mit trennender Membran. Das Salz des Meerwassers zieht es hin zum Süßwasser und infolge des Übertretens der Salzionen entsteht elektrische Spannung. Diese Konstruktion wird nun zwischen den beiden anderen Kammern der Brennstoffzelle eingebaut.
Der Clou: Das amerikanische Forscherteam hat weitergetüftelt und gibt anstelle von Salz- und Süßwasser Ammoniumbikarbonat mit unterschiedlichen Konzentrationen in die Kammern.
Das erstaunliche Ergebnis: Die derart erweiterte Brennstoffzelle kann unter Zugabe von Ammoniumbikarbonat, was nichts anderes ist als ein gewöhnliches Backtriebmittel, 0,94 Kilowattstunden pro Kilogramm organischer Abfälle erzeugen. Somit ist man den für die Abwasserreinigung benötigten 1,2 Kilowattstunden pro Kilogramm nicht mehr fern. Und weil Abwasser generell ungefähr neunmal mehr Energie enthält als für die Reinigung benötigt wird, darf sich das Team zu Recht Hoffnung auf weitere Fortschritte machen.

Besser als das EEG – warum der Emissionshandel gerettet werden muss
Mit dem Emissionshandel geht es nicht voran. Zwar entschied der Europäische Gerichtshof im Dezember 2011, dass es rechtens ist, ausländische Fluggesellschaften zu verpflichten, am EU-Emissionshandel teilzunehmen. Doch das Ausland hält dagegen. Chinas Regierung untersagte gar seiner Luftfahrtbehörde, die neuen Gebühren zu zahlen. Und unter der Führung Russlands haben sich mehr als 20 Staaten zur sogenannten „Koalition der Unwilligen“ zusammengeschlossen, um sich gegen das neu geltende Recht zur Wehr zu setzen.
Nicht nur das Ausland macht massive Probleme. Im innereuropäischen Raum wehrt sich Polen gegen nun geplante Veränderungen im CO2-Handel. Es wird erwogen, rund 1,4 Mrd. Zertifikate im Rahmen des sogenannten Set-Aside stillzulegen. Umwelt- und Industrieausschuss des Europäischen Parlaments haben sich schon dafür ausgesprochen. Hintergrund: Es sind insgesamt zu viele Zertifikate im Umlauf, was einen starken Preisverfall mit sich zieht. Ferner wird daran gedacht, die jährliche Reduzierung der am Markt vorhandenen Zertifikate von derzeit 1,74 % auf 2,25 % anzuheben.
Tatsache ist – nach den jetzigen Spielregeln funktioniert der Handel nicht. Aber sind neuerliche politische Eingriffe richtig? Schließlich ist der Handel ursprünglich als marktwirtschaftliches Instrument gedacht. Dadurch, dass jedes teilnehmende Unternehmen frei entscheidet, ob es Emissionen vermeidet oder Verschmutzungsrechte hinzukauft, soll ein Knappheitspreis entstehen, der wiederum Anreize schafft, verstärkt in umweltfreundliche Technologien zu investieren. Und dadurch, dass die Anzahl der ausgegebenen Zertifikate von Handelsperiode zu Handelsperiode gesenkt wird, soll ein weiterer ökonomischer Anreiz einstehen.
Der Erfolg bleibt bislang jedoch aus. Die Preise für Verschmutzungsrechte befinden sich im steten Fall, lagen am 13. März 2012 zum Beispiel nur bei 7,65 Euro je Tonne. 2005, als der Handel begann, hoffte man noch auf Preise von bis zu 30 Euro je Zertifikat.
Oft hört man, die Wirtschaftskrise trüge Schuld an der Lage. So drosselte auf der einen Seite die Industrie ihre Produktion, auf der anderen Seite blieb aber die Anzahl der Zertifikate gleich. Doch diese Begründung für den Überschuss an Rechten greift zu kurz. Eon-Chef Teyssen nannte kürzlich die Politik selbst als den wahren Schuldigen. Man habe, so Teyssen, den Fehler begangen, nicht die Preissignale des Marktes wirken lassen, sondern stattdessen mit „anderen Instrumenten zur CO2-Vermeidung eingegriffen“. Konkret gemeint sind damit nationale Regelungen wie das Erneuerbare-Energien-Gesetz oder Kohlesubventionen. Mit dieser Lagebeschreibung liegt er richtig.
Will man beide Systeme trotzdem parallel laufen lassen, so müssen bei der Berechnung der benötigten Emissionsrechte die Mengen CO2 herausgenommen werden, die durch das EEG vermieden werden. Eine Verknüpfung der beiden Systeme war bisher allerdings gar nicht vorgesehen. Folglich sind die vom Europäischen Parlament anvisierten Eingriffe notwendig.
Darüber hinaus muss man sich aber einmal grundsätzlich fragen, ob das EEG sinnvoll ist. Betrachtet man die Preisseite, kann die Antwort nur „Nein“ heißen – selbst wenn sich der Handel so entwickelt hätte, wie erwartet und ein Zertifikat tatsächlich 30 Euro kosten würde. Denn die vermiedene Tonne CO2 bei Windenergie kostet ca. 130 Euro. Noch drastischer ist der Unterschied zu Solarenergie – hier kostet eine Tonne ca. 400 Euro. Dabei ist die Tatsache, dass die Vermeidung von CO2 mit dem EEG bis zu 13 mal mehr kostet, nicht der einzige Nachteil. Ein weiterer großer Schwachpunkt des EEG ist die jahrelange Bindung an einzelne Technologien wie die Solarenergie, deren Einsatz in Deutschland mehr oder weniger enge Grenzen gesetzt sind. Der CO2-Handel hingegen ist nicht nur nicht-zeitgebunden, sondern vor allen Dingen technologieneutral, ließe also auch Raum für neue und effizientere Methoden, Kohlenstoff-Dioxid zu vermeiden.

Mit Vollgas in die Planwirtschaft – warum sich Gaskraftwerke nicht mehr lohnen

Unter wettbewerblichen Bedingungen ist absolut klar, ob und ab wann es sich für Energieerzeugungsunternehmen lohnt, Energie zu produzieren. Energieerzeugungsanlagen gehen erst dann in Betrieb, wenn sie mindestens ihre variablen Kosten decken können.
Bei Wasserkraftwerken sind die variablen Kosten am niedrigsten und in aufsteigender Reihenfolge schließen sich Kern-, Braunkohle-, Steinkohle-, GuD (Gas-und-Dampfturbinen)-Kraftwerke sowie Gas- und Ölkraftwerke an.
Und weil in einem wettbewerblichen System mit der Nachfrage auch der Preis steigt, lohnt sich für teure Anlagen die Inbetriebnahme erst bei hoher Nachfrage, also dann, wenn die variablen Kosten gedeckt werden können. Diese Gesetzmäßigkeit wird Merit Order genannt.

Jedoch existiert in Deutschland neben dem wettbewerblichen Energiemarkt noch ein planwirtschaftlicher, nämlich der für Erneuerbare Energien. Strom aus Erneuerbaren wird nicht produziert, wenn es lohnt, sondern wenn es geht – nämlich dann, wenn die Sonne scheint oder der Wind weht. Dank des Erneuerbare-Energien-Gesetzes darf dieser Strom jederzeit eingespeist werden und wird zu festen Sätzen vergütet.
Der planwirtschaftlich organisierte Markt beeinflusst natürlich den wettbewerblich orientierten Markt. Der Einfluss hat sich seit dem Atomausstieg drastisch ausgeweitet. Denn weil die abgeschalteten Atomkraftwerke zukünftig nicht mehr zur Deckung des Grundlastbedarfs beitragen können, steht Deutschland vor der Frage, wie man diese ersetzen kann. Volkswirtschaftlich betrachtet wäre der Einsatz von Wasserkraftwerken am sinnvollsten. Doch machte 2007 der Anteil von Wasserkraft an der gesamten Stromerzeugung nur 3,4 % aus. Ein rascher Ausbau ist nicht besonders wahrscheinlich. Braun- und Steinkohlekraftwerke wären die nächste Option – deren Anteil an der Stromerzeugung nahm 2011 auch zu. Doch wegen des hohen CO2-Ausstosses stehen diese Kraftwerke in Verruf. Politisch gefördert werden sollen deshalb vor allen Dingen Gaskraftwerke. Denn, so heißt es beim Bundesumweltamt: „Die größten Effizienz- und Klimaschutzpotenziale sind mit dem Ersatz alter Kohlekraftwerke durch neue Erdgaskraftwerke erschließbar.“ Rein vom CO2-Ausstoß her betrachtet sind Gaskraftwerke tatsächlich die beste Option. Und weil sie leicht hoch- und runterzufahren sind, wäre deren Einsatz aus technischer Sicht ebenfalls optimal. Theoretisch eignen sie sich also hervorragend, um in Ergänzung zu den Erneuerbaren die Grundlast bereitzustellen.

Doch stellt die Politik hier mal wieder Überlegungen an, ohne die finanziellen Auswirkungen zu bedenken.
Denn Gaskraftwerke gehören zu den typischen Mittellastkraftwerken, das heißt, sie sind verhältnismäßig günstig im Bau, aber teuer im Betrieb. Und allein schon, weil potentielle Kraftwerksbetreiber beim derzeitigen Strompreisniveau nicht ihre variablen Kosten decken könnten, rentiert sich ein Neubau nicht.
Zudem werden langfristig Gaskraftwerke durch Erneuerbare ersetzt, somit könnten auch die Investitionskosten nicht abgegolten werden.
Um trotzdem den Neubau von insgesamt 26 geplanten Gaskraftwerken zu realisieren, wird nun diskutiert, ob sogenannte „Kapazitätsmärkte“ den Plänen der Bundesregierung zum Durchbruch verhelfen können.
Mögliche Kraftwerksbetreiber sollen nach diesem Modell nicht nur den jeweiligen Großhandelspreis für die Stromproduktion erhalten, sondern obendrein eine Art Bonus für die Bereitstellung der Erzeugungskapazität. Die Kosten dafür würden auf die Stromverbraucher umgewälzt.
Was nichts anderes heißt, als dass nach Atom- und Kohlekraft die nächste Technologie von der Markt- in die Planwirtschaft überführt würde. Dabei gäbe es andere Optionen – so zum Beispiel die großflächige Installation von BHKW. Man könnte mit den Gebäuden beginnen, die ohnehin schon der öffentlichen Hand gehören. Im Sinne der Verbraucher bleibt zu hoffen, dass sich hier etwas tut.

Der Hamburger Energieversorger EnVersum wird ab sofort bei Kleinkraftwerken im Keller mit dem Heiz- und Lüftungstechnikspezialisten Vaillant zusammenarbeiten

Hamburg, den 18. April 2011: Das Kleinkraftwerk im Keller – EnVersum und Vaillant gehen gemeinsame Wege
Ab sofort wird der Hamburger Energieversorger EnVersum mit dem Heiz- und Lüftungstechnikspezialisten Vaillant zusammenarbeiten. Das Mini-Blockheizkraftwerk ecoPOWER 3.0 von Vaillant ist schon seit über 10 Jahren erfolgreich im Einsatz und bildet das Herzstück der Kooperation. ecoPOWER 3.0 ist für den Einsatz in Zweifamilienhäusern, kleineren Gewerbetrieben und öffentlichen Gebäuden konzipiert. Mit diesem Kleinkraftwerk von Vaillant rundet EnVersum sein MiniVersum-Konzept ab. Mit einer Version für größere Wohneinheiten ist das unabhängige Energieversorgungsunternehmen bereits seit März 2010 erfolgreich am Markt.
Beim MiniVersum-Konzept handelt es sich um ein komplettes Servicepaket rund um das Mini-Blockheizkraftwerk. Es beinhaltet den Ausbau der alten Heizung, Einbau des MiniVersum, Gasbelieferung, Einspeisen des Stroms, Wartung, Reparatur und Versicherung. Das MiniVersum bleibt Eigentum der EnVersum. Die Hausbesitzer erhalten Wärme und Strom zu sehr günstigen Konditionen. Darüber hinaus übernimmt EnVersum die Versicherung und einen Großteil der Installationskosten. Die kompakten, anschlussfertigen ecoPOWER 3.0 Geräte von Vaillant arbeiten mit Erdgas und Bio-Erdgas. Nach dem bewährten Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung nutzen sie die Energie doppelt – für Wärme und Strom. Daher arbeiten sie wesentlich effizienter als Großkraftwerke und erreichen einen Gesamtwirkungsgrad von etwa 90 %.
Sowohl für die Hauseigentümer mit einem kleinen als auch mit einem großen MiniVersum gilt: Sie werden Mitglied der MiniVersum-Community und unterstützen damit den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Über eine Schaltzentrale der EnVersum werden alle Blockheizkraftwerke miteinander vernetzt. So können Stromschwankungen im Netz, hervorgerufen durch erneuerbare Energien, flexibel ausgeglichen werden. Solche Schwankungen entstehen zum Beispiel, wenn Windkraftwerke aufgrund einer Windflaute nicht genügend Strom produzieren. Da sich die kleinen Kraftwerke besonders schnell regeln lassen, können sie – anders als Großkraftwerke – solche Schwankungen problemlos abfangen.
„Angesichts der aktuellen Energiediskussion gewinnt die Idee der vernetzen Kleinkraftwerke noch mehr an Bedeutung“, sagt Dr. Erich Ogilvie, Mitglied der Geschäftsführung der EnVersum GmbH. Denn durch das Abschalten der sieben ältesten deutschen Meiler ist die Netzstabilität akut gefährdet. Hier kann das MiniVersum-Konzept zukünftig ein noch wichtigere Rolle spielen.