Die Energiesteuer – warum der Staat an hohen Kraftstoffpreisen mitverdient
Der ADAC spricht von „Negativrekorden“. Tatsächlich kletterten die Kraftstoffpreise diesen Februar in schwindelerregende Höhen. Verantwortlich – so die landläufige Meinung – sei vor allem die Preistreiberei der Mineralölkonzerne. Schon wurde in Politikerkreisen der Ruf nach einer gesetzlichen Benzinpreis-Bremse laut. Was dort gerne verschwiegen wird: Der Staat kassiert an den Tankstellen kräftig mit. Schon seit langem. In den dreißiger Jahren des letzten Jahrhunderts wurde die Mineralölsteuer eigeführt. 2006 wurde sie dann von der europäischen Energiesteuer abgelöst. In diesen 90 Jahren weitete man die Anzahl der besteuerten Produkte stetig aus.
Ebenso wurde die Höhe der Steuer kontinuierlich angehoben. Anfang 1951 betrug die Mineralölsteuer auf Benzin noch 7,24 Cent je Liter und auf Diesel 4,69 Cent. Heute beläuft sich die Energiesteuer auf 65,45 Cent je Liter Benzin und 47,04 Cent je Liter Diesel.
Zusätzlich zur Energiesteuer wird noch eine Mehrwertsteuer in Höhe von 19 Prozent erhoben. Die entfällt nicht allein auf den Warenpreis, sondern auch auf die Energiesteuer – es handelt sich somit um eine Steuer auf eine Steuer.
Dennoch heißt es von offizieller Seite: „Der Staat hat kein Interesse an hohen Kraftstoffpreisen, weder im Hinblick auf die Konjunktur, noch auf Steuereinnahmen“. Die Energiesteuer sei ja fix und der Staat deshalb nicht Nutznießer der steigenden Preise.
Doch mit der Begründung scheint man zum einem die Tatsache verschleiern zu wollen, dass die Energiesteuer schon für sich genommen sehr hoch ist und zwar völlig unabhängig von der „Preistreiberei“ der Mineralölkonzerne. Mit dem Rechner des Bundesfinanzministeriums lässt sich deren Anteil am aktuellen Tankstellenpreis bestimmen. Bei Diesel sind das zur Zeit 46,3%, bei Benzin sogar 55,8 %.
Zum anderen ist die Behauptung, der Fiskus würde nicht am steigenden Ölpreis mitverdienen, nur zur Hälfte wahr. Die Energiesteuer ist zwar fix, nicht aber die 19% Mehrwertsteuer. Denn die wird ja anteilig am Preis erhoben, und so steigen mit dem Ölpreis automatisch die Staatseinnahmen.
Trotzdem versucht sich die Regierung rauszureden: „Wenn Autofahrer mehr Geld für Benzin ausgeben, bezahlen sie weniger für andere Leistungen. In Summe fallen deshalb für den Staat praktisch die gleichen Einnahmen aus der Mehrwertsteuer an“. Das ist ein Schlag ins Gesicht für jeden, der auf sein Auto angewiesen ist – besonders für die, die ohnehin schon knapp kalkulieren.
Wirklich entlarvend jedoch ist, was das Bundesfinanzministerium sagt: „Die maßvolle Verteuerung von Energie soll den Anreiz für den sparsamen Umgang mit wertvollen Ressourcen und damit zur Schonung der Umwelt geben. Zudem stehen mit dem Mehraufkommen im Bundeshaushalt Mittel zur Verfügung, um durch eine Senkung und Stabilisierung der Rentenversicherungsbeiträge den Faktor Arbeit zu entlasten.“
Wenn aber, so wie beim Benzin die Steuerlast mehr als die Hälfte ausmacht, kann man wohl kaum von „maßvoll“ sprechen. So betrachtet, erscheint es wie blanker Hohn, die Mineralölkonzerne der Preistreiberei zu bezichtigen. Wenn der Staat dem Bürger wirklich Gutes wollte, dann würde er die Steuern senken.

„Energiearmut“ – wird der Strompreis der neue Brotpreis?
Strom aus Offshore-Windkraftanlagen soll einen großen Teil zur Energiewende beitragen. Doch überfliegt man die Meldungen der letzten Zeit, zeigt sich ein sehr durchmischtes Bild. Bei RWE Innogy hält man es für ausgeschlossen, den Ausbau der Windenergie in der kurzen Zeitspanne umzusetzen. Noch dramatischer klingt es beim Konkurrenten E.ON: „Die Lage ist katastrophal“. Grund für die Negativschlagzeilen sind massive Probleme beim Anschluss der Windparks an das Stromnetz. Weder das RWE-Projekt „Nordsee-Ost“ noch der „Amrumpark“ von E.ON können wie geplant ans Netz gehen. Der Anschluss beider Parks wird sich nach derzeitigem Stand um ein Jahr beziehungsweise 15 Monate verschieben.
Netzbetreiber Tennet gilt als der an der Situation Schuldige. Tennet ist gesetzlich verpflichtet, die Anschlüsse für alle Windkraftanlagen in der Nordsee und in einem Teil der Ostsee zu legen. Doch damit ist der Betreiber völlig überfordert.
Schon im November des letzten Jahres wandte sich Tennet in einem „Brandbrief“ an die Bundesregierung. Schwierigkeiten bei der Finanzierung der Anschlüsse, unzuverlässige Lieferanten und eine "ständig steigende Zahl von Anschlusspetenten“ liessen das Errichten der Anschlüsse in der bisherigen Form unmöglich erscheinen. Die Situation hat sich seitdem nicht verbessert. Das niederländische Unternehmen kündigte nun an, keine weiteren Bauaufträge mehr auszuschreiben. Man habe mit einem Investitionsvolumen von 5,5 Milliarden Euro die finanzielle Kapazitätsgrenze erreicht. Darüber hinaus bestünden zu viele Unklarheiten über das weitere Vorgehen der Energiewende und ein zu großes Durcheinander bei den Behörden.

So sucht man jetzt händeringend nach Auswegen. Ganz neu ist die Idee, die Bürger in Schleswig-Holstein am Ausbau des Netzes zu beteiligen – mit Kapitalanlagen, die zuverlässige Renditen versprechen. Außerdem hat sich Tennet in einem weiteren Schreiben an die Regierung gewandt. Es könne nicht angehen, so Tennet, dass man allein für den Ausbau auf See verantwortlich gemacht würde. Deshalb schlage man die Gründung einer sogenannten „Gleichstrom-Netzgesellschaft“ vor, an der sich die anderen drei Übertragungsnetzbetreiber, Amprion, 50Hertz und ENBW beteiligen sollen. Auch der Staat sei eingeladen, sich zu beteiligen.
Wie vor allen Dingen der letzte Vorschlag beim Bürger ankommt? Denn eine Staatsbeteiligung bedeutet – über den Umweg von Steuergeldern – letztlich immer eine Bürgerbeteiligung. Diese Steuern würden dann vermutlich in der Stromrechnung versteckt. Und hier zeigt sich ein Problem: Die Preissteigerungen von bis zu 15 Prozent bei Strom und Gas der letzten zwei Jahre sind für viele nicht mehr bezahlbar. Aus einer aktuellen Meldung geht hervor, dass schon 2010 wegen unbezahlter Rechnungen 600.000 Haushalten in Deutschland der Strom abgestellt wurde. Es hat sich bereits ein neuer Begriff für dieses Phänomen gefunden „Energiearmut“.

Kernenergie – Deutschland steigt aus und ganz Europa muss zahlen

„Unsere ehrgeizigen – nationalen wie europäischen – Energieziele können wir nicht ohne eine abgestimmte Energiepolitik auf EU-Ebene erreichen“ heißt es beim Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie. Trotzdem hat Deutschland letztes Jahr ohne Abstimmung mit dem Rest Europas den Ausstieg aus der Atomkraft beschlossen. Mit weitreichenden Konsequenzen für unsere Nachbarn.
Deutlich wurde das jetzt unter anderem im Zuge der Kältewelle aus Sibirien. In Frankreich, wo große Teile der Bevölkerung mit Strom heizen, fiel der Strom örtlich aus oder wurde abgestellt. Nur mit massivem Stromimport aus dem Ausland, vornehmlich aus Deutschland, konnte Schlimmeres verhindert werden.
Daher zeigte man sich in Deutschland stolz, trotz Atomausstieg dem Nachbarn in der Not helfen zu können. Siegesgewiss verkünden die Verfechter des Ausstiegs, die Richtigkeit der Entscheidung. Schließlich sei ja spätestens jetzt offensichtlich, dass man auch ohne Atomstrom über mehr als ausreichende Kapazitäten verfüge.
Doch im Grunde genommen ist das Augenwischerei. Zum einen aus ökologischer Sicht. Denn weil Windräder und Sonnenkollektoren in den vergangenen Wochen kaum Strom lieferten, führte die erhöhte Nachfrage hierzulande zu einer stärkeren Nutzung von Kohle- und Gaskraftwerken und somit zu einem vermehrten Ausstoß von CO2.
Und selbst wenn genügend Strom aus Wind und Sonne produziert worden wäre, ist mit der vielzitierten Aussage, Deutschland sei nach wie vor „ein Netto-Exportland“ vorsichtig umzugehen.
Denn absolut gesehen geht der Export zurück. So lieferte Deutschland im Zeitraum Januar-November 2011 76,6% weniger Strom nach Frankreich als in derselben Zeitspanne im Jahr 2010. Eine unangenehme Situation für das frierende Nachbarland, welches vorübergehend auf Lieferungen aus dem Ausland angewiesen war. Denn außerdem kam es aufgrund der Verknappung des Angebots zu drastischen Verwerfungen auf dem Spotmarkt. An der französischen Strombörse EPEX brachen die Strompreise wahre Rekorde. Am Donnerstag, den 9.2.2012 beispielweise, lag der Preis zwischen 10:00 h und 11:00 h bei 1.938,5 Euro pro Megawattstunde.
Auch an der Leipziger EEX schnellten die Preise in die Höhe. Normalerweise zahlt man hier um die 50 Euro/MWh, während der Kältewelle pendelten die Preise jedoch zwischen 70 bis 130 Euro/MWh. Besonders hart trafen diese Preisausschläge Energieversorgungsunternehmen sowie Industriebetriebe, die spotmarktindizierte Preise für ihren Strom zahlen müssen.
Ein Problem der ganz anderen Art, aber derselben Ursache hat Tschechien. Dort kämpft man mit den großen Mengen an Ökostrom, der eruptiv bei hohem Wind- oder Sonnenaufkommen dahin fließt. Betrachtet man wie oben den Lieferzeitraum Januar-November 2011 und vergleicht diesen mit demselben des Vorjahres, so sieht man, dass der deutsche Stromexport nach Tschechien um 128% gestiegen ist.
Doch das Stromnetz in Tschechien ist für diese Mengen nicht ausgelegt, weshalb es in den nächsten Jahren für gut zwei Milliarden Euro ausgebaut werden muss.
Der Chef der Bundesnetzagentur, Matthias Kurth, hat zunächst also Recht, wenn er über den Atomausstieg sagt: „Den Härtetest werden wir erst in den nächsten zehn Jahren bestehen.“
In seinem Interview meinte er mit „wir“ allerdings nur die Deutschen. Doch wie man sieht, ist der Zirkel der tatsächlich Betroffenen deutlich größer.

Wie der Staat den Strompreis in die Höhe treibt
Gut gemeint heißt noch lange nicht gut gemacht – das Jahr 2012 beginnt für den Strommarkt mit einer Fülle von staatlichen Eingriffen. Abschaltverordnung, §19 – Umlage, Markt-, Management-, und Flexibilitätsprämie sind die besten Beispiele dafür. Die neuen Verordnungen sollen für Fortschritt auf dem Strommarkt sorgen. Tatsächlich gäbe es viel zu tun. Die Erneuerbaren müssen endlich weg von den Subventionen hin in den echten Strommarkt geführt werden. Die Strompreise steigen, nicht nur für den Endverbraucher, auch für Unternehmen. Außerdem gefährden schwankende Strommengen aus Solar- und Windenergie zusehends die Stabilität der Netze.
Die Abschaltverordnung wurde zur Entlastung des Stromnetzes entwickelt. Energieintensive Industriebetriebe sollen laut Entwurf mit bis zu 60.000 Euro entlohnt werden, wenn sie bei drohender Überlastung den Strom abstellen.
§19 der Stromnetzentgeltverordnung erlaubt Unternehmen mit besonders hohen Stromverbräuchen, ein individuelles Netzentgelt zu beantragen oder sich völlig von den Netznutzungsgebühren befreien zu lassen. Der Paragraph trat Anfang des Jahres in Kraft, um große Betriebe im internationalen Wettbewerb zu unterstützen und um sie von einer Abwanderung abzuhalten.
Markt-, Management-, und Flexibilitätsprämie wiederum sollen die Erneuerbaren in den Strommarkt integrieren. Bislang darf Strom aus Wind, Sonne, Wasser und Biomasse zu jedem Zeitpunkt und in jedweder Menge ins Netz eingespeist werden. Dafür erhalten die Anlagenbetreiber eine feste Vergütung. Natürlich besteht so kein Anreiz, bedarfsgerecht oder kosteneffizient zu produzieren. Das hält den Strompreis künstlich hoch, verhindert, dass sich die richtigen Technologien durchsetzen und gefährdet ebenfalls die Netzstabilität. Daher sollen Betreiber von Erneuerbaren mit dem Marktprämienmodell, das zu Beginn des Jahres eingeführt wurde, an die Börse gelockt werden.
Mit der Marktprämie können Anlagenbetreiber eigentlich nichts falsch machen. Liegt der börsenvermarktete Strom über der EEG-Vergütung dürfen sie den Gewinn einstreichen. Liegt der Börsenpreis unterhalb des EEG-vergüteten Abnahmepreises, wird der Börsenpreis durch die Marktprämie aufgestockt, so dass die Produzenten immer wenigstens das Preisniveau der EEG-Vergütung erzielen. Die Managementprämie wird pauschal als Entschädigung für Mehraufwand und das erhöhte Risiko gezahlt. Einem gewissen Risiko sind die Betreiber in der Tat ausgesetzt, da sie Prognosen über Höhe und Dauer ihrer Einspeisung abgeben müssen. Verfehlen sie ihre Prognosen, werden Strafzahlungen fällig. Die Flexibilitätsprämie wird an Betreiber von Biogasanlagen ausgezahlt, wenn sie die Leistung ihrer Anlagen bei starkem Strombedarf erhöhen. Für jedes zusätzlich installierte Kilowatt erhalten sie pro Jahr ungefähr 130 Euro. So will man gewährleisten, dass bei großem Bedarf möglichst viel Strom aus erneuerbaren Energien stammt.
Zwar sind nun all diese Neuregelungen mit guter Absicht entwickelt worden. Doch gehen sie sämtlich zu Lasten der Endkunden. Die Abschaltprämie wird auf das Netzentgelt umgelegt, welches jeder Bürger über den Strompreis zahlt. Dabei können laut Schätzung der Regierung Mehrkosten von bis zu 102 Millionen Euro im Jahr entstehen. Die Vorlage für die Prämie steht bereits in der öffentlichen Kritik – Umweltminister Röttgen sieht erheblichen „Verbesserungsbedarf“, sie solle „abgelehnt werden“. Es ist aber auch an sich unklar, warum der Staat hier eingreifen muss. Bislang waren Unternehmen und Netzbetreiber nämlich ohne Eingriffe von außen in der Lage, das Thema zu bewältigen – zu deutlich niedrigeren Kosten!
Die durch individuelle Netzentgelte entstehenden Mindereinnahmen werden mit einer bundesweiten Umlage ausgeglichen. Die zahlen – wen überrascht es – Bürger und mittelständische Unternehmen.
Markt-, Management- und Flexibilitätsprämie werden über die EEG-Umlage finanziert. Leidtragende sind ebenfalls wieder die Stromkunden, die für die jährlich steigenden Kosten mit der ebenso stetig steigenden EEG-Umlage aufkommen. Doch nicht nur die hohen Kosten des Marktmodells erregen Unmut. Experten bezweifeln außerdem, dass mit diesem Instrument die richtigen Anreize gesetzt werden. Betreiber von Windkraft- und Solaranlagen können Strom schließlich nur dann erzeugen, wenn Wind weht und Sonne scheint. Die Idee, marktorientierter zu produzieren, muss also zwangläufig ins Leere führen. Lediglich die Qualität der Prognosen über die Erzeugungsmengen kann verbessert werden – nämlich durch noch genauere Wettervorhersagen. Das Ganze mutet an wie eine Subventionierung der Subventionen mit dem Ziel, die Untauglichkeit des gesamten Konzepts zu vertuschen.
Abschaltprämie, §19 und Marktprämienmodell – drei Instrumente, die letztlich nur vordergründig Positives bewirken. Bei genauem Hinsehen wird deutlich, wie der Staat hiermit versucht, den Strommarkt Richtung Planwirtschaft zu führen und damit auf direktem Wege in die Misswirtschaft.

Warum Russland seinen Gasmarkt liberalisieren muss
Seit den sechziger Jahren war es internationale Branchenvereinbarung, den Gaspreis an den Ölpreis zu binden. In den darauffolgenden Jahrzehnten wurde der Erdgaspreis dem Ölpreis mit einer zeitlichen Verzögerung von drei bis sechs Monaten angepasst. Bei dieser Regel handelte es sich um ein – im wahrsten Sinne des Wortes – ungeschriebenes Gesetz, denn die Preisbindung war zu keinem Zeitpunkt gesetzlich verankert.
Seitdem hat sich viel auf dem Gasmarkt verändert. Während zum Beispiel im Deutschland der sechziger Jahre Erdgas nur 1 % des Energiemixes ausmachte, sind es heute 25 %. Ebenso hat sich die die Handelsstruktur geändert und mit ihr auch die Handelsbedingungen. Ursprünglich waren Gas- und Stromhandel reine Monopolgeschäfte. Das änderte sich mit der Energiemarktliberalisierung 1998. Zwar verlief die Öffnung des Gasmarktes nicht so zügig wie die des Strommarktes. Aber 2005 wurden mit der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes von 1998 die wesentlichen Grundlagen für mehr Wettbewerb geschaffen.
Wichtiger Schritt auf dem Weg zu einem liberalisierten Gasmarkt war unter anderem die Eröffnung der Erdgasbörse an der European Energy Exchange Leipzig (EEX) 2007. Ziel der Gründung war es, standardisierte Produkte zu verkaufen und damit das Kontrahentenrisiko des OTC-Handels (außerbörslicher Handel) zu reduzieren. Zudem sollte der Börsenhandel mehr Transparenz in den Markt bringen sowie die Anzahl der Anbieter und damit die der Angebote vergrößern. Ein weiterer Befreiungsschlag folgte 2010, als der deutsche Bundesgerichtshof entschied, dass die Gasversorger ihre Preise zukünftig nicht mehr unmittelbar von der Entwicklung der Heizölpreise abhängig machen dürfen. Denn das stelle, so das Urteil des BGH, eine unangemessene Benachteiligung der Verbraucher dar.
Aber anders als die Endkunden sind die großen deutschen Erdgasimporteure, gerade in ihren Altverträgen mit Russland und Norwegen, an die Entwicklung des Ölpreises gebunden. Speziell die Russen versuchen, auch weiterhin die alte Form des Geschäftemachens, ölpreisindexiertes Gas aus Pipelines zu liefern, fortzuführen.
Indes werden seit 2008, also dem Beginn der Weltwirtschaftskrise, die Forderungen von Importeuren wie E.ON Ruhrgas, RWE und Wintershall lauter, die Kopplung endlich aufzuheben. Dahinter stecken nicht nur die Zwänge der Krise.
Denn auf dem Gasmarkt herrscht seit geraumer Zeit ein Überangebot. Zum einem aufgrund rezessionsbedingter niedrigerer Verbräuche. Zum anderen, weil Gas mittlerweile in flüssiger Form (LNG), also unabhängig von Pipelines, verschifft werden kann. Die massive Förderung von unkonventionellem Gas (Shale Gas) tut ihr übriges.
Man muss sich also fragen, wie das jetzt fertiggestellte Großprojekt, die Pipeline „Nord Stream“, noch in das Bild des modernen Gashandels passt. Zumal sich der Gaspreis in Neuverträgen mehr und mehr am Börsenpreis (Terminmarkt) und nicht mehr am Ölpreis orientiert.
Auf russischer Seite zeigen sich bereits die ersten Anzeichen einer Neuorientierung. 2010 führte Gazprom Spotpreis-Elemente in die Langfristverträge mit E.ON Ruhrgas ein und flexibilisierte die Spannbreite der Abnahmeverpflichtungen. Und letzten Monat ließ der russische Premierminister Putin verkünden, dass er nicht ausschließen wolle, den Gasexport seines Landes zukünftig zu liberalisieren.
Sicher ist, auch wenn der Schritt „aktuell nicht geplant sei“, dass der Gasriese ihn bald gehen werden muss. Denn auch wenn sich oberflächlich betrachtet Deutschland in die Abhängigkeit von Russland begibt – umgekehrt ist es kaum anders: Russlands Wirtschaft basiert in erster Linie auf dem Export. Dabei ist Gas neben Erdöl und Raffinerieprodukten der wichtigste Exportschlager des Landes.

Ölmarkt verdreht – wird Brent die neue Benchmark?
Wie an einem Seismographen kann man am Ölpreis ablesen, wenn sich große politische und gesellschaftliche Veränderungen ankündigen oder sich die Weltwirtschaftslage ändert. So auch diese Woche, als Griechenlands Premier Papandreou überraschend ein Referendum über den Sanierungskurs seines verschuldeten Landes ankündigte. Der Ölpreis reagierte sofort mit einer rapiden Bewegung nach unten.
Dabei gibt es „den Ölpreis“ eigentlich gar nicht, ebenso wie es kein „Einheitsöl“ gibt – im Gegenteil. Weltweit existieren tausende Sorten mit unterschiedlicher Zusammensetzung. Je leichter und schwefelärmer eine Sorte, desto höher die Qualität, denn umso leichter lässt sich der Rohstoff in seine entsprechenden Derivate wie Gas, Benzin oder Heizöl umwandeln.
Innerhalb der vielen verschiedenen Sorten orientiert sich der internationale Handel an den sogenannten Referenzölen. Als solche gelten Brentöl, benannt nach dem Förderfeld „Brent“ in der Nordsee und West Texas Intermediate (WTI) aus den USA, wobei WTI noch hochwertiger ist als sein europäisches Pendant.
Das erklärt auch, warum WTI eigentlich zwischen 2-3 Dollar mehr kostet. Jedenfalls bis zum Ausbruch der Finanzkrise. Als dann im Frühjahr 2009 der Preis für Brentöl 10 Dollar über dem für WTI lag, sprachen Analysten von einem "historisch einmaligen Aufschlag".
Doch von wegen einmalig. Das umgedrehte Preisverhältnis, ehemals Ausnahmezustand, scheint seither schleichend zur neuen Normalität zu werden. Im Februar erreichte die Differenz 16 Dollar und Anfang September stieg der Spread auf über 26 $.
Es überrascht also nicht nur das Auseinanderlaufen der Preise, sondern auch die Länge der Zeitspanne. Woran liegt das?
Zum einem an einem Überangebot von WTI. Das wird in Cushing, Oklahoma, gelagert. Die Bestände erreichten dieses Jahr ein Allzeithoch. Dafür wiederum sind mehrere Gründe zu nennen. Zum einen korrelieren die Lagerbestände mit der Nachfrage nach Öl bzw. den Konjunkturerwartungen. Beide haben im Zuge der Krise deutlich nachgelassen.
Außerdem hat die Ölproduktion in den USA stark zugenommen, da dank verbesserter Bohrtechnik eine wirtschaftliche Förderung von Schieferöl möglich geworden ist. Auch das Nachbarland Kanada hat seine Produktion ausgeweitet. Kanadisches Öl aus Ölsanden ist zwar nicht so hochwertig wie WTI, wird aber trotzdem in großen Mengen in die USA exportiert.
Darüber hinaus befindet sich Cushing mitten im Landesinneren. Das Öl kann ausschließlich über Pipelines an die Küste transportiert werden, und die Anzahl der Förderrohre ist begrenzt. Zusätzliche Pipelines sind zwar in Planung, aber solange die noch nicht verlegt sind, währt das Transportproblem fort. Die hohen Lagerbestände wiederum werden von den Märkten als Zeichen einer Überversorgung interpretiert und führen zu einem Preisverfall von WTI.
In der schlechten Anbindung an den Markt von Cushing liegt eine der Ursachen für die Differenz zwischen Brent und WTI, denn potentielle Arbitragemöglichkeiten zwischen den beiden Sorten werden so erschwert.
Zudem hat auch Brent eine Preisverzerrung erfahren – allerdings nach oben, was eine weitere Ursache für den Spread zwischen den beiden Ölsorten ist.
Der Preisanstieg liegt unter anderem an der sinkenden Ölförderung in der Nordsee. Ein weiterer Faktor war der arabische Frühling, der Sorgen vor Lieferbeeinträchtigungen aus dem arabischen Raum schürte und so den Wert des Nordseeöls in die Höhe trieb.
Die Frage ist natürlich, wie lange das umgekehrte Preisverhältnis bestehen bleibt. Eigentlich erwarteten Experten schon zu Beginn des Jahres, dass sich die Divergenz in absehbarer Zeit wieder ausgleichen wird. Auch im Verlauf des Jahres war immer wieder zu hören, dass sich das Preisverhältnis bald „normalisieren“ würde. Doch ist das bislang nicht eingetreten.
Mittlerweile wurden daher Vermutungen laut, dass WTI als Leitmarke einen Bedeutungsverlust erlitten hat und statt dessen Brent als „die Benchmark“ für Rohöl angesehen wird.
Das klingt plausibel, denn innerhalb einer Gruppe ähnlicher Produkte (wie Öl) führt immer das im Preis, welches die meiste spekulative Nachfrage auf sich zieht. In diesem Fall Brent – selbst wenn es qualitativ nicht an WTI heranreicht.

Island speichert CO2 als Feststoff. Auch in Deutschland eine Option?
Die Treibhausgas-Emissionen sollen bis 2020 um 40 Prozent und bis 2050 um 80-95 Prozent gegenüber 1990 gesenkt werden. An dem Ziel hält die Bundesregierung fest, obwohl nach dem Atomausstieg Gas- und Kohlekraftwerke als Brückentechnologie zum Einsatz kommen und daher mit einem vermehrten Schadstoffausstoß zu rechnen ist.
Der Umstieg auf Erneuerbare kann daher nur eine von vielen Maßnahmen zur Zielerreichung sein, wird aber vorerst nicht ausreichen. Ergänzend sollten eigentlich Energiesparmaßnahmen greifen, aber seit Sommer dieses Jahres sieht es so aus, als würde man auch damit nicht schnell genug vorankommen.
Die sogenannte CCS-Speicherung wäre eine weitere Methode, sich eines Teils des Problems zu entledigen. Das Kürzel CCS entstammt dem Englischen und steht für Carbon Dioxide Capture and Storage, also für CO2-Abscheidung und Speicherung. Dabei wird Kohlenstoffdioxid unter Druck zu einem quasi-flüssigen Zustand verdichtet und in Tiefen um 800 Meter unterhalb der Erdoberfläche transportiert, wo entsprechende geologische Gesteinsformationen als Speicher dienen.
Jedoch verweigerten die Bundesländer kürzlich einem Gesetzesentwurf der Bundesregierung zur CCS-Speicherung die Zustimmung. Bürger wie Politiker meldeten Bedenken an, das CO2 könne aus dem Gestein wieder austreten und das Grundwasser versauern. Laut neuesten Meldungen will die Bundesregierung zwar nun versuchen, mit Hilfe eines Vermittlungsausschuss die Sache voranzutreiben. Aber ob sich die verhärteten Fronten dadurch entspannen, ist mehr als fraglich. Wie es also aussieht, hat Deutschland fürs Erste die Chance verpasst, an dieser Technologieentwicklung teilzunehmen.
In Island hingegen zeigt man sich von der Idee der Kohlenstoffdioxid-Speicherung sehr überzeugt. Allerdings versucht man sich dort an einem anderen Ansatz. Statt Kohlenstoffdioxid im flüssigen Zustand unter der Erde zu speichern, soll es als Feststoff gelagert werden.
Island ist für die Erprobung des sogenannten „Carbfix-Verfahrens“ ideal geeignet. Denn der Inselstaat besteht zu 90% aus Basalt. Basaltfelsen sind nicht nur als besonders reaktionsfreudig bekannt, die darin vorhandenen Mineralien verbinden sich außerdem sehr leicht mit CO2.
Dazu wird das abgetrennte Kohlenstoffdioxid zunächst mit Wasser zu Kohlensäure gelöst und anschließend 400-800 m tief unter die Erde in das Basaltgestein injiziert. Die Flüssigkeit verbindet sich mit dem im Basalt vorhandenen Calcium zu Calcit, welches sich dann in den Poren des Felsens ausbreitet.
Da der Felsen natürlich nur bestimmte Mengen an Calcit aufnehmen kann, wird bei dem isländischen Projekt unter anderem untersucht, wie aufnahmefähig Basalt überhaupt ist. Außerdem wird erforscht, wie viel Zeit der Prozess der Umwandlung in Anspruch nimmt. Laborversuche belegen, dass die erste Kristallbildung nach 4-6 Wochen erfolgt, für die vollständige Mineralisierung jedoch mehrere Monate angesetzt werden müssen.
Da Island zwar über sehr große, letztlich aber begrenzte Speicherkapazitäten verfügt, ist die Frage berechtigt, in wieweit das Forschungsprojekt Relevanz besitzt. Mit Blick auf die weltweiten Basaltvorkommen wird aber deutlich: Das Projekt ist wirklich von größtem Interesse. Denn Basalt ist eine der weitverbreitetsten Felsarten der Erde. Mehr als 10% der kontinentalen Kruste bestehen aus diesem Material. Ferner ist leichter Zugang garantiert, denn die meisten Kontinente sind von basaltischen Gesteinen umgeben. Zudem sollen Basaltvorkommen zu Land und im Meer zusammengenommen über genügend Speicherkapazitäten verfügen, um die für die Zukunft angenommenen Mengen an ausgestoßenem CO2 zu binden.
Ob die Carbfix-Technologie in Deutschland Zukunft hat? Oder wird sie als Freifahrtschein für ungebremsten CO2-Ausstoß gebrandmarkt und ausgebremst? Sollte die Rhetorik der grünen Ideologen mal wieder gewinnen, liegt der Schluss jedenfalls nahe.

Unkonventionelles Öl: Werden die USA wieder größter Ölproduzent der Welt?

Auch wenn man es im Land der Erneuerbaren und des Atomausstiegs nicht für möglich halten mag – der weltweite Ölbedarf steigt stetig an.
Selbst der deutsche Verkehrssektor wird laut einer aktuellen Studie der Deutschen Energie-Agentur DENA noch bis zum Jahr 2030 stark von fossilen Kraft- und Treibstoffen abhängig sein. Aber natürlich sind es vor allen Dingen Länder wie Indien und China, die für den nicht abreißenden Öl-Boom verantwortlich sind.

Wer nun aus Furcht, der Welt könne das Öl bald ausgehen, reflexartig den globalen Umstieg auf Erneuerbare Energien fordert, übersieht die Alternativen. So zum Beispiel unkonventionelles Öl, welches aus Ölsanden, Ölschiefer, Schweröl, Tiefseeöl, polarem Öl oder Gaskondensat (NGL – Natural Gas Liquids) gewonnen werden kann.
Die Bezeichnung „unkonventionelles Öl“ ist auf die Art der Gewinnung zurückzuführen. Denn die Förderung solcher Öle ist, anders als bei herkömmlichem Öl, technisch deutlich aufwendiger.

Für unkonventionelles Öl gilt dasselbe wie für unkonventionelles Gas: Die Technologien zum Abbau haben sich in den letzten Jahren stark verbessert. Und der steigende Ölpreis hat diese Technologien jetzt auch rentabel gemacht. So lohnt sich der Abbau von Ölsand ab einem Ölpreis von 60-70 Dollar je Barrel, wobei der Preis in diesem Jahr zwischen 80-125 Dollar schwankte.
Das Förderpotential ist enorm: Die Ressourcen an unkonventionellem Öl übersteigen die an konventionellem um das Dreifache, die Reserven machen sogar ca. 40 % der Reserven an konventionellem Erdöl aus.
Außerdem befinden sich mehr als 60 % der weltweiten Vorkommen an unkonventionellem Erdöl in Nord- und Südamerika. Mit Hinblick auf die Versorgungssicherheit der importierenden Länder ist das von großer Bedeutung, gelten diese Regionen doch als politisch wesentlich stabiler als die, aus denen herkömmliches Erdöl stammt. Der größte Anteil an konventionellem Erdöl (Reserven und Ressourcen, Stand Ende 2009) befindet sich nämlich im Nahen Osten, den GUS-Staaten und Afrika.

Innerhalb der verschiedenen Ausgangsmaterialien von unkonventionellem Öl spielen Ölsande und Ölschiefer eine herausragende Rolle – auf sie entfallen jeweils knapp 40%.
Dabei verfügt Kanada neben Venezuela über die weltweit größten Ölsandvorkommen. Kanada, das deshalb zum größten Öllieferanten der USA aufsteigen konnte ist – anders als Venezuela – auch für Investoren interessant. Denn die großen Projekte befinden sich dort in Privatbesitz und sind nicht wie in Venezuela verstaatlicht. Diese Chance hat man in China erkannt. Staatliche Energiekonzerne aus dem Reich der Mitte investierten in den letzen drei Jahren Milliarden von Dollar in kanadische Öl- und Gasfirmen. Weshalb sich die US-Administration bereits zu Beginn dieses Jahres beunruhigt zeigte. Kein Wunder – Amerikas wirtschaftliche Zukunft ist eng verknüpft mit einer stabilen Energiepolitik.

Doch die Amerikaner sind ein findiges Volk. Diesen Monat entnahm man den Nachrichten forsche Titel wie „USA bald wieder größter Ölproduzent der Welt?“
Denn dort hat man in neue vertikale Bohrmethoden investiert und bohrt nach Ölschiefer. Der ist in den Vereinigten Staaten reichlich vorhanden (Texas, North-Dakota, Colorado, Utah und Wyoming). Und man war anscheinend ziemlich erfolgreich: Eine Studie von Goldman-Sachs von diesem September soll belegen, dass die USA bis 2017 zum weltgrößten Ölproduzenten aufsteigen können.

Wie auch immer, Fakt ist: Unkonventionelles Öl wird die Zukunft maßgeblich beeinflussen. Und die Debatte um das Fördermaximum von Öl „Peak Oil“ kann von Neuem beginnen. Mal wieder.

Grüner Strom aus Norwegen – was ist los bei NorGer?
Norwegen könnte einen Export-Schlager haben – nämlich Strom aus Wasserkraft. Und Deutschland könnte nach der Abkehr vom Atomzeitalter dankbarer Abnehmer sein. Weil sich die Produktionsmenge von Strom aus Wind- und Sonnenenergie nach dem schwankenden Angebot von Wind und Sonne richtet, wird die Stabilität der deutschen Netzwerke mit jedem Wind- und Sonnenpark, der neu ans Netz geht, potentiell geschwächt. Andere Stromquellen können diese Schwankungen aber ausgleichen. Voraussetzung ist, dass diese schnell hochzufahren und die Produktionsmengen kalkulierbar sind und das zu möglichst überschaubaren Kosten.
Norwegen mit seinen zahlreichen Wasserkraftwerken wäre da die ideale Ergänzung. Wasserkraftwerke können innerhalb weniger Minuten hochgefahren werden, die Stromgestehungskosten sind niedrig und die Produktionsmengen stabil. Dass der Strom an den Markt übertragen werden soll, auf dem der Großhandelspreis gerade am höchsten ist, soll außerdem eine stabilisierende Wirkung auf den deutschen Strompreis haben. Ein weiterer Vorteil: In Zeiten von zu viel Wind- oder Sonnenstrom kann Deutschland seinen Überschuss in Norwegens Stauseen „zwischenlagern“.
Damit diese eigentlich simple Idee umgesetzt werden kann, ist geplant, sogenannte Hochspannungs-Gleichstromkabel zwischen Deutschland und Norwegen zu verlegen.
Dass das nicht so einfach ist, wird deutlich, wenn man sich die Entwicklung um den geplanten Interkonnektor NorGer anschaut. Bürokratische und wirtschaftliche Interessen ergeben eine nicht einfach zu durchschauende Gemengelage.
Im letzten Jahr war hauptsächlich die Befreiung von strikten Regulierungsvorschriften ein großes Thema. NorGer forderte, dass die Leitungen unter anderem von den Vorgaben über die Verwendung der Engpasserlöse sowie von Vorschriften über den Netzanschluss und den Netzzugang befreit werden. Anderenfalls würde der Finanzierungsspielraum des Projekts zu stark eingeschränkt. Dann kam von der Bundesnetzagentur im November die Meldung, dass man dem Wunsch aus Norwegen nachkommen würde. Auch ein für die weitere Planung notwendiges Raumordungsverfahren wurde im März 2011 von der Regierungsvertretung Oldenburg beendet und NorGer anschließend die landesplanerische Feststellung erteilt.
Doch dann war es das NorGer-Konsortium selbst, das seinen Antrag bei der Bundesnetzagentur für den Bau zurückzog. Denn die EU-Kommission, deren Zustimmung noch fehlte, signalisierte im Frühjahr Ablehnung für das Projekt. Als Grund wurden „widersprüchlichen Aussagen zu den vorhandenen Kapazitäten im norwegischen Stromnetz“ angeführt.
Im Juni sollte daher eine Studie Aufschluss über die Aufnahmefähigkeit des norwegischen Stromnetzes geben. Direkt im Anschluss wollte NorGer einen neuen Antrag bei der Bundesnetzagentur stellen.
Jedoch stößt laut der im August herausgegeben Studie zur Netzsituation im südlichen Norwegen das dortige Stromnetz regelmäßig an seine Kapazitätsgrenze. Es heißt es nun, dass dieses Problem vor dem Bau unbedingt beseitigt werden müsse. Was wiederum zu neuen Verwerfungen führte, dieses Mal beim NorGer-Konsortium selber.
Das Konsortium war ursprünglich als Gemeinschaftsunternehmen gestartet und bestand aus dem norwegischen Übertragungsnetzbetreiber Statnett SF, den norwegischen Energie-Unternehmen Agder Energi AS und Lyse Produksjon AS sowie der schweizerischen Elektrizitäts-Gesellschaft Laufenburg (EGL AG).
Doch die negative Einschätzung der EU-Kommission und die Ergebnisse der neuesten Netzstudie haben EGL und die anderen Minderheitspartner Adger Energi und Lyse dazu bewogen, ihre Anteile an den Statnett zu verkaufen. EGL begründete den Verkauf damit, dass man durch die Entwicklungen im regulatorischen Umfeld das Geschäftsmodell von NorGer grundlegend in Frage gestellt sehe.
Die nächste Frage ist jetzt natürlich, ob Statnett das nicht insgeheim auch so sieht und NorGer demnächst vor dem Aus steht.
Jedoch: Statnett liegt zu 100% in staatlicher Hand. Da man in Norwegen hofft, das große Potenzial an regenerativen Energien zu einer strategischen Einkommensquelle aufzubauen, darf man annehmen, dass das Projekt weiter vorangetrieben wird. Nicht zuletzt, weil die für Norwegen strategisch wichtige Ölförderung ihren Höhepunkt bereits im Jahr 2001 erreicht hat, seitdem kontinuierlich gefallen ist und langfristig ersetzt werden muss.

Energetische Sanierung in Deutschland – wie geht es weiter?
Weil Atomkraftwerke zukünftig als Energiequelle wegfallen, ist – zumindest vorerst – mit deutlich mehr CO2- Ausstoß zu rechnen. Denn die Erneuerbaren können in den kommenden Jahren noch nicht flächendeckend und kosteneffizient eingesetzt werden. Um diese Phase zu überbrücken, kommen zunächst einmal mehr Kraftwerke auf Basis fossiler Brennstoffe in Betrieb, was eben zu einem Mehr an einem Ausstoß von Kohlenstoffdioxid führt.
Ein Dilemma, das man in Kauf nehmen muss. Jedoch nicht in seiner vollen Wirkung, so glaubt die Bundesregierung. Anlässlich der Energiewende wurden insgesamt acht Gesetze verabschiedet. Eines davon, nämlich die Neuregelung der Gebäudesanierung, nimmt sich genau dieses Themas an. Prinzipiell sinnvoll, denn 40 Prozent der Energie in Deutschland wird in Häusern und Wohnungen verbraucht.
Aber bereits unabhängig vom Atomausstieg hatte sich die Bundesregierung die Gebäudesanierung in ihren Koalitionsvertrag geschrieben. Man sieht sich also wirklich in der Pflicht: Bis 2020 sollen die Treibhausemissionen um 40 Prozent und bis 2050 um mindestens 80 Prozent gesenkt werden.
Im Zusammenhang mit dem Atomausstieg beschloss die Bundesregierung im Mai nun, die Fördermittel für das Dämmen und Sanieren von Häusern zu erhöhen. Der Entwurf sah vor, dass Eigentümer bzw. Vermieter, Verpächter und Selbstnutzer von 2012 an jährlich zehn Prozent ihrer Aufwendungen über einen Zeitraum von zehn Jahren steuermindernd geltend machen können.
Allerdings haben sich die Länder gegen diesen Plan gesperrt. Denn aufgrund der Steuererleichterung wäre mit Steuerausfällen von insgesamt 1,5 Mrd. Euro zu rechnen gewesen. 800 Millionen Euro, also mehr als die Hälfte davon, wären zu Lasten der Länder gegangen. Die Zustimmungsverweigerung hat letztlich dazu geführt, dass nicht genügend Fördergelder bereit standen. Deshalb hat der Bundesrat dem Entwurf die Zustimmung verweigert.
Es heißt, Bundesbauministerium, Bundesumweltministerium und das Bundesfinanzministerium diskutierten derzeit die Alternativen. Peter Ramsauer (CSU) schlug bereits vor, die staatliche Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfFW) könne rund 700 Millionen Euro als zusätzlichen Zuschuss beisteuern. Wie es tatsächlich weitergehen soll, ist derzeit aber noch fraglich.
Fakt ist jedenfalls, dass in dieser Phase der Unsicherheit kein wirtschaftlich denkender Hausbesitzer sein Haus sanieren wird. Und überhaupt: Wenn man sich die bisherige Sanierungsquote von 0,9 Prozent anschaut, ist es an sich fraglich, ob sich das Problem mit mehr Geld so einfach lösen lässt. Denn selbst wenn die Förderung nun aufgestockt würde – eine energetische Sanierung lohnt sich in den meisten Fällen trotzdem nicht für die Hausbesitzer. Außer vielleicht für den Überzeugungstäter, der sich mit einem guten Gewissen als Rendite zufrieden gibt.
Das Problem ist also viel grundsätzlicherer Natur, als es auf den ersten Blick scheint.
Ein Alternative bliebe – nämlich ein rasches Ersetzen alter, ineffizienter Heizungen durch neue, sparsamere Technologien. Das ließe sich nicht nur deutlich schneller erledigen, sondern wäre auch weitaus kostengünstiger in der Umsetzung.
Doch egal wie viele Vorteile dieser Schwenk mit sich bringen würde – er wäre gleichbedeutend mit dem Eingeständnis, sich in einer Idee verrannt zu haben, die eine Nummer zu groß und teuer ist. Nur: Wer traut sich, das zuzugeben?

Warum die Krise der USA zu sinkenden Energiepreisen führen wird – Deutschlands Strompreise ausgenommen
„Es ist die schwerste Krise seit dem Zweiten Weltkrieg“ sagt Jean-Claude Trichet, Chef der Europäischen Zentralbank. Tatsächlich – Europa und die USA befinden sich derzeit in einem beispiellosen Strudel Richtung Abwärts. Auch wenn die USA durch die Anhebung ihrer Schuldengrenze das Schlimmste abwenden konnten, so wird der positive Effekt nur von relativ kurzer Dauer sein.
Zwar ist die amerikanische Regierung bemüht, das Land wieder auf Kurs zu bringen. So sollen die Innovationskräfte des Landes gestärkt, Milliarden in die Infrastruktur des Landes investiert, Steuern für Reiche erhöht und ferner Steuererleichterungen für Ölkonzerne und andere Unternehmen zurückgenommen werden. Doch all diese Pläne zielen laut US-Ökonom Vivek Ghosal ins Leere. Die Wurzel des Übels liegt woanders: Darin nämlich, dass der Deindustrialisierungsprozess der letzten Jahrzehnte nicht schnell genug reversibel ist. Zudem hat man, so Ghosal, zu wenig in die Ausbildung von Fachkräften investiert, die jetzt bereitstehen müssten, um für eine Umsetzung der in Infrastruktur und Innovation entstehenden Aufgaben zu sorgen. Ebenso wird eine Erhöhung der Steuern zu Lasten der Reichen und der Unternehmen wirkungslos bleiben. Denn auch hier ist das Problem ein strukturelles. Ursache für das zu geringe Steueraufkommen ist in erster Linie, dass nahezu 45 Prozent der Amerikaner gar keine Steuern zahlen, obwohl sie eigentlich müssten.
Mit anderen Worten versucht die Führung der USA die Krise mit den falschen Mitteln zu bekämpfen. Weil alle anderen Mittel schon bis zur Gänze ausgeschöpft sind, ist sie aber auch an sich zur Handlungsunfähigkeit verdammt. Selbst der Leitzins, welcher auf absehbare Zeit bei 0 bis 0,25 Prozent liegen soll, kann nun nicht mehr weiter nach unten gesenkt werden.
Eine der letzten Stellschrauben, an denen die Vereinigten Staaten noch drehen könnten, sind die Energiepreise. Das wäre aus amerikanischer Sicht tatsächlich sinnvoll, denn im Verlauf dieses Jahres bereiteten besonders die hohen Benzinpreise Verbrauchern und Politik große Sorge. Bedingt durch die Weitläufigkeit des Landes muss der US-Bürger tagtäglich große Distanzen zurückzulegen, weshalb hier der Konsum besonders hoch ist. So wurde beispielsweise im Jahr 2007 laut Energy Information Administration (EIA) 69 Prozent des Erdöls im Transportsektor verbraucht.
Steigen wie zuletzt die Preise für Energie an, steht dem durchschnittlichen Haushalt natürlich weniger Geld für sonstigen Konsum zur Verfügung. Da die nordamerikanische Wirtschaft aber genau auf diesem inländischen Konsum basiert – nämlich zu über 70 Prozent – ist das fatal. Gerade jetzt mehr denn je.
Insofern ist damit zu rechnen, dass Amerika versuchen wird, Einfluss auf Erdöl- und Gaspreise zu nehmen. Dass man zu allem entschlossen ist, zeigt nicht zuletzt, dass die IEA während der Libyen-Krise im Juni den Markt mit 60 Millionen Barrel flutete, um den Ölpreis nach unten zu zwingen. Zwar besteht die IEA aus insgesamt 28 Mitgliedsstaaten, doch die Hälfte der 60 Mio. Barrel stammte aus den USA. Insofern kann man diese Maßnahme durchaus als einen Versuch zur Rettung der US-Wirtschaft interpretieren.
Gewähren die Rohstoff-Zulieferländer den USA zukünftig günstigere Konditionen, so werden andere Länder selbstverständlich anfangen, ähnliche Forderungen zu stellen. Was letztlich dazu führt, dass auch der deutsche Konsument von niedrigeren Gas- und Ölpreisen profitieren wird.
Am Strompreis wird sich hierzulande allerdings wenig ändern. Für die Energielieferanten wird dieser zwar im Einkauf sinken. Aber der Endkonsument muss weiterhin zusätzlich zu den reinen Stromkosten für die hohen staatlichen Abgaben aufkommen, mit denen Deutschland seine Energiewende finanziert.

Warum Anti-Atomkurs und Brennelementesteuer die großen Energieversorger Richtung Russland treiben


Die Brennelementesteuer wurde im letzten Jahr beschlossen.
Sie soll dem Bundeshaushalt zwischen 2011 bis 2016 jährlich 2,3 Milliarden Euro einbringen. Zusätzlich soll ein Teil der Gewinne, die durch das Betreiben der Atomkraftwerke erwirtschaftet werden, an einen Klimafonds zum Ausbau erneuerbarer Energien gezahlt werden – anfänglich 300 und später 200 Millionen Euro pro Jahr. Beide Instrumente hätten das Betreiben von Atomkraftwerken zwar weniger attraktiv, aber keinesfalls unwirtschaftlich gemacht.
Doch statt der im letzten Jahr eigentlich vereinbarten längeren Atomkraftwerkslaufzeiten von im Schnitt zwölf Jahren hat die Bundesregierung nun den stufenweisen Ausstieg bis 2022 beschlossen. Die Brennelementesteuer, welche ursprünglich als Ausgleich für die Laufzeitenverlängerung gedacht war, wird aber trotzdem bestehen bleiben.

Diese unerwarteten Neuentscheidungen ändern die Situation für die Kraftwerksbetreiber natürlich gewaltig. Weil die Rentabilität der Atomkraftwerke unter dieser Kehrtwende stark leidet, stehen drei der großen Versorger derzeit besonders im Fokus der aktuellen Presselandschaft: RWE, E.ON und EnBW. Wenn man sich deren Zusammensetzung in der Energieerzeugung anschaut, wird klar, warum. Für das Jahr 2009 finden sich folgende Zahlen für den Anteil an Strom aus Kernenergie: RWE 18 %, E.ON: 24 %, EnBW: 49 %. Und auch wenn wie im Fall von RWE ein Anteil von 18% nicht so gravierend erscheinen mag, so ist er es letztlich doch, denn das Geschäft mit Atomstrom machte bislang einen großen Teil der Erträge der Energieversorger aus.

Die Konsequenzen werden nun also sichtbar. Am 20.07.11 vernahm man, dass die Ratingagentur Moody's die Bonitätsnoten der RWE von A2 auf A3 gesenkt habe. Tags darauf kam aus dem Hause EnBW die Nachricht, der Konzern schreibe tiefrote Zahlen. Man werde im Halbjahresabschluss einen Konzernfehlbetrag von 590 Millionen Euro ausweisen müssen. Und bereits Anfang Juli 2011 stufte die Ratingagentur Standard & Poor's (S&P) die Bewertung von E.ON von "stable" auf "negative" zurück. Kein Wunder also, dass sich RWE, E.ON und EnBW jetzt nach neuen Verbündeten umschauen.

Alle drei Konzerne liebäugeln mit den Russen. RWE und Gazprom planen nicht nur gemeinsame Investitionen in den Bau von Steinkohle- und Gaskraftwerken, es ist sogar von einer Beteiligung der Gazprom am Essener Konzern die Rede.
Hingegen stehe zwar eine Kapitalbeteiligung von Gazprom an E.ON nicht zur Debatte, aber „über Kooperationen bei einzelnen Projekten könne man reden“, so Vorstandschef Johannes Teyssen.
Bei EnBW wiederum scheint man einer Kooperation mit dem russischen Gaskonzern Novatek nicht abgeneigt. Es heißt, man habe Novatek eine Beteiligung von bis zu 25 Prozent am ostdeutschen Gasimporteur Verbundnetz Gas (VNG) angeboten, an dem die EnBW einen 48-Prozent-Anteil hält.
All diese Pläne dürften die Bundesregierung nicht erfreuen. Denn Unabhängigkeit von Dritten in der Energieversorgung ist eigentlich eines der erklärten Ziele des Energiekonzepts.
Doch der Anti-Atomkurs und das Beharren auf einem Fortführen der Brennelementesteuer zeigen nun ihre unerwünschten Nebenwirkungen.
Dass sich die großen Energieversorger an Russland wenden, liegt aber nicht ausschließlich an den schlechteren Geschäftszahlen.
Bereits im Geschäftsbericht 2010 betonte die RWE, dass man auf verlässliche energiepolitische Rahmenbedingungen angewiesen sei. Ad-hoc Entscheidungen wie die gegen Kernkraft hingegen mögen der breiten Masse der Bevölkerung gefallen, sind aber definitiv kein Nährboden für langfristig sinnvolle wirtschaftliche Entscheidungen. Das gilt im Übrigen nicht nur für die großen Energiekonzerne, sondern auch für Unternehmen aus deren Umfeld, wie kleinere Energieversorger oder energieintensive Betriebe.

Wer bringt den Emissionsrechtehandel zu Fall – Polen oder das übrige Ausland?
Der Emissionsrechtehandel ist im Kyoto-Protokoll verankert, startete 2005, wurde dann schrittweise weiterentwickelt und befindet sich aktuell in der zweiten Phase (2008-2012). Mit Hilfe des Emissionshandels wollen die 27 EU- Staaten erreichen, acht Prozent weniger Schadstoffe gegenüber dem Stand von 1990 zu emittieren. Dazu erstellte in Phase I und II jeder der teilnehmenden Staaten seinen eigenen nationalen Allokationsplan (NAP). Darin wurde eine jeweils individuelle Obergrenze für die Menge an Kohlendioxid festgelegt, die im gegebenen Zeitraum emittiert werden durfte. Die NAP wurden anschließend durch die Europäische Kommission überprüft. Im Falle von Unstimmigkeiten kann die Kommission diese Pläne nämlich teilweise oder sogar ganz ablehnen.
Polen tat sich von Beginn an mit den Regeln schwer. Der polnische Allokationsplan der ersten Phase (2005-2007) wurde erst nach deutlichen Einschränkungen seitens der Kommission angenommen. Statt der für diesen Zeitraum beantragten 858,6 Mio. t CO2 durfte das osteuropäische Land nur 717,3 Mio. t CO2 jährlich emittieren. Auch dem polnischen NAP für die folgende Handelsperiode (2008-2012) beschied die Europäische Kommission 2007, dass er gegen die Richtlinien des Emissionshandelssystems verstößt. Erst nach gerichtlichen Auseinandersetzungen wurde 2010 einem neu formulierten Plan zugestimmt.
Ab 2013 geht der Handel mit Emissionsrechten in die dritte Phase (2013-2020). Und jetzt rührt der Protest nicht mehr nur aus dem innereuropäischen Raum, sondern auch aus dem Ausland.
Denn schon 2012 wird die Luftfahrt miteinbezogen. Ab dem kommenden Jahr müssen Luftfahrtgesellschaften sowohl für Flüge innerhalb der EU als auch für Kontinentalflüge mit den Verschmutzungsrechten zahlen. Und weil das heißt, dass auch das Ausland in den Handel mit einbezogen wird, lehnen sich einige Länder, allen voran die die Vereinigten Staaten, dagegen auf. Denn diese Maßnahmen verstoßen nach Auffassung der USA gegen internationales Recht.
Zumal: Unternehmen, die den neuen Vorschriften nicht nachkommen, riskieren empfindliche Strafen, können sogar komplett vom Flugverkehr in der EU ausgeschlossen werden. Daher haben Emissionsrechtehandel der amerikanische Luftfahrtverband sowie einige US-amerikanische Fluggesellschaften Klage vor dem Europäischen Gerichtshof eingereicht.
Polens Probleme dagegen sind etwas anders gelagert: Ab 2013 gelten nämlich generell, also nicht nur für den Flugverkehr, ganz neue Regeln. War die CO2- Obergrenze bislang von Land zu Land unterschiedlich und richtete sich somit nach landesspezifischen Voraussetzungen, gilt nach 2013 eine EU-weite Gesamtobergrenze für Schadstoffemissionen. Mit anderen Worten wird auf die Ausgangslage der einzelnen Mitgliedsländer nun keine bzw. kaum noch Rücksicht genommen.
Insofern kann man kann Polen verstehen: Über 90 Prozent des Stroms stammt aus der Verfeuerung von Kohle. Zwar ist das Land bemüht, seinen Energiemix zu ändern. Neben dem Einstieg in die emissionsfreie Atomenergie will man auch in Erneuerbare Energien investieren (2009 lag der Anteil bei ca. 6%). Doch der Fortschritt kommt natürlich nicht über Nacht.
Und so fürchtet sich Polen – gerade in energieintensiven Branchen – vor einer Kostenexplosion, obwohl es zu den wenigen EU-Ländern gehört, die nach 2013 noch kostenlose CO2-Zertifikate verteilen dürfen. Daher will Warschau die Neuregelung des Handels mit Emissionsrechten stoppen. Auch hier ist eine Klage beim Europäischen Gerichtshof eingereicht worden.
Und obwohl die Klagen unterschiedliche Aspekte des Emissionsrechtehandels betreffen, haben beide Potential, den Handel zum Erliegen bringen. In der Klage aus dem Ausland steckt aber deutlich mehr Sprengstoff. Denn wenn Europa es nicht schaffen sollte, den Handel international durchzusetzen, dann steht man hier auf verlorenem Posten. Schließlich befinden wir uns im Zeitalter der Globalisierung. Wenn sich 27 Länder plötzlich dem internationalen Flugverkehr verweigern, wird das handfeste wirtschaftliche Folgen für alle Beteiligten haben. Es überrascht also nicht, wenn jetzt schon von einem „grünen Handelskrieg“ die Rede ist. Angesichts der möglichen Folgen überrascht es ebenso wenig, dass mittlerweile Politiker in Deutschland und Frankreich derart beunruhigt sind, dass sie den Handel mit Emissionsrechten für den Flugverkehr in Frage stellen.

Oettingers Energiesparpläne und der Emissionshandel. Viele Fragen, kaum Antworten

Ab 2013 geht der Emissionshandel in Phase 3, ab dann gelten neue Regeln. Um bislang bestehende Wettbewerbsverzerrungen zu beseitigen, wird der Handel europaweit stärker harmonisiert.
Und während in den beiden ersten Phasen (2005–2007 bzw. 2008–2012) die Emissionszertifikate zum größten Teil gratis verteilt wurden, gilt für einige Branchen wie die der Stromerzeuger ab 2013 die Vollauktionierung. Für andere Branchen nimmt der Anteil gratis ausgeteilter Zertifikate sukzessive ab – von 80% ab 2013 über 30% im Jahr 2020 – bis schließlich ab 2027 die Vollauktionierung für alle gilt. Außerdem wird die Gesamtemissionsmenge aller emissionshandelspflichtigen Anlagen kontinuierlich um 1,74 Prozent pro Jahr sinken. Ferner werden weitere Branchen in den Emissionshandel einbezogen – so zum Bespiel aus dem Bereich der Aluminium- und Düngemittelherstellung. Überdies sollen mehr Treibhausgase, wie Lachgas und perfluorierte Kohlenwasserstoffe etc., beim Handel berücksichtigt werden.
Es wird also ernst mit dem Handel.

Der Zwang zum „echten“ Handel soll dazu führen, dass ab 2013 etwa fünf Mal so viel Papiere versteigert werden wie in Handelsphase 2. Aber nicht nur deshalb, sondern auch wegen des beschlossenen Atomausstiegs geht man eigentlich davon aus, dass der Preis für die Zertifikate bald deutlich ansteigt.
Denn weil die wegfallenden Mengen an CO2-freiem Atomstrom durch Strom aus Gas- und Kohlekraftwerken ersetzt werden müssen, wird es trotz des Ausbaus der Erneuerbaren zu einem Anstieg des Schadstoffausstoßes kommen.
Einem empfindlichen Anstieg, denn Kohle und nicht etwa das emissionsärmere Gas wird in den kommenden 10 Jahren die Hauptlast am Strommix tragen. Das Rheinisch-Westfälische Institut für Wirtschaftsforschung, RWI, prognostiziert für Braun- bzw. Steinkohle einen Anteil von 24,5% respektive 22,8 % und nur 20,1% für Erdgas. So wird ein Fünftel der Menge an Kohlenstoffdioxid ausgestoßen, die Europa bis 2020 eigentlich einsparen will.

Energiekommissar Günther Oettinger stellte nun kürzlich einen Gesetzesvorschlag vor, welchem zu Folge Europas Energieverbrauch bindend um 20% bis 2020 gesenkt werden soll.
Denn Berechnungen zufolge liegt die Europäische Union mit insgesamt vermutlich 9% Einsparungen deutlich unter dem Wunschergebnis von 20%,welches man 2007 formulierte. Auch Deutschland wird mit prognostizierten 13% Reduktion bis 2020 nicht glänzen können.
Daher will Oettinger nun durchgreifen. Ginge es nach ihm, würden die Energieunternehmen jedes Jahr 1,5 Prozent weniger Energie verkaufen. Außerdem würde mehr in die Gebäudesanierung investiert. Auch Regierungsgebäude innerhalb der EU sollen nicht verschont bleiben – jährlich drei Prozent der öffentlichen Bauten will der EU-Energiekommissar sanieren lassen. Transparentere monatliche Rechnungen sollen den Endkunden einen besseren Überblick über ihren Strom- und Gasverbrauch geben, was sie (so die Hoffnung) dazu animiert, künftig weniger Energie zu verbrauchen. Überdies will Oettinger den Herstellern von Elektrogeräten vorschreiben, sparsamere Geräte herzustellen.

Kaum war die Meldung draußen, schon hörte man aus Deutschland erste Stimmen – vor allen Dingen aus den Reihen der Umweltorganisationen – die ankündigten, Oettingers Pläne eifrig unterstützen zu wollen.
Allerdings argwöhnt unter anderem der Naturschutzbund NABU, dass es zu einer Kollision der Energiesparpläne mit dem Emissionshandel kommen wird. Damit bezieht sich NABU auf eine interne Studie der EU-Kommission.
Laut der Studie führen 20 Prozent weniger Energieverbrauch dazu, dass direkt oder indirekt der Ausstoß an Treibhausgasen so stark sinkt, dass es zu einem drastischen Nachfragerückgang nach Verschmutzungsrechten kommt. Statt der zukünftig erwarteten 25 Euro pro Tonne CO2 könnte der Preis im schlimmsten Fall auf 0 Euro sinken. Abschaffen wollen die Umweltorganisationen den Handel deshalb aber anscheinend nicht. Zu stark ist das Interesse an den Einnahmen aus dem Zertifikatehandel, die die jeweiligen Nationalstaaten überwiegend in den Klimaschutz fließen lassen sollen. Doch eine mengenmäßige Verknappung der Zertifikate hält man für eine gute Idee.

Allerdings: Bevor man im vorausseilenden Gehorsam tatsächlich weniger Zertifikate zulässt, sollte man erst mal abwarten, ob sich die Pläne von Oettinger überhaupt umsetzen, respektive finanzieren lassen. Denn das scheint – gerade im Bereich der Gebäudesanierung – derzeit reichlich unwahrscheinlich. Im deutschen Wirtschaftsministerium zweifelt man jedenfalls an der Umsetzbarkeit der Pläne und es heißt, dass die Vorschläge sogar von der EU-Kommission nicht einstimmig befürwortet werden.

Außerdem ist auch noch lange nicht gesagt – und wird von den Umweltverbänden auch gar nicht erwähnt – inwieweit sich der vermehrte CO2-Ausstoß aufgrund des deutschen Atomausstiegs z. B. durch Sanierungen auffangen lässt. Müssten jetzt die Maßnahmen zur Senkung des Energieverbrauchs nicht noch weiter greifen? Und wenn ja – wer zahlt das?

Darüber hinaus sollte man sich einmal Gedanken über die Weitsichtigkeit der EU machen. 2005 kam es zur Umsetzung des Emissionshandels. Und die Senkung des Energieverbrauchs um 20% wurde 2007 unter deutscher Ratspräsidentschaft beschlossen. Gesetzt den Fall, die Umweltorganisationen behielten Recht, hätte nicht irgendjemand spätestens 2007 auffallen müssen, dass die beiden Maßnahmen im Konflikt zueinander stehen?

Warum Strom aus Kraft-Wärme-Kopplung so günstig sein könnte – ein Rechenbeispiel

Kraft-Wärme-Kopplung – dieser etwas sperrige Begriff bezeichnet die Methode der „doppelten“ Energiegewinnung in Blockheizkraftwerken (BHKW). Denn in einem BHKW ist die Erzeugung von Strom (also Kraft) an die Erzeugung von Wärme gekoppelt. Mini-BHKW sind die kleine, kompakte Version und passen problemlos in jede Immobilie.

Hinter dem Ungetüm von Bezeichnung „Mini-Blockheizkraftwerk“ wiederum verbergen sich eigentlich nichts weiter als folgende vier Hauptkomponenten:
(1) Ein Motor. Entweder ein Otto- oder Stirlingmotor, der die ihm zugeführte Primärenergie (Gas, Biogas) in Bewegungsenergie umwandelt.
(2) Ein Generator. Der Generator wird von dem Motor betrieben und verwandelt die dort entstandene Bewegungsenergie in elektrische Energie.
(3) Ein Wärmetauscher. Motor und Generator werden vor Überhitzung durch Kühlwasser geschützt. Die bei der Stromerzeugung entstehende Wärme wird vom Kühlwasser absorbiert und mittels des Wärmetauschers auf den Wasserkreislauf für Heizungs- und Brauchwasser übertragen.
(4) Die Steuerung: Für das Zusammenspiel von Motor, Generator und Wärmetauscher ist die Steuerung zuständig.

Wenn man die reine Produktionskosten-Seite (Massenherstellung) betrachtet, so sollte ein Mini-Blockheizkraftwerk nicht mehr als 2.000 Euro kosten. Der Preis setzt sich zusammen aus den Kosten für die oben genannten Einzelteile, als da wären:
(1) Motor: 500-600 Euro. (2) Generator: 200-300 Euro. (3) Wärmetauscher (200-300 Euro). (4) Steuerung (100 Euro). Hinzu kommen Produktionskosten in Höhe von 500-700 Euro.

Natürlich will der Hersteller einen Gewinn erzielen. Für das folgende Beispiel wird daher eine Marge von 100% angenommen und somit ein Verkaufspreis von 4.000 Euro.
Auf die Mindestlaufzeit des Mini-BHKW von 10 Jahren umgerechnet sind das 400 Euro pro Jahr .

Ein Mini-BHKW läuft im Durchschnitt 6.000 Stunden im Jahr. Pro Stunde werden 5 Kilowattstunden elektrischer Leistung produziert. Auf das Jahr gerechnet ergibt das 30.000 Kilowattstunden Leistung.

Vereinfachend wird ferner angenommen, dass
1. das Mini-BHKW ohne Effizienzverlust läuft (tatsächlich wird ein Wirkungsgrad von bis zu 95% erreicht). Und weil anhand dieses Beispiels gezeigt werden soll, wie sich die reinen Stromgestehungskosten errechnen, dass
2. das Mini-BHKW ausschließlich Strom produziert (wie oben erwähnt werden eigentlich immer Strom und Wärme gleichzeitig erzeugt und zwar im Verhältnis 1:2).

Um nun den Strompreis zu berechnen, muss natürlich auch noch das Gas mit eingepreist werden. Gas kostet an der Leipziger Strombörse ca. 2,185 Cent je Kilowattstunde (Stand: 29.06.11). Besonders günstige Gaslieferanten bieten dem Endkunden das Gas dann für ca. 2,5 Cent an (abzüglich Steuern und Abgaben).

Nun zum Rechenbeispiel der Stromgestehungskosten.

Da kein Effizienzverlust mit eingepreist wird, entspricht der Strompreis zunächst dem Gaspreis, also 2,5 Cent pro Kilowattstunde. Doch müssen auch die jährlichen Finanzierungskosten des Mini-BHKW von 400 Euro pro Jahr berücksichtigt werden.
Dazu werden erst mal die 400 Euro auf die produzierten 30.000 Kilowattstunden umgelegt – das sind 1,33 Cent pro kWh.

Die tatsächlichen Stromgestehungskosten ergeben sich jetzt aus der Addition des oben genannten Gaspreises von 2,5 Cent plus der 1,33 Cent Finanzierungskosten, also 3,83 Cent je Kilowattstunde.

Diese Rechnung zeigt also – trotz der zugegebenermaßen sehr vereinfachten Herangehensweise – dass Strom aus Kraft-Wärme-Kopplung mit 3,83 Cent je Kilowattstunde wirklich sehr günstig ist.

Der Stromgestehungspreis der KWK-Erzeugung kann sogar unter den durchschnittlichen Stromgestehungskosten eines Braunkohlekraftwerks mit 3,6 - 5,5 Cent kWh oder eines Gaskraftwerkes mit 5,4 - 7,6 kWh liegen.
Deutlich besser noch schneidet KWK-Strom gegenüber Strom aus Windkraft-Onshore bzw. Photovoltaik ab. Windkraft-Onshore-Strom liegt gesetzlich verankert bei 9 Cent pro kWh, Strom aus Photovoltaik wird mit ca. 33 Cent pro Kilowattstunde vergütet.

Ein eventueller Einwand gegen dieses Rechenbeispiel, nämlich dass die Wettbewerbsfähigkeit des Mini-BHKW verfälscht wird, weil hier Strom- und Wärmeerzeugung gleichgesetzt werden, läßt sich entkräften.
Der Wärmepreis in der konventionellen Erzeugung beträgt in der Regel zwischen 5,0 - 8,0 Cent pro Kilowattstunde. Somit liegt auch Wärme aus Mini-Blockheizkraftwerken mit den (zum Strompreis identischen) Erzeugungskosten von 3,83 Cent kWh eindeutig im konkurrenzfähigen Bereich.

Dass für ein Mini-BHKW nur 4.000 Euro als Verkaufspreis angenommen wurden, könnte ein weiterer Einwand sein. Denn tatsächlich sind Mini-Blockheizkraftwerke aktuell erst ab 12.000 Euro aufwärts zu haben. So teuer müssten sie aber eigentlich gar nicht sein, wenn sie 1. in Massenproduktion angefertigt würden und 2. der Staat den Preis nicht mit KWK-Förderung und sonstigen Subventionen künstlich in die Höhe triebe. Mal abgesehen davon: Selbst wenn man das Mini-BHKW mit einer Marge von 200% oder 300% verkaufen würde, also für 8.000 bzw. 12.000 Euro, so lägen die Stromgestehungskosten auch nur bei 5,16 Cent, respektive 6,49 Cent.

Verband für Wärmelieferung fordert von Bundesregierung: Mehr Fokus auf die Kraft-Wärme-Kopplung

Ende 2022 soll das letzte deutsche Kernkraftwerk vom Netz gehen. Bis dahin muss Deutschland seine Energieversorgung komplett umgestellt haben.
Die Bundesregierung setzt dabei vor allen Dingen auf den Ausbau der Erneuerbaren, speziell auf Windkraft. Als Brückentechnologie sollen Gaskraftwerke dienen. Weitere Kernelemente sind der Ausbau des Stromnetzes, der Ausbau der Stromspeicher und die Steigerung der Energieeffizienz.

Jedoch kommt ein wichtiger Baustein im Konzept zu kurz: die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Dabei liegen die Vorteile von Blockheizkraftwerken (BHKW) ganz klar auf der Hand. Blockheizkraftwerke arbeiten hocheffizient, denn sie produzieren nicht nur Strom. Sondern die bei der Stromerzeugung entstehende Wärme wird – anders als bei herkömmlichen Kraftwerken – gleich mitgenutzt. Je mehr KWK-Anlagen in der Fläche stünden, desto weniger dringlich wäre der kostspielige Stromnetzausbau. Denn generell ist jeder Blockheizkraftbetreiber ja erst einmal Selbstversorger, braucht also gar kein Netz. Eventuell überschüssiger Strom muss dann zwar ins Stromnetz geleitet werden, aber je nach Menge reichen die Niederspannungs- und Mittelspannungsnetze dafür völlig aus. Teure neue Hoch- und Höchstspannungsnetze würden gar nicht benötigt. Da Anlagen auf Gasbasis wie die BHKW extrem schnell regelbar sind, sind sie außerdem idealer Partner für die Erneuerbaren Energien. Die Produktionsmengen aus Wind- und Sonnenkraft unterliegen nämlich starken Schwankungen, je mehr davon am Netz sind, desto größer die Gefährdung der Netzstabilität. So könnten Blockheizkraftwerke den Plan der Bundesregierung, Gaskraftwerke als Brückentechnologie einzusetzen, hervorragend ergänzen. Auch „große Lösungen“ wie die Vernetzung vieler Blockheizkraftwerke zu einem virtuellen Großkraftwerk haben bereits Marktreife erlangt – so zum Beispiel das MiniVersum-Konzept der EnVersum GmbH.

Daher fordert der Verband für Wärmelieferung die Bundesregierung in seinem jüngsten Positionspapier auf, die Kraft-Wärme-Kopplung deutlich mehr in den Fokus ihrer derzeitigen politischen Überlegungen zu rücken. Denn in der energieeffizienten Kraft-Wärme-Kopplung sieht er die ökonomischste und zugleich ökologischste Möglichkeit, die angestrebten Klimaschutzziele zu erreichen. Damit diese Technologie auch im Unternehmensbereich ihr volles Potential entwickeln kann, sollte die Bundesregierung jedoch, so betont der Verband, eine Reihe von Hemmnissen im gegenwärtigen Energie- und Förderrecht beseitigen. (1) Mittelständische Unternehmen, für die potentiell eine KWK-Anlage und somit auch eine Förderung nach dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) in Frage käme, haben mit einem abschreckend hohen Verwaltungsaufwand zu rechnen. Zwar ist ein jährliches Fördervolumen von 750 Mio. € vorgesehen, aber nur 150 Mio. davon kommen zum Einsatz. Für den Verband ein Indiz dafür, dass die gesetzliche Grundlage nicht die Anreize schafft, die sie sollte. (2) Förderungen werden nur für Anlagen gewährt, die bis Ende 2016 in den Dauerbetrieb gegangen sind. So ist zu erwarten, dass gerade in Neubaugebieten keine KWK-Anlagen zum Einsatz kommen, denn die Planungen von solchen Gebieten dauern oft länger als 10 Jahre. (3) Die Vergabe von Zuschlägen orientiert sich an Leistungsgröße und Vollbenutzungsstundenanzahl der Anlagen. Für kleine Anlagen bis 50 kwel besteht kein Maximum an Benutzungsstunden, außerdem gilt für diese mit 10 Jahren die längste Zuschlagsdauer. Dem gegenüber gelten für große Anlagen über 50 kwel vier Jahre Zuschlagsdauer im verarbeitenden bzw. sechs Jahre im sonstigen Gewerbe. So kommt es zu einer Wettbewerbsverzerrung zu Gunsten der kleinen Anlagen. Orientiert man sich bei der Auswahl der Größe einer Anlage aber nicht an der Größe der Immobilie, wird die Flexibilität der Fahrweise und somit die Grundlastfähigkeit beeinträchtigt. (4) Laut dem sogenannten EEG-Privileg für Eigenerzeugung gilt, dass wer seinen eigenen Strom erzeugt und verbraucht, sich nicht an den Kosten zur Förderung erneuerbarer Energien beteiligen muss. Und zwar selbst dann nicht, wenn die Anlage nicht mehr dem Stand der Technik entspricht. Betreiber von KWK-Anlagen hingegen sind nur von der EEG-Umlage befreit, wenn sie offiziell als Energieversorgungsunternehmen (EVU) gelten. Für Stromerzeuger, die nicht als EVU eingetragen sind, kann dass es daher lohnender sein, eine veraltete Anlage dem BHKW vorzuziehen. Denn die EEG-Umlage liegt derzeit bei 3,53 ct/kWh. Die KWK-Förderung für Anlagen oberhalb von 50 kWel jedoch nur bei 2,1 ct/kWh.
So heben sich diese zwei verschiedenen Subventionen gegenseitig auf.

All die genannten Unstimmigkeiten zeigen: Hier sind noch unerledigte Aufgaben für den Gesetzgeber.

Leben in der Thermoskanne – Deutschlands energiesparende Häuser

Im Energiekonzept der Bundesregierung stehen „klimaneutrale Gebäude als Standard“ ganz oben auf der Wunschliste. Bis 2050 sollen Deutschlands 18 Millionen Wohngebäude sowie 1,5 Millionen „sonstige Häuser“ (Bürogebäude, Geschäfts- und Verwaltungsgebäude) für eine emissionsarme Zukunft fit gemacht werden. Sanierung der Wände, Dächer, Keller und Fenster sowie die Erneuerung der Anlagentechnik stehen auf dem Plan. Aber auch Biogas, Solaranlagen oder Wärmepumpen können zum Einsatz kommen.
Die Energieeinsparverordnung für Gebäude (EnEV) regelt, wie sowohl bereits bestehende Gebäude als auch zukünftig zu errichtende Bauwerke richtliniengemäß saniert bzw. gebaut werden. Konkrete Ziele der EnEV: Von 2020 an sollen Neubauten fast keine Energie mehr im Bereich Heizung, Lüftung und Kühlung benötigen. Und in jetzt bereits bestehenden Gebäuden soll bis 2050 eine Minderung des Primärenergiebedarfs um 80 Prozent erreicht werden.

Da aber noch kein einheitlicher Standard erreicht ist, laufen die energiesparenden Häuser unter verschiedenen Bezeichnungen. Niedrigenergiehaus, Passivhaus und Nullenergiehaus sind dem Bereich der sogenannten „Energiesparhäuser“ zuzuordnen. Ferner gibt es das Drei-Liter-Haus, das jährlich nicht mehr als drei Liter Heizöl bezogen auf eine Fläche von einem Quadratmeter Wohnfläche verbraucht. Außerdem das Plusenergiehaus, welches sich dadurch auszeichnet, dass im Jahresverlauf mehr Energie im Gebäude gewonnen und ins öffentliche Netz abgegeben, als im gleichen Zeitraum zugeführt wird. Zudem existiert noch der Begriff des „Energieeffizienzhauses“ unter dem Niedrigenergie-, Passiv-, Nullenergie-, und das Plusenergiehaus zusammengefasst werden.

Bei der Umsetzung der Sanierung setzt die Regierung bislang auf Freiwilligkeit, räumt aber ein, dass eine Sanierung nicht zum Nulltarif zu haben ist. Für die Eigentümer und Mieter lohnt sich die Investition zwar langfristig, denn die Heizkosten sinken natürlich dauerhaft.
Wer aber letztlich die Kosten tragen soll, ist die Frage. Freilich werden einige Umwelt-Enthusiasten ohne Ermunterung ihr Haus sanieren, nicht zuletzt auch, weil der Staat solche Vorhaben finanziell unterstützt. So konnten bereits 2,3 Millionen Wohnungen über Zuschüsse und zinsgünstige Darlehen energieeffizient saniert oder neu gebaut werden.
Trotzdem müssen letztlich die Eigentümer den größten Teil der Belastung selber tragen: Auf jeden Euro Fördermittel entfallen 12 Euro private Mittel.

Schwer vorstellbar, dass alle Eigentümer der zu sanierenden 18 Millionen Gebäude über die nötigen finanziellen Mittel verfügen.
Bedenkt man, so der Branchenverband Haus&Grund, dass zwischen 1999 und 2004 60 Prozent des privaten Mietwohnungsbestandes nicht mit Gewinn bewirtschaftet werden konnte, wird klar, dass man unmöglich darauf setzen kann, dass sich der wohlgemeinte Plan allein auf die Vermieter abwälzen lässt.
Im Herbst letzten Jahres gingen deshalb die Überlegungen von Kanzlerin Merkel dahin, Deutschlands 39 Millionen Mieter für die Kosten aufkommen zu lassen. Aber auch hier erntete sie scharfen Protest.

Abgesehen von finanziellen Aspekten finden sich weitere Probleme. „Ökologisch korrekte“ Häuser sparen zwar bestimmt Heizkosten und schonen die Umwelt. Aber ist das Wohnen darin angenehm? Spötter sprechen vom „Leben in der Thermoskanne“, denn durch die gedämmten Häuser dringt nicht das kleinste Lüftchen. Außerdem ist mittlerweile bekannt, dass es in energetisch sanierten Alt- und Neubauten im Niedrigenergie- oder Passivhausstandard leicht zu Schimmelbildung kommt. Experten raten daher dazu, einmal in der Stunde das Fenster zu öffnen. Im Winter ein bis zwei Minuten mit Durchzug, im Sommer bis zu zehn Minuten pro Stunde. In einem gedämmten Haus zum Fenster rausheizen? Man wird das Gefühl nicht los, dass sich die Idee hier selbst ad Absurdum führt.
Alternativ kann man zwar eine Lüftungsanlage gleich bei der Sanierung mit einbauen. Doch egal wie – die Luft in einem herkömmlichen Haus ist bestimmt angenehmer. Verliert da nicht der Mensch zu Gunsten der Umwelt?

Wettkampf der Ideen – scheitert die Marktbefähigung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes an den Grünen?
Das japanische Atom-Unglück im März dieses Jahres hatte die Bundesregierung veranlasst, Konsequenzen auch für die Atom-Politik hierzulande zu ziehen. Sieben der ältesten Atomkraftwerke wurden für die Dauer eines dreimonatigen Moratoriums stillgelegt. Außerdem ging das bereits vorher abgeschaltete AKW Krümmel nicht mehr ans Netz.
Wie der Ausstieg genau vonstatten gehen soll, wird sich zeigen. Klar ist vor allen Dingen eins: Der Abschied von der Atomenergie wird schneller erfolgen, als noch im Oktober 2010 beschlossen. Außerdem hieß es, die Ergebnisse des Moratoriums werden in die Neuauflage des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2012 mit einfließen. Da nun der Strom aus Atomkraftwerken durch solchen aus anderen Technologien ersetzt werden muss, lag es vermeintlich nah zu glauben, dem beschleunigten Ausstieg aus der Atomtechnologie würde nun mit einem schnelleren Einstieg in die Erneuerbaren begegnet.
Jedoch wird neuesten Meldungen zu Folge an den bereits im letzten Jahr vereinbarten Zielen festgehalten werden. Bis 2020 soll 35 Prozent des Stroms aus Sonnen-, Wasser- und Windkraft oder Biomasse stammen. Der Wegfall des Atomstroms wird also nicht durch ein Mehr an Erneuerbaren aufgefangen, sondern durch konventionelle Gas- und Kohlekraftwerke. Ein weiterer Fokus liegt auf dem Ausbau des Stromnetzes. Sinnvoll, denn ohne die Verlängerung der Netzstrecken, speziell solcher Leitungen, die Windstrom von Norden Richtung Süden leiten können, sind steigende Mengen von Ökostrom ohnehin nicht denkbar.
So wird das Moratorium zwar nicht den Anstoß für einen schnelleren Ausbau der Erneuerbaren geben, aber die neue Ausgestaltung doch beeinflussen. Weitere Details wird man Mitte des kommenden Monats dem Eckpunkte-Papier zur Novelle des EEG entnehmen können.
Doch bereits jetzt ließ Bundesumweltminister Röttgen (CDU) verlauten, dass das neue EEG die zukünftige Entwicklung dahingehend steuern soll, die Erneuerbaren endlich marktfähig werden zu lassen. Das war bislang nicht so: Die Ökostromerzeuger erhalten für die Dauer von 20 Jahren eine feste Vergütung. Die Höhe des Satzes, die sowohl technologie- als auch standortabhängig ist, sinkt zwar von Jahr zu Jahr – je später eine Anlage ans Netz geht, desto geringer fällt sie aus. Doch gilt zusätzlich, dass jedwede Menge an erzeugtem Ökostrom von den Netzbetreibern abgenommen werden muss. Unter diesen Voraussetzungen stieg zwar der Anteil der Erneuerbaren wunschgemäß an. Jedoch gibt es für die Anlagenbetreiber aufgrund der festen Vergütung in Kombination mit der garantierten Abnahme keinerlei Anreiz, zu wettbewerbsfähigen Preisen zu produzieren. Das treibt zum Teil seltsame Blüten. Da Strom (bislang) nicht speicherbar ist, Angebot und Nachfrage wegen der Netzstabilität aber immer im Einklang sein müssen, entstehen zu Zeiten von geringer Stromnachfrage und viel Wind mitunter sogar negative Preise.
Daher will Röttgen nun eine sogenannte Marktprämie einführen. Diese Marktprämie soll den Ökostrom-Anbietern dann gezahlt werden, wenn sie auf die garantierte Einspeisevergütung aus dem EEG verzichten. Die Anbieter sollen so dazu angeregt werden, Strom dann zu produzieren und anzubieten, wenn der Börsenpreis besonders hoch ist, also mit anderen Worten, wenn er auch tatsächlich gebraucht wird. Außerdem fordert der Bundesumweltminister, dass die Vergütungen für Ökotechnologien in der Zukunft zum Teil sinken sollen, so zum Beispiel für Biomasse. Auf der anderen Seite sollen besonders leistungsstarke Technologien wie etwa die Offshore-Windparks vorübergehend stärker gefördert werden.

Darüber hinaus ist für die EEG-Novelle eine „Speicheroffensive“ angedacht. Ein ressortübergreifendes Speicherforschungsprogramm soll mit einem Volumen von 200 Mio. € die Entwicklung und den Bau von Stromspeichern vorantreiben.
Alles in allem klingt es vernünftig, die Marktbefähigung der Erneuerbaren anzustreben. Doch wie immer hat es das Neue nicht leicht. Grüne und FDP zeigen sich skeptisch. Die FDP, weil sie fürchtet, die Marktprämie könnte zu erhöhten Mehrkosten führen. Die Grünen hingegen würden wie üblich an nichts sparen und sähen statt einer Marktprämie lieber, dass der Ausbau der Erneuerbaren schneller voran geht.

Geothermie gegen Bürokratie und Bürgerinitiativen

Geothermische Energie gehört zu den „Erneuerbaren“. Zur Hälfte entsteht die Energie beim ständigen Prozess des natürlichen Zerfalls radioaktiver Isotope in der Erde. Weitere 30 bis 50 Prozent entstammen aus der Zeit der Erdentstehung. Theoretisch würde die Wärme aus dem Erdinneren reichen, um den Energiebedarf der Weltbevölkerung zu stillen: Allein in Tiefen bis zu 10 Metern stecken ca. 1026 Joule. Das entspricht dem 210 000-fachen des weltweiten Verbrauchs an Primärenergie im Jahr 2004. Doch zur Wärmegewinnung dringt man mitunter auch tiefer in das Erdinnere ein. Bis zu einer Tiefe von 400 Metern spricht man von Oberflächengeothermie, danach von Tiefengeothermie. Das Gewinnen von Wärmeenergie ist besonders dort lohnend, wo die geothermische Tiefenstufe gering ist. Mit der geothermischen Tiefenstufe werden die Tiefenabschnitte der Erde in Metern bezeichnet, in welchen sich die Erdkruste in Richtung Erdmittelpunkt um 1°C erwärmt. Das erfolgt durchschnittlich alle 33 Meter. Doch können erhebliche Abweichungen auftreten.

Will man Wärme kontrolliert aus dem Erdinneren an die Oberfläche steigen lassen, stehen mehrere Praktiken zu Verfügung, ganz abhängig davon, ob und wieviel Wasser am Fundort vorhanden ist. Denn um Wärme an die Eroberfläche zu transportieren, ist Wasser das optimale Transportmittel. Daher sind insbesondere wasserleitende Gesteine, sogenannte Aquifere, zur Wärmegewinnung geeignet. Werden solche wasserführenden Gesteinsschichten genutzt, spricht man auch von hydrothermaler Geothermie. Das im Untergrund erhitzte Wasser der Aquifere wird nach oben geleitet, wo dann die Wärme genutzt werden kann.
Von petrothermaler Geothermie spricht man hingegen, wenn Gesteinsschichten als Wärmelieferant dienen, in denen nicht genügend Wasser vorhanden ist. In dem Fall stehen zwei weitere Optionen zur Wahl. Zum einem kann die Wärme mit einer tiefen Erdwärmesonde in die Höhe transportiert werden. Hierfür wird ein sogenanntes koaxiales Rohr in das Erdreich geleitet. In diesem Rohr lässt man ein Wärmefluid zirkulieren, das sich am heißen Gestein in der Tiefe erwärmt und anschließend wieder nach oben fließt.
Zum anderen können künstliche größere Wärmeübertragungsflächen geschaffen werden. Dazu wird das Gestein aufgebrochen – wahlweise durch das Einführen von Wasser oder Säure. In die so entstandenen Klüfte wird Wasser eingeleitet, welches nach dem Erwärmen im Untergrund wieder zur Erdoberfläche geführt wird.

Natürlich kann man die Wärme anschließend direkt zur Wärmeerzeugung verwenden. Aber auch Stromproduktion ist möglich, ebenso wie die gleichzeitige Erzeugung von Wärme und Strom mit Kraft-Wärme-Kopplung.
Wie genau die Wärme zum Einsatz kommt, hängt von der spezifischen Temperatur ab, die wiederum von der Beschaffenheit und der Tiefe des Fundorts abhängt.

Eigentlich ist die Erzeugung von Elektrizität erst ab einer Temperatur von 175°C wirtschaftlich. Will man trotzdem „geothermischen Strom“ produzieren, so gibt es zwei Verfahren: Den Organic Rankine Cycle (ORC) und den Kalina-Prozess. Beim ORC wird die Energie des warmen Wassers in einem Wärmeübertrager an ein organisches Arbeitsmittel (z.B. Perfluorpentan) abgegeben. Das organische Arbeitsmittel, das schon bei 30°C verdampft, treibt dann eine Dampfturbine an. So entsteht Rotationsenergie, die in elektrischen Strom umgewandelt wird. Beim Kalina-Prozess wird wie beim ORC ein Arbeitsmittel eingesetzt, nämlich ein Gemisch aus Ammoniak und Wasser. Auch hier verdampft das Arbeitsmittel und treibt anschließend einen Generator zur Stromerzeugung an. Der Wirkungsgrad liegt über dem des ORC-Prozesses – zwischen 10 und 60 % sind möglich.

Das Reizvolle an dieser Art der Stromerzeugung ist nicht nur der geringe CO2-Ausstoss. Zwar kommen z.B. bei der Anlageneinrichtung fossile Brennstoffe zum Einsatz, insgesamt beläuft sich der Ausstoß aber nur auf einen Bruchteil des in konventionellen Energieparks erzeugten Kohlenstoffdioxid-Ausstoßes. Außerdem kann geothermischer Strom im Grundlastbereich eingesetzt werden, somit also die schwankenden Energiemengen aus Windparks und Solarinstallationen ausgleichen. Und auch wenn das theoretische Geothermie-Potenzial aus wirtschaftlichen oder technischen Gründen nicht ausgeschöpft werden kann, sollte man das tatsächliche Potential nicht unterschätzen. Gute Bedingungen findet man im Oberrheingraben, dem Süddeutschen Molassebecken und im Norddeutschen Becken vor. Bis 2015 bietet das Erneuerbare-Energien-Gesetz noch günstige Bedingungen durch höhere Einspeisevergütungen für den Neubau von Geothermie-Anlagen.

Wie immer gibt es doch zwei Wermutstropfen: Die Bürokratie, speziell die Ämter für Tiefbau, und Initiativen besorgter Bürger. Die Sorge ist nicht ganz unbegründet, wie die Erfahrung zeigt. Geotechnische Risiken, Erderschütterungen, Gebäudeschäden und Umweltrisiken sind nicht immer auszuschließen, besonders in tektonisch beanspruchten Gebieten und bei der Tiefengeothermie. Auch der Interessenverband der geothermischen Wirtschaft GtV erkennt dies an: „Jede Technologie birgt Risiken, die bei der Planung und Ausführung der Projekte berücksichtigt werden müssen.“

20 Prozent sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung. Kleine, dezentrale Anlagen im Eigenheim als Atom-Alternative

Mit Zuhausekraftwerken können Familien sich selbst mit Wärme, Warmwasser und Strom versorgen. Die Investition lohnt sich in der Regel ab 4000 Betriebsstunden jährlich.

So richtig begeistert war Uwe Thormählen von der Idee seiner Frau nicht, sich ein eigenes kleines Kraftwerk in den Keller stellen zu lassen. "Ich musste schon Überzeugungsarbeit leisten", sagt Anne Thormählen. Vor allem, weil eigentlich nur der Wassertank ihrer 22 Jahre alten Heizung angeschlagen war. Aber für eine neue Heizung mit Warmwasseraufbereitung hätten sie mindestens 18 000 Euro investieren müssen. "Da habe ich in der Zeitung von den Zuhausekraftwerken von Lichtblick gelesen und mich im Internet schlau gemacht", so die Hamburgerin. Nicht selbst kaufen, sondern nur beteiligen und langfristig mieten, Wartung inklusive - das hat sie überzeugt.

Etwa 50 dieser Mini-Blockheizkraftwerke (Mini-BHKW) hat der Ökostromanbieter Lichtblick seit Anfang des Jahres in Hamburg und Umgebung installiert. Der regionale Konkurrent Enversum, der die kleinen Kraftwerke bereits seit einem Jahr anbietet, hat schon etwa ebenso viele Haushalte versorgt. Die Nachfrage nach den Geräten ist dabei noch deutlich höher: "Wir hatten über 1000 Bewerber", sagt Ralph Genkel vom Hamburger Energieversorger Enversum. Das ist kein Wunder: Etwa 13,5 Mio. Heizungsanlagen in Deutschland gelten als "unzureichend effizient", etwa drei Viertel des Bestands.

Mini-BHKWs arbeiten nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung: Der Motor im Gerät verbrennt Gas und treibt damit einen Generator an, der die mechanische Energie des Motors in elektrische Energie umwandelt. Dabei entsteht Wärme, die gespeichert und für die hauseigene Heizung und das Warmwasser verwendet wird.

Die kleinen Kraftwerke sind im Trend und das Angebot ist mittlerweile enorm: Versorger locken mit Komplettofferten, Hersteller arbeiten mit Heizungsfachbetrieben zusammen. Ab diesem Jahr sollen sich die neuen Mikro-BHKWs durchsetzen - noch kleinere Anlagen, die sich auch für Einfamilienhäuser eignen.

In den vergangenen Jahren sind Mini-BHKWs deutlich effizienter geworden, die Lösung für alle Hausbesitzer sind aber nicht: Erst ab mindestens 4000 Betriebsstunden im Jahr rechnet sich ein Einbau. "Im Klartext: Nur wenn regelmäßig warmes Wasser benötigt wird, springt das BKHW an, erzeugt Wärme und gleichzeitig Strom", erklärt Jörg Schmidt vom Hersteller green energy solutions. Im Normalfall kostet die Installation eines Mini-BHKWs etwas mehr als eine neue Heizungsanlage. Der Vorteil: für den vom Kraftwerkchen erzeugten Strom gibt es eine Vergütung von 5,11 Cent pro Kilowattstunde. Wird der Strom nicht selbst genutzt, noch ein bisschen mehr. Dazu gibt es zahlreiche Förderprogramme und man kann sich die Energiesteuer rückerstatten lassen.

Mit Anträgen und Rückerstattungsformularen musste sich Familie Thormählen nicht rumschlagen. Gegen einen einmaligen Investitionszuschuss von 5000 Euro hat Lichtblick ihnen ein Mini-BHKW mit Volkswagen-Motor in den Keller gestellt. Den Raum dafür mietet das Unternehmen die nächsten zehn Jahre für fünf Euro im Monat. Die Thormählens bezahlen eine monatliche Grundgebühr von 20 Euro und pro verbrauchter Kilowattstunde Wärme 5,99 Cent - der Preis lehnt sich an die regionalen Grundversorger an.

"Wir haben ausgerechnet, dass der Verbraucher rund 20 Prozent im Vergleich zu einer handelsüblichen Gasheizung einspart", sagt Ralph Kampwirth vom Öko-Energieunternehmen Lichtblick. Das Unternehmen übernimmt nicht nur den Ausbau der alten Anlage, sondern auch alle anfallenden Betriebskosten. Dadurch spart Familie Thormählen noch mal etwa 300 Euro im Jahr.

Das Prinzip des Miniversums vom Konkurrenten Enversum kostet etwa gleich viel und funktioniert ähnlich wie das Zuhausekraftwerk - allerdings mit einem anderen Motor. Bisher hat Enversum mit dem Hersteller Senertec zusammengearbeitet. Dessen "Dachs" ist das meistverkaufte Gerät der Branche. Ab Herbst 2011 bietet Enversum ein noch kleineres Modell von Vaillant an, um eine größere Nachfrage zu bedienen.

Während Lichtblick sich gemeinsam mit VW ein eigenes Modell geschaffen hat, setzt Enversum auf den Marktbestand und die Kooperation mit dem Handwerk. Doch egal welcher Motor das kleine Kraftwerk auch antreibt, das Ziel bleibt dasselbe: Langfristig sollen viele solcher kleinen Einheiten gemeinsam die großen Kraftwerke ersetzen. Einzelne dezentrale Einheiten werden per Funk zentral wie ein Kraftwerk betrieben, um dem Strommarkt bei Bedarf Energie zuzuführen. Langfristig will Lichtblick 100 000 Zuhausekraftwerke vernetzen und damit zwei Atomkraftwerke ersetzen.

Auch andere Energieversorger haben in den letzten Jahren den Einsatz von Mini-BHKWs getestet: darunter die Berliner Gasag, die Nürnberger N-Ergie oder der Freiburger Energieanbieter Badenova. Letzterer bietet seinen Kunden seit etwa einem Jahr ein "Energie-Paket für zu Hause" - mit fast 19 000 Euro Eigeninvestition ist das aber deutlich teurer als die Angebote von Lichtblick und Enversum. E.on Ruhrgas fördert seit Kurzem den Einbau von 100 Kleinkraftwerken mit je 1000 Euro.

Auch die Elektrizitätswerke Schönau (EWS) setzten auf Energie aus Kraft-Wärme-Kopplung. Knapp fünf Prozent ihres Ökostroms stammt aus solchen Anlagen. Zudem fördert der Stromanbieter Mini-BHKWs seiner Kunden. Zusätzlich zur ohnehin anfallenden Einspeisevergütung des Netzbetreibers, erhalten die Kunden der EWS eine extra Förderung für ihr "Rebellenkraftwerk" - quersubventioniert aus dem Strompreis, in dem der so genannte Sonnencent enthalten ist. Bedingung dabei: die Anlagen müssen aktuellen ökologischen Auflagen entsprechen.

Anne Thormählen ist froh, dass sie ihren Mann vom Zuhausekraftwerk überzeugt hat. Der Einbau der neuen Anlage im Februar hat etwa sechs Tage gedauert. In der Zeit hat eine Notheizung die neun Hausbewohner mit Warmwasser versorgt. Nur einmal mussten sie einen Abend lang mit kaltem Wasser auskommen. Aber das war es den Thormählens wert: "Wir haben vorher ausgerechnet, dass wir jetzt bis zu 1500 Euro im Jahr sparen können."

http://www.welt.de/print/die_welt/finanzen/article13265040/Rebellen-Energie-aus-dem-eigenen-Keller.html

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

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.

Wasserstoffauto – das bessere Elektromobil?

Unabhängigkeit von Öl und eine klima- und umweltfreundliche neue Antriebstechnik, das ist das Ziel des „Nationalen Innovationsprogramm Wasserstoff und Brennstoffzellentechnologie“ (NIP). Das Innovationsprogramm lief bereits 2006 an und fördert Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Forschungsprojekte von Wissenschaft und Industrie. Dafür stellen Bundesregierung und Industrie bis 2016 in öffentlich-privater Partnerschaft für Forschung, Entwicklung und Demonstrationsvorhaben 1,4 Milliarden Euro zur Verfügung.

Zu Recht, denn das Wasserstoffauto ist langfristig tatsächlich eine interessante Alternative. Wasserstoff ist unsichtbar, geruchsfrei und ungiftig. Da Wasserstoff in der Natur aber nicht ungebunden vorkommt, muss man ihn erst durch Hinzufügen von Energie „befreien“.
Eine der Methoden dafür ist die sogenannte Elektrolyse. Dazu wird Wasser mit Hilfe von elektrischem Strom in seine Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt. Im Idealfall stammt der dafür benötigte Strom aus Wind- oder Solarparks. So könnte das Wasserstoffauto als Energiespeicher dienen und den Ausbau der Erneuerbaren Energien unterstützen. Da sich die Produktionsmengen aus Wind- und Solarstrom nämlich nicht nach den physikalischen Gegebenheiten der Stromnetze richten, kann es zum Beispiel bei Windstürmen zu einem „Stromstau“ im Netz kommen. Stromausfälle sind die Folge. Energiespeicher wie das Wasserstoffauto könnten also helfen, in solchen Phasen den überschüssigen Strom aufzunehmen.

Es gibt prinzipiell zwei Möglichkeiten, den Wasserstoff zum Antrieb des Autos zu nutzen. Entweder mittels eines Verbrennungsmotors, in welchem die entstehende Wärme in Bewegungsenergie umgesetzt wird. Oder mit einer Brennstoffzelle. In dieser Brennstoffzelle wird Wasserstoff zu Strom umgewandelt, der dann wiederum einen Elektromotor antreibt.

Was die Brennstoffzelle besonders überzeugend macht: Anders als beim Verbrennungsmotor, wo zusätzlich geringe Mengen Stickoxide entstehen, entweicht aus einem Auto mit Brennstoffzelle reiner Wasserdampf. Und vor allen Dingen kein umweltschädliches CO2! Nach dem Abschalten der acht Meiler und den Plänen, auch die restlichen Atomkraftwerke früher abzuschalten, hat dieser Aspekt ganz neuen Charme gewonnen. Denn nicht nur der Ausbau der Erneuerbaren ist eines der erklärten Ziele der Bundesregierung, sondern auch die Reduktion des CO2-Ausstoßes in Deutschland. Aber um die Produktionsmengen aus den alten Meilern zu ersetzen, müssen zunächst andere Kraftwerke – und zwar solche auf Basis fossiler Rohstoffe – die Lücke schließen. Und anders als Atomkraftwerke, die bei der Stromproduktion ohne CO2- Emissionen auskommen, belasten gas- und kohlebetriebene Kraftwerke die Umwelt durch zusätzlichen bislang auch gar nicht eingeplanten Kohlenstoffdioxidausstoß.

Zusätzlicher Anreiz für CO2-freies Fahren: Ab 2020 soll der Kohlendioxidausstoß von Kleintransportern auf 147 Gramm pro Kilometer begrenzt werden. Anderenfalls drohen Strafzahlungen von 95 Euro pro Gramm Kohlendioxid.

Damit aber nicht genug der Vorteile. Da seit Beginn des Jahres die Kraftstoffpreise um 11,2 Prozent (Ende offen) gestiegen sind, ist gut vorstellbar, dass nicht nur Umweltfreunde ihren Spaß am Wasserstoffauto haben: Mit 32 Euro kommt man 400 Kilometer weit.
Generell sind Reichweiten bis zu 800 Kilometer möglich. Damit ist es der Konkurrenz – dem Elektroauto – deutlich überlegen. Auch das Auftanken ist viel schneller erledigt, dauert es nämlich nicht wie beim E-Auto 6 Stunden, sondern nur wenige Minuten.

Ein Problem haben Elektro- und Wasserstoffautos leider vorerst noch gemeinsam: Es fehlt an Tankstellen. Doch daran wird gearbeitet. Bis 2020 soll ein Versorgungsnetz für 500.000 Fahrzeuge mit Brennstoffzelle stehen.

Nicht weniger wichtig ist natürlich, dass die Wasserstofftechnologie endlich marktreif wird. 2015 soll es soweit sein. Und damit das Auto nicht nur marktreif wird, sondern vor allen Dingen vom Markt akzeptiert wird, muss der Verkaufspreis stimmen. Bei „Clean Energy Partnership“, einer Initiative von 13 Industriepartnern und des Bundesministeriums für Verkehr, zeigt man sich diesbezüglich verhalten zuversichtlich. Mit großen Produktionszahlen sollte der Preis sinken, heißt es.

Kleiner Wirbelwind: Wie die Kleinwindanlage zur Energiewende beitragen könnte

Windparks kennt man – große Anlagen stehen auf dem Meer und an Land. Doch wer sagt, dass es immer die ganz große Lösung sein muss? Denn schon jetzt kann sich jeder Hausbesitzer eine Kleinwindenergieanlage (kurz: KWEA oder auch Kleinwindanlage) in sein eigenes Heim holen. In Deutschland steht diese Bewegung zwar noch am Anfang. Im Rest der Welt sieht das bereits anders aus. In den Vereinigten Staaten zum Beispiel verkauft der Anlagenbauer Skystream Energy 24 Mio. Anlagen jährlich. Und in China sind die Kleinen schon längst ganz groß rausgekommen. Warum jetzt nicht auch in Deutschland?

Bestes Anzeichen für das anziehende Wachstum der Branche hierzulande ist die „new energy Husum“. Auf dieser Messe hat die Kleinwindenergie ihren festen Platz im Kanon der Themen rund um die Erneuerbaren Energien eingenommen. Laut Auskunft der Messebetreiber interessierten sich dieses Jahr 60 Prozent der Besucher für die kleinen Windturbinen.

Noch ist der Markt jedoch schlecht überschaubar. Bislang gibt es keine anerkannte Übersicht über im Betrieb befindliche Kleinwindanlagen. Und ob man sich Qualität nach Hause geholt hat oder nicht, scheint sich teilweise erst dann herauszustellen, wenn das Windrad schon steht. Solange das so ist, gilt es, ein paar einfache Faustregeln zu beachten.
Als Aufstellplatz kommen natürlich nur Regionen mit genug Wind in Frage. Außerdem sollte man den Standort so wählen, dass der Wind möglichst direkt auf das Windrad trifft. Anderenfalls wird weniger Strom erzeugt und Luftverwirbelungen verringern die Lebensdauer des Rads. Die sogenannte Nennleistung ist die aussagekräftigste Kennzahl, wenn es um die Leistungsfähigkeit geht. Mit Hilfe dieser kann der Jahresertrag einer KWEA errechnet werden. Es kommt allerdings vor, dass Hersteller die Nennleistungen bei unterschiedlichen Windgeschwindigkeiten angeben. Laut Bundesverband WindEnergie e.V. gilt grundsätzlich, dass für den Hausgebrauch Anlagen von bis zu 30 kW in Betracht kommen. Doch wer in punkto Leistungsfähigkeit auf der sicheren Seite sein will, sollte schon genau hinschauen.
Die Kosten für Kleinwindanlagen variieren recht stark. Der Bundesverband Kleinwindanlagen gibt Preise zwischen 3000 € und 5000 € pro Kilowatt Nennleistung an und rechnet mit Amortisierungszeiträumen von 15 bis 25 Jahren. Unter der Annahme, dass zukünftig mehr Kleinwindanlagen produziert werden, geht der Verband jedoch davon aus, dass zukünftig Preisreduzierungen zu erwarten sind. Dadurch und aufgrund einer zu erwartenden Anhebung der Energiepreise sollten die Amortisierungszeiträume auf 5 bis 10 Jahre bis 2020 gesenkt werden können.
Ideal geeignet für Landwirte, netzfreie Gebiete und abseits gelegene Ferienregionen könnte der CO2-frei erzeugte Windstrom
eine feine Sache sein. Besonders in den windigeren Landstrichen des Nordens. Ein paar Nachteile gibt es aber schon: Gegenüber dem Sonnenwirt hat der Windbauer zum Beispiel einen ganz entscheidenden, denn die Einspeisevergütung liegt deutlich niedriger. Wenn der erzeugte Strom also nicht nur den Eigenbedarf decken soll, sondern auch eingespeist wird, steht man mit einer Windanlage eindeutig weniger gut da.
Zudem kann es Ärger mit der Baugenehmigung geben. Jedes Bundesland hat seine eigenen Vorschriften. Manche bewilligen bis 10 m hohe Anlagen ohne spezielle Genehmigung, andere wiederum setzen völlig andere Standards. Außerdem muss man in dichter bewohnten Gebieten mit Protest vom Nachbarn rechnen, denn der Schattenschlag der Kleinwindanlage wird oft als Belästigung empfunden.
Im ganz eigenen Interesse sollte man überdies vor der Installation abklären, wie laut die KWEA ist. Gerade kleine Anlagen, die auf dem Hausdach oder an der Hauswand montiert werden, können stören. Das Haus wird zum Resonanzkörper, verstärkt also den Lärm. Außerdem ist es sinnvoll, ein statisches Gutachten anfertigen lassen, denn durch die Vibration des Windrades können bei starkem Wind Schäden am Gebäude entstehen. Selbst wenn das Rad neben dem Gebäude steht, ist ein Gutachten zweckmäßig, denn bei unsachgemäßer Verankerung und starkem Wind kann sich die KWEA lösen. Und wenn der Strom nicht nur dem Eigenverbrauch dient, Überschüsse also ins Netz fließen, muss ebenfalls ein Fachmann ran. Den Wechselrichter, welcher zu diesem Zweck programmiert werden muss, kann nur ein Profi installieren. Trotzdem: Wer alle Hürden genommen hat, darf zu Recht stolz sein. Nicht nur auf die getane Arbeit, sondern vor allen Dingen darauf, seinen ganz eigenen Beitrag für die Energiewende geleistet zu haben.

Für Überzeugungstäter mit Kleingeld und Mut zum Risiko: Das Elektro-Auto

"Die Zukunft gehört dem Elektroauto“ heißt es überall. Doch hat das E-Auto eine Chance auf dem Markt? Die Frage ist berechtigt.
Denn dass die Bundesregierung eher selten über Grundfragen kaufmännischer Art sinniert, ist seit der Einführung von E10 hinlänglich bekannt.
Nun wird auch das E-Auto vom Staat gefördert. Bereits 2009 wurde der „Nationale Entwicklungsplan Elektromobilität“ verabschiedet. Ziel des Entwicklungsplans ist es, Forschung, Entwicklung, Marktvorbereitung und Markteinführung batterieelektrisch betriebener Fahrzeuge zu fördern. Über 200 Projekte sollen deutschlandweit mit 130 Millionen Euro aus dem Konjunkturpaket II gefördert werden.
Ein paar gute Gründe sprechen natürlich schon für den Batteriebetrieb. Das E-Auto fährt emissionsfrei. Die Abhängigkeit vom Rohstoff Öl sinkt, je mehr solcher Autos auf der Straße sind. Es ist geräuscharm. Und was wahrscheinlich am meisten für die Elektrofahrzeuge spricht: Sollten sie ein Markterfolg werden, fördern sie den Ausbau der Erneuerbaren Energien.

Weil die Produktionsmengen der Erneuerbaren, allen voran die der Windparks, vom Wetter bzw. der Windstärke abhängen, kommt es zu Schwankungen im Stromnetz. Je weiter der Ausbau voranschreitet, desto stärker werden die Schwankungen und desto dringlicher wird es sein, diese auszugleichen. Eine der Methoden, solche Schwankungen auszugleichen, ist, die Stromspeicherkapazitäten zu erhöhen. Bei viel Wind würde der Strom dort gespeichert und bei Windflauten entsprechend wieder ausgespeist.
Bislang ein schwieriges Unterfangen, denn den „universellen Stromspeicher“ gibt es nicht.
Hier böte es sich also tatsächlich an, die Autos als „Speicher“ zum Einsatz kommen zu lassen. „Aufladen, wenn der Wind weht, muss unser gemeinsames Ziel sein“ so Dr. Marcus Groll, von der RWE Effizienz GmbH auf einer der Pressekonferenz im letzten Jahr.

Und hier wären wir dann gleich beim ersten Haken an der Sache: Aufladen wenn der Wind weht? Mag sein, dass das, wie Dr. Groll sagt, besonders im Norden „gut möglich ist“, aber was ist dann mit dem Süden? Und wer lässt sich in seinem Fahrverhalten schon vom Wetterhahn beeinflussen? Der nächste Punkt, an dem Zweifel aufkommen sollten: Das E-Auto kann man nicht wie ein herkömmliches Gefährt mal eben schnell an der Tankstelle „auftanken“. Denn das Beladen dauert bis zu 6 Stunden. Selbst wenn sich Tankstellen auf das neue Auto einstellen sollten, so dürfte es dort ziemlich chaotisch zugehen. Andere Vorschläge sehen vor, das Auto daheim aufzuladen. Kein Problem wenn man eine Garage hat, aber gerade in Großstädten verfügen wohl die wenigsten über solchen Luxus.
Dabei werden die Stromer gerade als besonders stadttauglich angepriesen. Womit allerdings wahrscheinlich vor allen Dingen darüber hinweggetäuscht werden soll, dass sie trotz langer Ladezeiten nur über geringe Reichweiten verfügen. Die durchschnittliche Reichweite beträgt ca. 200 km pro Aufladung. Manche, besonders die sehr preiswerten Modelle, verfügen bloß über 80 km Reichweite. Teuer ist das Vergnügen auch: Je nach Modell steigen die Preise schnell auf bis zu 60.000 Euro.

Kosten, lange Ladezeiten und kurze Reichweite – über all das könnte ein Überzeugungstäter mit dem nötigen Kleingeld vielleicht noch hinwegsehen. Zu all dem kommt aber, dass das Elektroauto auch wirklich gefährlich sein kann. Was bislang immer als Vorteil herausgestellt wurde, kehrt sich in der Praxis zum Nachteil um: das geräuschlose Fortbewegen des Autos. „Schleicht“ sich das E-Auto von hinten an, bringt es Fußgänger und Fahrradfahrer in Gefahr. Neuesten Berichten zufolge will man dem mit einer „Lärm-Pflicht“ für E-Autos begegnen. So ist das Problem zwar behoben, der Vorteil ist jedoch auch hin. Nicht weniger gefährlich ist ein E-Auto im Falle eines Unfalls. Insassen und Rettungskräfte sind dann den 400 Volt der Hochvoltbatterie ausgesetzt. Zwar hat Continental nun einen Sensor entwickelt, der die Abschaltung der Batterie bewirken soll. Doch ein Restrisiko bleibt – man muss eben darauf vertrauen, dass der Sensor hält, was er verspricht. Gedulden muss man sich auch: Der Sensor soll erst 2012 in Serie gehen. Zudem gibt es noch keine gesetzliche Regelung, die die Autobauer zum Einbau eines solchen Sensors verpflichtet.
Zu guter Letzt bleibt die Frage nach dem „Elektrosmog“. Das Thema ist bislang so gut wie gar nicht in der öffentlichen Diskussion präsent. Es klingt auch ein wenig esoterisch. Doch dass vom Stromer elektromagnetische Strahlung ausgeht, dürfte unzweifelhaft sein. Ob sich diese Strahlung tatsächlich negativ auf den menschlichen Organismus auswirkt, ist zwar wissenschaftlich nicht belegt. Nur: Wenn sich allerorten Bürgerinitiativen gegen den Neubau von Stromleitungen wehren, muss man sich fragen, warum das das Elektro-Auto so positiv wegkommt.

Nach Japan – Gas muss salonfähig werden

Nach den schweren Atom-Unfällen in Japan steht Deutschlands Energiepolitik auf dem Prüfstand. Sieben der ältesten deutschen Atomkraftwerke sollen für die Dauer eines dreimonatigen Moratoriums abgeschaltet werden.
Das mag verwundern, denn im letzten Jahr galten die Meiler noch als sicher und waren nicht nur Bestandteil des neuen Energiekonzepts, es wurden auch Laufzeitverlängerungen beschlossen.
Aber, so Bundeskanzlerin Angela Merkel „Deutschland kann angesichts der Reaktorkatastrophe in Japan nicht einfach zur Tagesordnung übergehen“. Jetzt müssten auch Risiken überprüft werden, deren Eintreffen bislang als extrem unwahrscheinlich galt. Zu den eventuellen Ergebnissen dieser Prüfung will Kanzlerin Merkel vor Ablauf der drei Monate keine Aussagen treffen. Möglich scheint alles – auch dass einzelne Kraftwerke endgültig vom Netz genommen werden.
Doch wie steht es um die Auswirkungen des Moratoriums?

Da die Netzbetreiber verpflichtet sind, jedwede Menge Strom aus Anlagen der Erneuerbaren in die Netze zu leiten, war das Aufrechterhalten der Netzstabilität in der letzten Zeit ohnehin schwieriger geworden. Eigentlich muss die Produktionsmenge im steten Gleichgewicht mit der Nachfrage stehen. Nur so kann die erforderliche konstante Frequenz von 50 Hertz in den Höchst- und Hochspannungsnetzen gehalten werden. Abweichungen von bis zu 0,5 Hertz sind zwar möglich, mehr aber nicht. Das stetige Voranschreiten des Ausbaus der Erneuerbaren, vor allen Dingen von Windparks, führt jedoch dazu, dass gerade bei Sturm zuviel Strom in die Netz drängt.
Jetzt, da klar ist, dass Deutschland drei Monate lang mit sieben Meilern weniger auskommen muss, melden sich die Netzbetreiber wieder zu Wort und warnen vor Stromausfällen.
Das heißt zwar nicht, dass man nichts dagegen unternehmen kann. Wenn bei stürmischem Wetter besonders viel Windstrom erzeugt wird, auf der anderen Seite die Nachfrage gering ist, können vorübergehend Windanlagen ausgeschaltet werden. Ebenso können zu Zeiten von Windflauten konventionelle Kohle- und Gaskraftwerke hinzugeschaltet werden. Aber gerade der Mehreinsatz von Kohlekraftwerken führt nicht nur zu einer Erhöhung der CO2-Emissionen. Außerdem ist Strom aus konventionellen Kohle- und Gaskraftwerken teurer als Atomstrom. Es wird daher auch zu einer allgemeinen Erhöhung der Strompreise kommen.

Wie es nach dem Moratorium für die Atommeiler weitergeht, ist noch in der Schwebe. Die im Dezember beschlossene Verlängerung der Laufzeiten gilt prinzipiell auch nach Ablauf der drei Monate.
Nur ein Gesetz könnte hier eine Änderung herbeiführen und die Opposition versucht bereits, ein solches zu erwirken. Außerdem fordert sie das Abschalten der ältesten und gefährlichsten Atomreaktoren auch über das Moratorium hinaus.
Schaut man in die Pläne der SPD, die am 16.3. ihr „Sofortprogramm für eine Energiewende“ vorlegte, erhält man einen guten Endruck davon, wie sich die Atomgegner die Zukunft vorstellen.
Laut des Sofortprogramms soll die Bundesregierung pro Jahr 1,5 Milliarden Euro für Netzausbau, erneuerbare Energien und Kraft-Wärme-Kopplung bereitstellen. Weiter sieht der Plan vor, die Entwicklung von Speicherkapazitäten und des Smart Grids voranzutreiben sowie zukünftig mehr Biomasse bei der Energieerzeugung zum Einsatz kommen zu lassen. Klingt einfach, ist es aber nicht. Der Anbau von Biomasse kam schon bei den Diskussionen um E10 in Verruf, in direkter Konkurrenz zur Nahrungsmittelproduktion zu stehen. Bei Smart Grids ist ebenfalls mit Akzeptanzproblemen rechnen, denn sie sparen dem deutschen Durchschnittshaushalt zwar 20 Euro pro Jahr ein. Allerdings müssen dafür 40 Euro investiert werden und zwar ebenfalls jährlich. Der Netzausbau erfreut sich bei der Bevölkerung auch nicht allzu großer Beliebtheit. Die fürchtet sich nicht nur vor Strahlungen, die von den neuen Leitungen ausgehen. Man will außerdem verhindern, dass die Landschaft „optisch verschandelt“ wird. Mehr Erneuerbare Energien hingegen bedeuten höhere Strompreise. Wie die Deutschen dazu stehen, weiß man seit der Erhöhung der Strompreise zu Jahresbeginn.
Doch vielleicht wird sich „nach Japan“ die Einstellung zu all diesen Themen ändern. Vielleicht werden die Deutschen nun bereit sein, mehr Geld für Strom zu zahlen und mehr Verständnis für den dringend benötigten Netzausbau zeigen.

Da die Strommengen aus den Atomkraftwerken, die jetzt vom Netz gehen, schließlich irgendwie ersetzt werden müssen, wäre es erfreulich, wenn auch die Bundesregierung ihre Haltung überdenkt – und zwar zum Thema Gas. Denn die zu ersetzenden Mengen sollten auf keinen Fall durch den vermehrten Einsatz von Kohlekraftwerken generiert werden.
Für Gas hingegen spricht einiges. Beim Verbrennungsprozess werden bis zu 50% weniger Schadstoffe als in Kohlekraftwerken freigesetzt. Neue Gasfunde, Stichwort „Shale Gas“, haben zudem alte Prognosen bezüglich der Endlichkeit von Gas hinfällig werden lassen. Und dank der Kommerzialisierung von Flüssiggas (LNG) kann Gas nahezu überall zum Einsatz kommen.

Darüber hinaus sollte der Idee von vernetzen Blockheizkraftwerken auf Gasbasis mehr Aufmerksamkeit zukommen. Nicht zuletzt, weil BHKW Strom dort erzeugen, wo er gebraucht wird. Anders als Strom aus Windrädern, der vom Entstehungsort an den Ort des Stromverbrauchs transportiert werden muss, benötigen sie viel weniger Netze. Da der in BHKW erzeugte Strom problemlos auf dem Regelenergiemarkt teilnehmen kann, könnten Blockheizkraftwerke dazu beitragen, den Anstieg des Strompreises einzudämmen. Ein Blick in die Presselandschaft der letzten Tage lässt auf jeden Fall hoffen, dass Gas wieder salonfähig wird. Sogar der ehemalige Vorsitzende von Greenpeace International, Gerd Leipold, schrieb letzte Woche in der FAZ dass: „die Zukunft intelligenten, vernetzten und dezentralen Energien der vielen tausend Player gehören wird“. Unser MiniVersum-Konzept passt perfekt dazu.

E10 - Keine Buchstabensuppe in den Tank

Warum manche Produkte vom Verbraucher angenommen werden, andere wiederum nicht, ist eine Frage, über die sich die Werbefachwelt schon lange den Kopf zerbricht. Selbst wenn die Qualität eines Produkts stimmt und die Werbung originell und ansprechend ist, kann der Erfolg ausbleiben.
Wenn jedoch weder die Produktqualität noch die dazugehörige Werbung überzeugen, muss man sich eigentlich nicht wundern, wenn sich die Verbraucher verweigern.
Und trotzdem fragt man sich dieser Tage in Politik, Auto- und Mineralölindustrie, wie es kommen konnte, dass die Verbraucher partout nicht „E10“ tanken wollen.

Aber schon das Kürzel ist denkbar schlecht gewählt. Gegenüber Hyperbeln wie „Tiger“, „Super“ oder gar „V-Power-Racing“ wirkt das schnöde „E 10“ ziemlich verloren.
Darüber ließe sich hinwegsehen, wenn wenigstens das Produkt selber das Vertrauen der tankenden Bevölkerung gewinnen könnte. Doch auch da sieht es nicht gut aus. Zwar heißt es, dass 99 Prozent aller deutschen Automarken und insgesamt 93 Prozent aller Autos Biokraftstoff-kompatibel seien. Trotzdem – drei bis vier Millionen Autos vertragen eben kein E 10.
Dass der autophile Deutsche da nicht mal eben auf gut Glück die neue Mischung tankt, sollte eigentlich keinen überraschen.
Wer trotzdem den Zapfhahn für die Umwelt hochhalten und sich informieren will: Die Beratung an den Tankstellen soll durchwachsen sein. Man kann sich aber auch im Internet informieren. Dort findet man bei renommierten Adressen jedoch leider nur noch mehr Kryptisches: „Alle Modelle ab Modelljahr 1992 sind E10-verträglich“ klingt zwar einigermaßen verständlich, aber dann heißt es weiter: Von Modelljahr 1992 bis 1998 schlüsselt die 10. Stelle der VIN (Fahrgestellnummer) den Fahrzeugtyp auf. Entsprechend dieser Nummer können taugliche Autos identifiziert werden. Ab Modelljahr 1999 sind solche Fahrzeuge an der 10. Stelle der Fahrgestellnummer zu erkennen. Und zwar wenn folgende Buchstaben bzw. Zahlen verwendet wurden: „X, Y, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, A, B… usw.“.

Wohl dem, der das sofort versteht.
So darf man nicht überrascht sein, dass sich die Deutschen dem Biokraftstoff verweigern. Wer in Beruf und Alltag auf sein Auto angewiesen ist, wird es verschonen wollen – nicht zuletzt, weil die Halter für eventuelle Schäden selbst aufkommen müssen.

Die ganz praktischen Bedenken gegenüber E10 lassen sich problemlos um die von Umweltschutzverbänden ausweiten. Bei besagtem Bioethanol handelt es sich ja um einen Alkohol, der durch Fermentation und Destillation aus Getreide und Zuckerrüben gewonnen wird.

Und die Anbauflächen der für die Herstellung benötigten Energiepflanzen dehnen sich merklich aus. Der deutsche Bauernverband gibt an, dass inzwischen von insgesamt 11 Millionen Hektar Ackerfläche in Deutschland zwei Millionen Hektar für den Anbau nachwachsender Rohstoffe oder Bioenergie genutzt werden. Davon entfallen 240 000 Hektar auf Bioethanol – Tendenz steigend. Weil nun Energiepflanzen nicht nur in Deutschland, sondern generell in den Industrienationen auf dem Vormarsch sind, steigen deren Preise. Laut Weltbank (2008) um bis zu 75 Prozent. Ein derartiger Anstieg wäre in Europa zu verkraften. In armen Ländern mit hohen Bevölkerungsraten nicht – Hungersnöte- und revolten werden befürchtet.

Da hilft dann auch kein „Benzin-Gipfel“ mehr, wie der am 8.3. in Berlin.
Der blieb aber ohnehin erwartungsgemäß folgenlos, denn E10 wird weiter auf dem Markt bleiben – ebenso wie laut Umfrageergebnissen Autofahrer weiterhin lieber Altvertrautes tanken.

Aber vielleicht nicht nur wegen der Sorge um das Auto. Weitere Umfragen ergaben nämlich, dass viele der E10-Verweigerer sich so gegen die Bevormundung durch den Staat wehren wollen. Seit dem Benzingipfel darf der Boykott aber bestimmt auch als Zeichen gegen eine Veralberung der Bürger verstanden werden.

In Berlin bezichtigten sich alle Beteiligten gegenseitig, den Schlamassel verursacht zu haben. Brüssel gegen Berlin gegen Mineralölwirtschaft. Dabei muss man keinen besonders langen Blick zurückwerfen, um sich zu erinnern, dass alle in der ein- oder anderen Form daran beteiligt waren. Brüssel beschloss 2007 für die EU-Mitglieder, bis 2020 den Anteil der Erneuerbaren an allen Kraftstoffsorten auf mindestens 10% zu erhöhen. Aber es wurde den Ländern selbst überlassen, wie sie diese Vorgabe umsetzen. Mit anderen Worten: Man hätte in Deutschland auch eine andere „Lösung“ als E10 wählen können.
Und speziell die Grünen - allen voran Jürgen Trittin - sollten einen Blick auf ihren Beitrag zum Desaster werfen. Herr Trittin nämlich empfahl noch 2005 höchstpersönlich „den Anteil von beigemischtem Ethanol zum Benzin von gegenwärtig fünf auf zehn Prozent zu erhöhen.“

Strom- und Gasanbieterwechsel – Boykott der Netzbetreiber?

Als die Strompreise zu Beginn des Jahres mal wieder anzogen, las man überall, dass ein Anbieterwechsel helfen würde, die Kosten zu optimieren. Auch die Bundesnetzagentur betonte: „Es lohnt sich, zu vergleichen und zu wechseln. Im Telekommunikationsbereich hat dies auch den Wettbewerb vorangebracht.“

Doch auch 2010 lag die Wechselquote laut Vergleichsportal Verivox eher niedrig. Im Bereich Gas wählten nur 1 Million Verbraucher einen neuen Anbieter, im Bereich Strom waren es 3 Millionen.
Das liege, so Peter Reese, Leiter der Energiewirtschaft bei Verivox, zum Teil daran, dass den Kunden nicht bewusst sei, wie hoch das Einsparpotenzial ist. Außerdem hegten die Verbraucher Befürchtungen, dass es bei einem Anbieterwechsel zu einer Unterbrechung der Versorgung kommen könnte, oder der örtliche Netzbetreiber nicht mehr bei Störungen hilft, so Verivox weiter.

Um die Kunden nicht zusätzlich zu verschrecken, ist es natürlich für die Energieversorgungsunternehmen (EVU) wichtig, dass sie einen Kundenwechsel unbehindert vornehmen können. Dazu gehört auch, dass die Kommunikation zwischen EVU und Netzbetreibern gut funktioniert.

Da sowohl das Gas- als auch das Stromnetz immer noch natürliche Monopole darstellen, hat der Staat – oder genauer – die Bundesnetzagentur die Aufsicht über die Netzbetreiber übernommen. Im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) hat die Bundesnetzagentur den Netzbetreibern zur Auflage gemacht, dass sie ihre Netze diskriminierungsfrei allen EVU zur Verfügung stellen.

Für bundesweit einheitliche Geschäftsprozesse beim Lieferantenwechsel sorgen des Weiteren zwei Verordnungen: „Geschäftsprozesse zur Kundenbelieferung mit Strom“ (GPKE) und „Geschäftsprozesse zum Lieferantenwechsel Gas“ (GeLiGas). Darin sind die einzelnen Geschäftsprozesse, insbesondere die zwischen EVU und Verteilnetzbetreibern, geregelt. Diese reichen vom Lieferantenwechsel, Lieferende- und beginn, über Stammdatenänderung und Geschäftsdatenanfrage sowie Zählerstand- bzw. Zähldatenübermittlung bis hin zur Netznutzungsabrechnung. Aber auch die Datenformate für Prozessschritte, die Daten- oder Nachrichtenaustausch betreffen, werden hier definiert. Hier soll durchgehend eine Software-Lösung namens EDIFACT (Electronic Data Interchange for Administration, Commerce and Transport) zum Einsatz kommen.

Doch trotz aller gesetzlichen Vorschriften kommt es immer wieder zu Störungen beim Lieferantenwechsel, die nicht etwa an Missverständnissen zwischen Kunde und EVU, sondern an solchen zwischen EVU und Netzbetreiber liegen.
Das liegt zum einem darin begründet, dass (anders als EnVersum) nach wie vor nicht alle Beteiligten die vom Gesetzgeber verlangte Software-Lösung benutzen. Sei es, weil es für die Implementierung des Systems an den nötigen finanziellen Mitteln und/oder weil es am nötigen Know-How fehlt. So kommt es bei der Kommunikation zwischen EVU und Verteilnetzbetreibern zu Behinderungen, die den Ablauf stören und somit verzögern können.

Ebenso ist der diskriminierungsfreie Zugang nicht immer gewährleistet. Es kommt vor – so auch unsere Erfahrung – dass der Wechsel von Seiten der Netzbetreiber verlangsamt wird. Die Vermutung liegt nahe, dass das nicht nur an einer mangelhaften Kommunikation liegt, sondern daran, dass der Netzbetreiber dies bewusst geschehen lässt. Denn faktisch ist bei vielen Netzbetreibern die Verbindung zu der ehemals zugehörigen Energieerzeugungseinheit nicht abgerissen – sie bilden nur vorgeblich eigenständige Entitäten. Was bedeutetet, dass von Seiten der Netzbetreiber ein – wenn auch gesetzlich nicht berechtigtes – Interesse besteht, die Kunden nicht an einen ortsfremden Wettbewerber zu verlieren.

So wird vielen der mehr als 800 Versorger im Bereich Gas und der mehr als 1000 Versorger im Bereich Strom der Wettbewerb unnötig erschwert. Laut Verivox verlaufen insgesamt 30% der Wechsel nicht störungsfrei. Da dem Kunden diese Interna für gewöhnlich nicht bekannt sind, sieht er natürlich in seinem neuen Energieversorgungsunternehmen den Schuldigen.
Ein funktionierender und vor allen Dingen fairer Wettbewerb sieht jedoch anders aus.

Die CO2 Speicher: Fortschritt auf dem Rückmarsch:

Der durch industrielle Aktivitäten verursachte Anstieg an CO2 soll für den Klimawandel verantwortlich sein. CO2 wieder „einzufangen“ erscheint vor dem Hintergrund wie eine geniale Lösung.

Natürliche CO2 Speicher existieren schon lange. Denn CO2 befindet sich in einem ständigen Kreislauf. Eben dieser sogenannte Kohlenstoffkreislauf bedingt es, dass bestimmte Mengen an CO2 der Atmosphäre vorübergehend oder dauerhaft entzogen werden.
Als solche, auch Kohlenstoffsenken genannte Orte, sind neben Teilsystemen der Lithosphäre, die sowohl Carbonatgestein als auch fossile Brennstoffe enthalten, auch Fauna und Flora, Seen und Meere zu nennen.

Seit den neunziger Jahren wird nun in Europa, den USA, Kanada, Australien und Japan an künstlichen CO2-Speichern gearbeitet. In Deutschland untersucht seit 2003 die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, kurz BGR, wie und wo man CO2 speichern kann. Bei der CO2-Abscheidung und -Speicherung, auch CCS genannt (engl.: Carbon Dioxide Capture and Storage) handelt es sich um ein geschlossenes Energieerzeugungssystem.
Das beim Verbrauch von Öl, Gas und Kohle entwichene CO2 wird zunächst isoliert. Anschließend wird das abgetrennte Kohlenstoffdioxid getrocknet und dann unter Druck zu einem quasi-flüssigen Zustand verdichtet. In diesem Zustand, der „überkritischen Phase“, kann das CO2 nun zu seiner zukünftigen Lagerstätte transportiert werden.

Als Speicher eigenen sich drei verschiedene Orte:
1. Erschöpfte Erdgas- und Ölfelder 2. Saline Aquifere 3. Nicht abbauwürdige Kohleflöze.

Kohlenstoffdioxid kann also nicht überall gespeichert werden. Die wichtigsten Voraussetzungen sind: (1) Der Speicher muss mindestens 800 Meter unterhalb der Erdoberfläche liegen. Denn erst ab dieser Tiefe verhalten sich Druck und Temperatur so, dass das zuvor verdichtete CO2 in diesem Zustand bleibt. (2) Jedoch ist die Dichte des injizierten CO2 auch dann noch geringer als die des umgebenden Gesteins. Damit das Kohlendioxid trotzdem nicht aufsteigen kann, muss das angrenzende Gestein undurchlässig sein. Solche Formationen abwechselnd durchlässiger und undurchlässiger Gesteinschichten findet man in Sedimentbecken, also den klassischen Fundorten von Öl, Gas und Kohle.
(3) „Strukturelle Fallen“ wie etwa eine kuppelförmige Aufwölbung müssen ein seitliches Ausweichen des CO2 einschränken.
(4) Das Wirtgestein muss eine hohe Porosität und Permeabilität aufweisen (Durchlässigkeit von Böden für Flüssigkeiten oder Gase), um das CO2 aufnehmen zu können.

Zwar ist das Verfahren noch in der Entwicklungsphase und bislang existieren nur einige Pilotanlagen mit geringer Kapazität. Jedoch könnten mit Hilfe der Speicherung 33 Prozent der bis 2050 notwendigen CO2- Reduktion realisiert werden, so die BGR. Weiter betont die Bundesanstalt, dass es sich aus ihrer Sicht bei CCS nur um eine Brückentechnologie handelt, die allerdings auf dem Weg in Richtung 100% Erneuerbare eine sehr wichtige Rolle spielen kann.

Doch ob diese Technik in Deutschland zum Einsatz kommt, ist unklar.
Zwar kämen in Deutschland laut Studien über 400 Standorte als Speicher für Kohlendioxid in Frage – diese befinden sich vor allen Dingen im norddeutschen Raum. Doch gegenüber der Technologie herrschen von Seiten der Umweltverbände, aber auch der Bewohner in Nähe der potentiellen Speicherstätten, große Bedenken. Vor allen Dingen geht die Furcht um, bei Austritt des Kohlenstoffs würde das Grundwasser versauern. Immerhin – 2009 wurde eine Richtlinie des Europäischen Parlaments herausgegeben, die einen internationalen Rechtsrahmen für eine Umsetzung bildet. Dieser Richtlinie nach sollen die EU-Mitglieder bis zum 25. Juni 2011 ihre eigenen Gesetze verabschieden. Jetzt liegt es an den Ländern, hier zu agieren. In Deutschland legte Bundesumweltminister Röttgen am 21.2.2011 einen Gesetzesentwurf vor, der nun vorsieht, dass die jeweiligen Bundesländer selber entscheiden, ob sie einer Speicherung zustimmen. Dieser Entwurf ist allerdings harter Kritik ausgesetzt, was ein Vorankommen in der Sache nicht beschleunigen wird.

Biomasse statt Klasse?

Biomasse lässt sich in Strom, Kraftstoff, Wärme und Gas umwandeln – ein echter „Alleskönner“. Und Energie aus Biomasse ist auf dem Vormarsch.
Beispiel Ökostrom: 2009 stammten in Deutschland circa 5 Prozent der gesamten Stromerzeugung aus Biomasse, der Anteil an Ökostrom insgesamt lag bei 16%.
Beispiel Kraftstoffe: Seit Beginn des Jahres wird zusätzlich zu den bisherigen Benzinsorten das sogenannte „E10“-Benzin mit 10% Bioethanol angeboten. 2020 soll der Anteil bei 17 Prozent liegen. Der Ausbau von Biomasse wird sich fortsetzen – waren im Jahr 2010 in Deutschland noch 18 Prozent der Ackerflächen (ca. 2,15 Millionen Hektar) mit nachwachsenden Rohstoffen bepflanzt, sollen es 2020 3,2 Mio Hektar sein.

Was genau zählt als Biomasse? Laut Biomasseverordnung gehören dazu: Pflanzen und Pflanzenbestandteile, Abfälle und Nebenprodukte pflanzlicher und tierischer Herkunft aus Land-, Forst- und Fischwirtschaft, Bioabfälle, durch Vergasung oder Pyrolyse erzeugtes Gas, aus Biomasse erzeugte Alkohole (Biomethanol, Bioethanol), Altholz und aus solchem erzeugtes Gas, Pflanzenölmethylester (Biodiesel), Treibsel aus Gewässerpflege, Uferpflege und – reinhaltung und unter anaeroben Bedingungen erzeugtes Biogas.
Für alle erlaubten Substanzen gelten natürlich diverse Vorschriften bezüglich des Reinheitsgehalts.

Dass aus Abfallprodukten Energie erzeugt wird, ist vermutlich als unbedenklich einzustufen, schließlich blieben diese sonst ungenutzt. Was jedoch bedenklich scheint, ist dass mehr und mehr Ackerland nicht mehr dem Anbau von Nahrungsmitteln, sondern dem Anbau von sogenannten „Energiepflanzen“ dient.
Der Trend zum Anbau von Energiepflanzen ist kein alleinig deutsches Phänomen. In den USA wurden im Jahr 2009 über 40 Prozent der Maisernte zu Treibstoff verarbeitet – das entspricht 15 Prozent der Maisernten weltweit. Und nach den USA ist Brasilien mit seinem Bioethanol aus Zuckerrohr der zweitgrößte Exporteur von Biosprit.

Auf der anderen Seite lässt sich – ebenfalls weltweit – ein Anstieg der Lebensmittelpreise beobachten. Zwar machen dafür viele Politiker die Agrarrohstoff-Spekulanten verantwortlich, aber das ist wohl nur populistische Rhetorik. Die Gründe sind woanders zu suchen. Als solche sind nicht nur das rasante Bevölkerungswachstum, wetterbedingte Schwankungen der Erntemenge und Änderungen der Ernährungsgewohnheiten zu nennen. Auch der Wunsch nach mehr Unabhängigkeit von nicht-erneuerbaren Energiequellen und damit einhergehender politischer Einmischung in das Marktgeschehen trägt zu einer Verknappung von Ackerland bei. Lässt man das Wetter außen vor, so wird gerade mit Blick auf das Verhältnis von wachsender Weltbevölkerung zu nutzbarem Ackerland klar, dass vor allen Dingen hier nach Ursachen zu suchen ist. Für 2050 erwartet man eine Weltpopulation von 9 Milliarden Menschen. Auf der anderen Seite ist jedoch nicht zu erwarteten, dass die Flächen nutzbaren Ackerlandes proportional mitwachsen. Ackerland wird also zum knappen Gut – ebenfalls deutliches Indiz dafür sind steigende Ackerlandpreise. Der Konflikt wird verschärft durch die veränderten Ernährungsgewohnheiten, klar zu sehen am Kalorienverbrauch. Dieser stieg in den Entwicklungsländern in den letzten Jahren von 2.100 auf 2.700 und in den Industrieländern von 3.000 auf 3.400 Kilokalorien pro Kopf.

Doch es sind ebenso politische Entscheidungen, die zu einer Verknappung von Ackerland führen. Das gilt nicht nur in den USA und Brasilien, sondern eben auch in Deutschland, wo der Anbau von Energiepflanzen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vergütet wird. Neben Raps für Biokraftstoffe zählen hierzulande Mais, Getreide und Gräser für Biogasanlagen zu den wichtigsten Energiepflanzen. Doch die Vorbehalte wachsen. So mahnen bereits Umweltorganisationen – wie NABU diesen Monat – an, dass die einseitige Bepflanzung zu einem Artenrückgang führen würde. Bezugnehmend auf das eigentliche Problem, verlangte Bundeslandwirtschaftsministerin Ilse Aigner (CSU) eine Minderung der Biogas-Förderung. Denn, so die Ministerin: "In manchen Regionen steuert die Landwirtschaft mittlerweile auf Probleme zu, weil es eine wachsende Konkurrenz zwischen Nahrungsmittel- und Energierohstoffproduktion gibt."

EU-Gipfel – Weichen stellen kostet 210 Milliarden

Letzte Woche, am 4.2., trafen sich die Staats- und Regierungsoberhäupter der EU-Mitgliedstaaten in Brüssel. Neben wirtschaftlichen Fragen sollte die Energieversorgung Europas diskutiert werden. Die Themen umspannten neben dem Ausbau der Erneuerbaren und dem Netzausbau auch die Abhängigkeit vom Gaslieferant Russland sowie das Einsparpotential durch Energieeffizienz und natürlich die Finanzierung all dieser Pläne.

Wind, Wasser, Sonne und Bio-Masse sollen im Jahr 2020 einen Anteil von 20% am Energiemix in der EU haben. Wie auf dem Gipfel beschlossen, bleibt die Umsetzung dieses Ziels weiterhin im Aufgabenbereich der einzelnen Länder und deren Fördersysteme. Der Vorschlag von EU-Kommissar Oettinger, die Förderung regenerativer Energien europaweit zu harmonisieren, wurde abgelehnt. Hintergrund: Dass sich die Höhe der Förderung von Land zu Land unterscheidet, beeinträchtigt die Bildung eines funktionierenden Binnenmarkts. So bietet das deutsche Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zum Beispiel die umfangreichste Förderung von Erneuerbaren innerhalb Europas. Durch eine Vereinheitlichung wird die Vergütung für Erneuerbare in Deutschland sinken. Das würde zwar je nachdem zu einer Abwanderung bestimmter Unternehmen aus Deutschland führen. Aber insgesamt sänke der Strompreis für den deutschen Endverbraucher, auf den die Vergütung letztlich abgewälzt wird.

Das Thema Netzausbau wurde sowohl in Bezug auf das Strom- als auch das Gasnetz erörtert. Generell hat auch der Netzausbau den Aufbau eines funktionierenden Binnenmarktes und die sich daraus ergebenden komparativen Preisvorteile für alle Mitgliedsländer zum Ziel. Für den Ausbau des Stromnetzes gilt im Speziellen, dass ohne ihn der Ausbau mit Ökostrom nicht stattfinden kann.
Noch sind die Defizite in beiden Bereichen gewaltig. Das Baltikum ist zum Beispiel bislang überhaupt nicht an das europäische Gasnetz angeschlossen. Was das Stromnetz angeht, so fehlt es überall an Kuppelstellen, die die Länder miteinander verbinden. Ebenso fehlt es europaweit an Hochspannungsleitungen, die den Ökostrom vom Ort der Erzeugung in die Ballungszentren transportieren. Doch man tut sich hier schwer, was daran liegt, dass es mehr als nur einen Hemmschuh gibt. So sind die Ressentiments in vielen Ländern gegenüber noch mehr Hochspannungsleitungen nicht zu übersehen. Außerdem betreiben einige Staaten (allen voran Frankreich) ganz klar eine protektionistische Industriepolitik – sie wollen ihren landeseigenen Energiemarkt schützen. Vergangenen Freitag hat man auf dem Gipfel versucht, dagegen anzugehen.
Nach 2015, so heißt es, soll kein Mitgliedsland mehr vom europäischen Strom- und Gasnetzwerk isoliert sein. Wer die Kosten tragen soll – laut Oettinger insgesamt 210 Milliarden Euro – ist eigentlich klar: Es sind die Verbraucher. Zwar heißt es, die Industrie soll zur Hälfte dafür aufkommen. Damit die Unternehmen diese Investitionen aber auch tätigen können, müssen sie das Geld irgendwo eintreiben, was eben nicht ohne Auswirkung auf den Strompreis für die Endverbraucher bleiben wird. Für den Rest, vornehmlich für Projekte, die sich nicht am Markt finanzieren lassen, sollen Gelder aus Brüssel fließen - im Klartext: auch aus dem Bundeshaushalt, denn Deutschland ist der größte Beitragszahler der EU.



Ein weiteres Ziel des Netzausbaus ist es, mehr Unabhängigkeit von Russland zu schaffen. Im letzten Jahr stammten 26% der Gaslieferungen in den europäischen Raum von dort, in Deutschland lag der Anteil sogar bei 40 % – Tendenz in beiden Fällen steigend. Zwar arbeiten EU und Russland an einer Verbesserung des Verhältnisses zueinander. Aber da Vertrauen gut, Kontrolle jedoch besser ist, arbeitet man zeitgleich am sogenannten „südlichen Korridor“, der die bestehenden Transportwege aus Russland ergänzen soll. Dazu gehört zum Beispiel das Pipelineprojekt „ITGI“, das die Türkei via Griechenland mit Italien verbindet. Ebenso das „Poseidon-Projekt“, welches von Griechenland nach Italien führt. Ferner das Konzept „White Stream“, das Gas aus Aserbaidschan nach Europa leitet. Und natürlich die Pipeline Nabucco. Wobei man gerade mit diesem Vorzeigeprojekt nicht so recht voranzukommen scheint. Außer Aserbaidschan konnte man für Nabucco noch keinen weiteren Gaslieferanten finden.
Was die Energiesparziele Europas betrifft, sieht es auch nicht besonders gut aus. Seit 2007 gilt die Vorgabe, den Ausstoß von Treibhausgas in der EU bis 2020 um 20% zu reduzieren. Bislang scheint es, als könne man insgesamt gerade mal 10% erreichen. Auch hier ist wieder Geldmangel eine der Hauptursachen.
Trotz aller Schwierigkeiten gab sich Umweltminister Röttgen letzte Woche in einem Interview mit dem Handelsblatt positiv und sprach davon, dass der EU-Gipfel „Weichen stellen“ wird. Es bleibt nun zu hoffen, dass sich die Gleise, die hinter diesen Weichen liegen, auch finanzieren lassen.

Merit Order - warum Strom bald 9 Cent je Kilowattstunde kosten wird

Mit dem englischen „Merit Order“ wird in der Energiewirtschaft die Reihenfolge beschrieben, in der unter wettbewerblichen Bedingungen die verschiedenen Kraftwerkstypen zum Einsatz kommen. Diese Reihenfolge orientiert sich an den variablen Kosten, also den arbeitsabhängigen Kosten, wie zum Beispiel der Höhe des Brennstoffeinsatzes. Angefangen mit den niedrigsten variablen Kosten kann man die Kraftwerkstypen wie folgt sortieren: 1. Wasserkraft, 2. Kernenergie, 3. Braunkohle, 4. Steinkohle, 5. GuD (Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk) 6. Gas und Öl.

Die Gesetzmäßigkeit der Merit Order besagt nun, dass das teuerste Kraftwerk, das noch benötigt wird, um eine bestimmte Nachfrage X zu decken, den Preis Y am Markt bestimmt. Die Kraftwerke, deren Erzeugungskosten über dem Preis Y liegen, könnten zu diesem Zeitpunkt nicht mehr ihre variablen Kosten decken, weshalb sich die Inbetriebnahme nicht lohnt. Der Systematik entsprechend können Kraftwerke, die im Preis darunter liegen, sowohl ihre fixen als auch variable Kosten decken, weshalb sich für diese wiederum der Betrieb rechnet.
Steigt indes der Bedarf, steigt in einem wettbewerblichen System auch der Preis. Der Logik der Merit Order folgend, kommen mit steigender Nachfrage dann auch die teureren Kraftwerke zum Einsatz. Sinkt hingegen die Nachfrage, werden eben diese teuren Kraftwerke wieder vom Netz genommen.

Jetzt, da immer mehr Windstrom auf den Strommarkt gelangt, hat sich an dem Prinzip der Merit Order für konventionelle Kraftwerke vom Grundprinzip her nichts geändert. Aber auch wirklich nur für den konventionellen Kraftwerkspark. Denn für Ökostrom gelten die Gesetze der Marktwirtschaft nicht. Der wird, so will es der Gesetzgeber, vollständig und egal in welchen Mengen ins Netz eingespeist.

Dass hier also zwei Systeme parallel existieren, das marktwirtschaftliche und das planwirtschaftliche, kann natürlich nicht ohne Folge bleiben.
Da die Nachfrage nach Strom prinzipiell gleichbleibt, muss es zu einer Verschiebung der Angebotsstruktur kommen – was auch passiert. Durch die EE-Einspeisung sinkt der Bedarf an konventionellen Kraftwerkskapazitäten oder kurz: Der Ökostrom verdrängt konventionellen Strom. Dieser Verdrängungsmechanismus wird auch „Merit Order Effekt“ genannt und hat weitreichende Konsequenzen – sowohl für den Strompreis als auch für die Betreiber von besonders teuren Kraftwerken. Denn genau die sind es, die von den Erneuerbaren aus dem Markt gedrängt werden, kämen sie nach der Gesetzmäßigkeit der Merit Order doch erst ab einem besonders hohen Nachfrageniveau ans Netz.

Betrachtet man den Strompreis, so muss man genauer hinschauen. Dadurch, dass die besonders teuren Kraftwerke des konventionellen Fuhrparks nun aus dem Markt gedrängt werden, sinkt der Strompreis – aber eben nur der des konventionellen Stroms.
In den letzten Jahren kommt es in den Diskussionen zu diesem Thema an diesem Punkt jedoch häufig zu einem Denkfehler. Denn dass der Preis hier sinkt – was besonders an windreichen Tagen deutlich wird – heißt nicht, dass auch der Preis insgesamt sinkt.
Das Gegenteil ist der Fall. Denn aus jeder Steckdose beziehen Stromkunden automatisch einen Anteil Ökostrom. Und diesen bezahlt der Kunde auch genauso automatisch – mit der EEG-Umlage, die in jede Stromrechnung mit hineinfließt. Da der Anteil mit dem Ausbau der Erneuerbaren stetig wächst, ist es daher langfristig egal, wie sehr der Preis für konventionellen Strom sinkt. Ausschlaggebend für die Höhe der Stromrechnung wird zukünftig der Preis für die Erneuerbaren bzw. die vorherrschende Technik im Kraftwerk der Erneuerbaren sein. Das sind voraussichtlich die Windanlagen (onshore). Hier liegt der Preis derzeit bei 9 Cent je Kilowattstunde, was einer Verdoppelung der jetzigen Strompreise entspricht.

Begrenzung negativer Strompreise – positiv für den Verbraucher?


Im September 2008 wurde an der Leipziger Strombörse der sogenannte „negative Strompreis“ am Spotmarkt eingeführt. Im Dezember 2010 fand der Begriff zurück in die Presse. Die Bundesnetzagentur, die auch für die Regulierung des deutschen Strommarkts zuständig ist, legte letzten Monat eine zulässige Bandbreite für negative Preise fest. Ursprünglich lag die Begrenzung bei -3.000 € je Megawattstunde, jetzt sind nur noch Preise zwischen -150 Euro/MWh und -350 Euro/MWh erlaubt.

Doch was sind eigentlich negative Strompreise?
Von negativen Strompreisen spricht man, wenn nicht der Käufer dem Händler ein Entgelt zahlt, sondern wenn der Verbraucher vom Händler eine Vergütung für den Strom erhält.
Es handelt sich auf den ersten Blick um eine paradox erscheinende Situation. Wie also kommt es dazu, dass negative Preise entstehen? Und war die Einführung negativer Preise zielführend? Was passiert jetzt, wo man sie nach unten hin begrenzt hat?

Dass auf dem Strommarkt Preise unter Null entstehen können, liegt an mehreren Faktoren. Zunächst einmal unterscheidet sich der Handel mit Strom in einem Punkt ganz wesentlich vom Handel mit anderen Gütern: Die Netze benötigen fortwährend eine bestimmte Auslastung, ansonsten drohen Stromausfälle. Die Situation wird verschärft durch eine zweite Besonderheit: Strom ist nur stark eingeschränkt speicherbar.

In Zeiten eines Überangebots von Strom führen diese Besonderheiten zu einem Problem. Denn der Markt wird weder durch Nachfrage geräumt noch kann der überschüssige Strom zwischengespeichert werden. Verantwortlich für ein solches Überangebot ist der Ökostrom.

Ohne die Erneuerbaren war die Aufrechterhaltung der Netzspannung eigentlich kein Problem. Durch gute Prognosen der Stromnachfrage bzw. das Anpassen des Kraftwerkparks an Änderungen der Nachfrage konnte die Balance gut gehalten werden.

Doch durch die Umstellung des Energiemarktes auf Erneuerbare Energien haben wir es jetzt mit einer veränderten Situation zu tun. Zum einem ist es so, dass der Wind in der Intensität weht, in der er nun mal weht. Zum anderen sind die Netzbetreiber verpflichtet, jedwede Menge an Ökostrom aufzunehmen.

Die Strommengen aus den Windkraftanlagen können insbesondere an sehr stürmischen Tagen die Netze an ihre Grenzen bringen. Denn dann kommt es vor, dass weitaus mehr Strom produziert wird als dass Nachfrage herrscht. Da die Nachfrage also unelastisch ist, muss bei einem überproportionalen Anstieg des Angebots der Preis sinken. Seit der Einführung negativer Preise kann er auch unter Null sinken. Und das muss sogar sein, denn nur so kann der Strom überhaupt noch verkauft werden. Anderenfalls stünden Angebot und Nachfrage nicht mehr im Gleichgewicht und die Stabilität der Netze wäre gefährdet.

Man kann nun sagen, dass negative Preise tendenziell die richtigen Anreize erzeugen. Die Betreiber von Windkraftanlagen können ja qua Gesetz jedwede Menge an Strom verkaufen. Sie haben also keinen Ansporn, die Fahrweise ihrer Anlagen effizienter zu gestalten. Trotzdem entsteht ein Anpassungsdruck, jedoch liegt der bei den Betreibern konventioneller Kraftwerke.

Diese Betreiber und deren Verkaufstöchter stehen nämlich im Falle eines Stromüberangebots vor der Entscheidung „make-or-buy“. Entweder lassen sie ihre Anlagen weiterlaufen oder fahren sie herunter. Im zweiten Fall müssen sie, um ihren langfristigen Vertragsverpflichtungen nachzukommen, Strom hinzukaufen.
Da der Strompreis bei einem Überangebot besonders niedrig ist oder eben sogar im negativen Bereich liegt, kann für einige Betreiber das Herunterfahren durchaus eine ökonomisch sinnvolle Entscheidung sein. Der Zukauf von Strom am Spotmarkt führt zu einer zusätzlichen Markträumung und außerdem ist das Herunterfahren natürlich im Sinne des EEG, sorgt es doch für eine Vorfahrt für die Erneuerbaren.

Wenn es jedoch wie am 3./4. Oktober 2009 zu besonders extremen Preisausschlägen nach unten kommt, ist das für manch ein Unternehmen existenzbedrohlich. Damals lagen die Preise bei -500 Euro je Megawattstunde.
Daher hat die Bundesnetzagentur für eine Begrenzung der Preise nach unten gesorgt.
Was der erneute Eingriff in das ohnehin schon nur semi-marktwirtschaftliche Geschehen für Netzstabilität und Strompreise im Einzelnen zur Folge hat, wird die Zukunft zeigen.

Es ist allerdings schon jetzt abzusehen, dass mit dem weiteren Ausbau der Erneuerbaren negative Preise häufiger auftreten werden. Und es ist auch absehbar, dass das für die Verbraucher teuer wird. Denn negative Preise zwingen zwar die Marktakteure zu einem effizienteren Handeln. Die Kosten für diesen Prozess tragen jedoch die Abnehmer.
Daher ist es aus unserer Sicht unbedingt notwendig, dass die Erneuerbaren zukünftig nicht nur bedarfsgerechter einspeisen, sondern auch endlich marktfähig werden. Die garantierte Vergütung aus dem EEG verhindert aber wie alle Subventionsmaßnahmen eine Anpassung,
denn es fehlt so schlichtweg der ökonomische Anreiz.

Ökostrom Schuld an Strompreiserhöhung?

Am 13.01.2011 wurden in einer Pressemeldung des Bundeskartellamtes die Ergebnisse der Sektoruntersuchung „Stromerzeugung und Stromgroßhandel“ bekanntgegeben. Untersucht wurden die Wettbewerbssituation und die Preisbildung auf den deutschen Stromerzeugungs- und Stromgroßhandelsmärkten bis zum Jahr 2008.

Die vier großen Anbieter, namentlich E.ON, RWE, Vattenfall und EnBW, halten nach wie vor 80% der Marktanteile. Die Struktur des Marktes ist also anfällig für missbräuchliches Verhalten. Konkret lautete der Vorwurf gegenüber den führenden Anbietern „missbräuchliche Kapazitätszurückhaltung“. Soll heißen: Mit dem Ziel, den Preis in die Höhe zu treiben, sollen Strommengen mit System zurückgehalten worden sein. Das Kartellamt kam zwar zu dem Ergebnis, dass die Beweislage nicht ausreiche, um den Vorwurf der Kapazitätszurückhaltung hinreichend zu stützen. Dennoch soll auch in Zukunft keiner der Vier aus dem Anwendungsbereich der Missbrauchaufsicht entlassen werden.

Das Thema ist vor dem Hintergrund Strompreiserhöhung besonders brisant. Mit Beginn des neuen Jahres haben mehr als 600 Versorger ihre Preise im Durchschnitt um 7 Prozent erhöht, in der Spitze sogar um 19,4 %.
Als Grund nennen die meisten Stromversorger die Umlage für Erneuerbare Energien, welche ebenfalls mit dem Jahreswechsel angestiegen ist. Und zwar von 2,047 Cent pro Kilowattstunde auf 3,53 ct/kWh. Das entspricht einer Preiserhöhung von 1,483 Cent. Der Betrag erhöht sich dazu noch um die Umsatzsteuer und wird so an die Verbraucher weitergegeben.

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist tatsächlich einer der großen Preistreiber im Strommarkt. Das Gesetz, das den Ausbau der Erneuerbaren zum Ziel hat, finanziert eben diesen Ausbau nämlich auch. Es garantiert den Betreibern von Anlagen aus dem Bereich der Erneuerbaren die Abnahme ihrer Energie – ganz gleich wie viel oder wenig diese gerade produzieren. Wäre das nicht so, so die Begründung, würde sich keiner bereiterklären, derartige Anlagen zu bauen und betreiben.
Die Vergütung der Betreiber folgt also nicht dem Prinzip von Angebot und Nachfrage. Sondern stattdessen wird der Preis vom Staat bestimmt. Im Übrigen planwirtschaftlicher als in der Planwirtschaft – die Einspeisegarantien für die Betreiber gelten nicht nur für 5, sondern für bis zu 20 Jahre! Und der Endkunde muss zahlen. Zwar ist im EEG nur die Weitergabe der Mehrkosten an die höherrangigen Netzbetreiber und Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) geregelt. Den EVU steht es somit prinzipiell frei, diese an die Endkunden weiterzugeben.
Dass das dann auch so kommen würde, war zu erwarten. Die Margen im Endkundengeschäft sind ohnehin einem starken Wettbewerb unterlegen. Von den verschiedenen Komponenten, die in die Berechnung des Strompreises fließen, macht der größte Teil – circa 40 Prozent – staatliche Abgaben und Steuern aus. Und rund ein Viertel des Strompreises entfällt auf Netzentgelte. Es sollte also nicht überraschen, dass die steigende EEG-Umlage an die Bürger weitergereicht wird.


Trotzdem erhöhen viele Anbieter den Preis um mehr als die 1,5 ct/kWh für die EEG – Umlage. Insofern kann der Beitrag für das EEG nicht allein als Begründung herhalten, da der ja für jeden einheitlich ist. Allerdings haben die Konzerne noch eine weitere Begründung für den Preisanstieg zur Hand – nämlich die steigenden Beschaffungskosten. Das erschließt sich nicht auf den ersten Blick – eigentlich ist es nämlich so, dass der Strompreis an der Leipziger Strombörse in den vergangenen Jahren stark gesunken ist.
Aber: Der Stromgroßhandelspreis kann zeitweise deutlich über oder unter den durchschnittlichen Stromerzeugungskosten liegen. Mitunter treten sogar negative Strompreise auf. Grund hierfür sind – man möchte sagen schon wieder – die Erneuerbaren. Um den Kunden nicht mit diesen Schwankungen zu belasten, kaufen die Unternehmen ihre Strommengen auf über ca. drei Jahre ein, um so einen guten Durchschnittspreis zu erzielen. Die Kapriolen, die der Strompreis schlägt, lassen sie in den (höheren) Preis mit einfließen – ein ganz normaler betriebswirtschaftlicher Vorgang. Dass die vier Großen mit dem Finger auf das EEG zeigen, ist also in jedem Fall berechtigt.

Ob damit aber die Preiserhöhungen in Gänze zu erklären sind, ist schwer zu sagen. Bezüglich des bewussten Zurückhaltens von Stromerzeugungsmengen mit dem Ziel der Preistreiberei darf wohl ein Restverdacht bleiben. Denn im Schnitt, so ergab die Untersuchung des Kartellamtes, waren in der fraglichen Zeit 25 % der Anlagen aus technischen Gründen nicht am Netz. Die Erkenntnisse des Kartellamtes reichen laut eigener Aussage nicht aus, um zweifelsfrei feststellen zu können, ob die von den Unternehmen angesetzten Werte für die technischen Restriktionen nicht etwa zu hoch angesetzt sind. Zudem bleibt die Frage offen, welche der Kraftwerke abgestellt wurden. Waren es die mit den höchsten Erzeugungskosten, so könnte das ein weiterer Anhaltspunkt dafür sein, dass die Preise zum eigenen Nutzen beeinflusst wurden.

Das Gasnetz als Speicher für Ökostrom

Der Ausbau der erneuerbaren Energien erfordert hohen Einsatz in vielen Bereichen. Das Hauptproblem: Bei starkem Wind oder starker Sonneneinstrahlung wird mehr Strom erzeugt, als das Stromnetz aufnehmen kann. Diese Fluktuationen müssen ausgeglichen werden. Bislang gelingt das nur durch Abschalten von Windrädern oder durch Herunterfahren konventioneller Anlagen. Jedoch ist das Abschalten teuer und das Herunterfahren konventioneller Anlagen, gerade im Bereich der Kernerenergie, nicht so flexibel umzusetzen wie eigentlich notwendig. Um die Volatilitäten auszugleichen, ist mit dem Ausbau der Erneuerbaren ein zeitgleich einhergehender Ausbau der Speichermöglichkeiten vonnöten.

Es gibt zwei verschiedene Formen von Stromspeichern, nämlich Kurz- und Langzeitspeicher. Kurzzeitspeicher werden zum Tag-Nacht-Ausgleich eingesetzt, Langzeitspeicher für Fluktuationen im Wochen- oder Monatsbereich. Die klassischen Pumpspeicherkraftwerke oder auch die in der letzten Zeit medienwirksam diskutierten Elektroautos eignen sich jedoch nicht als Langzeitspeicher.

Für eine längerfristige Speicherung böte sich die Herstellung von „erneuerbarem Methan“ (EE-Methan) an. Methan, Hauptbestandteil von natürlichem Erdgas, lässt sich nämlich auch künstlich herstellen. Strom spaltet Wasser über eine Elektrolyse in seine Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff auf. Im nächsten Schritt wird der Wasserstoff mit Kohlenstoffdioxid in einer thermochemischen Synthese, der sogenannten Methanisierung, zu Methan umgewandelt. Anschließend gespeichert steht das synthetisch hergestellte Methan der Rückverstromung, zum Beispiel in gasgeführten Kraftwerken, zur Verfügung. Das Verfahren wurde in deutsch-österreichischer Kooperation von den Forschungsinstituten ZSW und Fraunhofer IWES entwickelt. Die Salzburger Firma SolarFuel übernahm die industrielle Umsetzung und seit 2009 ist eine Anlage erfolgreich im Probebetrieb.

Das Neue: Für den Herstellungsprozess kann der überschüssige Strom aus erneuerbaren Energien verwendet werden – das ist aber bei weitem nicht der einzige Vorteil. Ein weiteres Argument für das künstlich hergestellte Gas ist, dass für die Speicherung der „größte Energiespeicher Deutschlands“ eingesetzt werden kann, nämlich das Erdgasnetz samt seinen bereits existierenden Gasspeichern. Die Speicherkapazität liegt heute bei über 200 Terawattstunden, womit Deutschland im europäischen Vergleich auf Platz eins liegt. Und da mit EE-Methan genauso verfahren werden kann wie mit natürlichem Erdgas, ist eine Integration in die bestehende Infrastruktur ganz einfach.

Auch das Konzept der virtuellen Großkraftwerke, wie von Lichtblick, Vattenfall oder EnVersum, ließe sich hervorragend mit Erneuerbarem Methan kombinieren und sogar verbessern. Denn durch die Rückverstromung von EE-Methan in dezentralen wärmegeführten BHKW wird der Nutzungsgrad weiter erhöht. Denkbar ist außerdem, dass das bei der Verwertung vom EE-Methan abgetrennte CO2 erneut für die Methanisierung verwendet und damit „recycelt“ werden kann. Durch langfristige Speicherung des CO2 könnte man ein Energiesystem mit Kohlenstoffsenke aufbauen, welches der Atmosphäre Kohlenstoffdioxid entzieht, anstatt es hinzuzufügen.
Der Strom aus Erneuerbaren kann mit einem Wirkungsgrad von 60% zu EE-Methan umgewandelt werden. Wird das Gas zurückverstromt, verbleiben je nach Verfahren 28-45% der Primärenergie. Da der Strom aus den Erneuerbaren ansonsten aber gar nicht genutzt würde, fällt der eher geringe Wirkungsgrad nicht so sehr ins Gewicht.
Die Kosten werden auf zwischen 8-10 € Cent je Kilowattstunde geschätzt, lägen damit etwa bei dem Preis von Biomethan aus Biogasanlagen.
Aber leider spielt Erdgas im Energiekonzept der Bundesregierung nur eine Nebenrolle. Dabei ließe sich der Ausbau der Erneuerbaren mit diesem emissionsarmen Brennstoff aufgrund seiner Kompatibilität mit der bestehenden Infrastruktur deutlich wirtschaftlicher gestalten. Vor dem Hintergrund der neuen Gasfunde (Stichwort „unkonventionelles Erdgas“) und eben dieser neue Methode, ist kaum zu verstehen, warum Gas aus der deutschen Diskussion um die Zukunft der Energieversorgung fast vollständig ausgeblendet wurde.

Russlands ESPO - 4.700 Kilometer Öl-Pipeline für die Rolle des Global Player

Die Wirtschaftskrise hat auch vor Russland nicht halt gemacht. Das BIP sank 2009 um beinahe 8%, der Gesamtexport um über 35%. Die russische Föderation leidet besonders unter der einseitigen Exportstruktur – etwa zwei Drittel entfallen auf Gas, Öl, Ölprodukte und Metalle. Als Folge der Wirtschaftskrise sank der Export in diesem Bereich um 40%.
Für 2010 hat das Ministerium für wirtschaftliche Entwicklung zwar einen Anstieg von 4% prognostiziert, aber selbst Putin räumte kürzlich ein, dass eine Rückkehr zum Wirtschaftsniveau der Vorkrisenzeit nicht vor 2012 zu erwarten sei.
Die wichtigste Ausfuhrregion – die EU 27 – zeigt sich in dieser Situation nicht als zuverlässiger Partner. Innerhalb dieser ist auch Deutschland keine Ausnahme. 2009 sank der Export in die Republik um 36,6%. Doch auch ohne Wirtschaftskrise zeichnet sich ab, dass Deutschland zukünftig seine Importe drosseln wird. Zwar haben Erdöl und Erdgas derzeit noch einen Anteil von rund 60 Prozent am deutschen Energiemix. Aber das wird sich im Zuge der Umstellung auf Erneuerbare Energien rasch ändern.

Daher geht Russland nun neue Wege und versucht, sich durch eine Diversifizierung der Exportstruktur unabhängiger vom europäischen Raum zu machen. Einer dieser neuen Wege führt Richtung China. China, das aller Wahrscheinlichkeit nach im letzten Jahr Japan als zweitgrößte Industrienation ablöste, aber vor allen Dingen die USA als größten Energieverbraucher der Welt überholte, scheint in der Tat der optimale Partner zu sein. Seit 2001 verbunden durch einen Freundschaftsvertrag, damals noch unterzeichnet von Wladimir Putin und Jiang Zemin, eint beide Länder der Plan, auch im wirtschaftlichen Bereich ihre Zusammenarbeit zu intensivieren. Bislang transportierte Russland sein Öl per Bahn bzw. Tankschiff an die Pazifik-Küste, um es von dort in asiatische Länder zu liefern. Die neue Erdöl-Pipeline, genannt ESPO (East Siberia-Pacific Ocean), soll den Transport in den asiatischen Raum erleichtern, aber vor allen Dingen signifikant ansteigen lassen. 2006 begann der Bau der insgesamt 4.700 Kilometer langen Pipeline.

Die erste Phase des Projekts führt von Taishet im Verwaltungsbezirk Irkutsk nach Skovorodino im Verwaltungsbezirk Amur. Die Pipeline hat eine Länge von 2.757 km und eine Transportkapazität von 30 Millionen Tonnen. Die zweite Phase startet 2013, die Strecke umfasst 1.963 km und führt von Skovorodino nach Kozmino am Pazifischen Ozean (im Raum von Nachodka).
Von Skovorodino gibt es nun eine etwa 1000 km lange Abzweigung nach Daqing. Die Inbetriebnahme der Verbindung fand am 1.1. 2011 statt. In den kommenden Jahren können jährlich 15 Mio. Tonnen Öl in die Volksrepublik geliefert werden. Die Fördermenge ließe sich noch steigern, da die Pipeline theoretisch doppelt so viel Öl transportieren könnte. Das Projekt ist eine Kooperation von PetroChina, einer Tochtergesellschaft der staatlichen China National Petroleum Corp., sowie dem russischen Ölkonzern Rosneft und dem Pipeline-Betreiber Transneft. Das Bauvorhaben wurde von China mit einem Kredit für Rosneft und Transneft vorfinanziert. Der Geldsegen kommt den russischen Firmen sicher gut zupass, 2009 standen beide kurz vor dem finanziellen Zusammenbruch.

Nach Jahren des gegenseitigen Misstrauens hat am Neujahrstag also ein neues Kapitel in der russisch-chinesischen Beziehung begonnen. Diese Beziehung hat aber nicht nur an Nähe gewonnen, auch die Machtstruktur zwischen den beiden Ländern hat sich gewandelt. Einst wurde die Sowjetunion von China respektvoll als der „ältere Bruder“ bezeichnet, war ideologisches Vorbild und technologisch weit überlegen. Nun ist der „jüngere Bruder“, ein echter Partner geworden. Die Kooperation darf aber auch als Signal gedeutet werden: Russland sucht einen Weg zurück auf die Bühne der Weltpolitik, indem es die Handelsbeziehungen mit dem energiehungrigen Asien verstärkt. Denn wenn die Pipeline einmal fertig gestellt ist, können auch Japan und Südkorea problemlos beliefert werden. Und in Richtung Europa lautet die Botschaft, dass man nicht vorhat, sich länger in energiepolitischen Fragen bevormunden zu lassen. Zwar nehmen die Europäer in den letzten Jahren Russland als unberechenbaren Energieriesen wahr, aus dessen Abhängigkeit man sich lösen muss. Aber man darf nicht vergessen: Die Abhängigkeit ist eine gegenseitige.

Ohne Netzausbau keine Zukunft?

Die Vernetzung zu einem europäischen Energiebinnenmarkt und die Einbindung neuer Großkraftwerke machen den Um- und Ausbau des deutschen Stromnetzes in jedem Fall notwendig. Aber besonders die Integration der erneuerbaren Energien erfordert den Umbau des deutschen Stromnetzes.
Die Deutsche Energie-Agentur (dena) hat in ihrer im November 2010 vorgelegten dena-Netzstudie II einen Ausbaubedarf von insgesamt 3.600 km an neuen Leitungen ermittelt. Die Kosten dieser „Basisvariante“ betragen insgesamt 9,7 Milliarden Euro. Doch gegen den Ausbau regt sich Widerstand und zwar nicht nur in der Bevölkerung, sondern auch von Umweltverbänden. Der Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND) zum Beispiel fordert, dass vor jedem Neubau eine Analyse sämtlicher Umweltaspekte vorzunehmen sei. Diese soll nicht nur Natur-, Boden- und Grundwasserschutz berücksichtigen, sondern auch die potentielle Gesundheitsgefährdung von Anwohnern durch elektrische und magnetische Felder sowie die Auswirkungen auf das Landschaftsbild überprüfen.
Einen Ausweg sehen Bürgerinitiativen und Umweltlobby in einer unterirdischen Verlegung der Kabel. Solche Erdleitungen ließen die Kosten jedoch deutlich ansteigen – nämlich auf bis zu 29 Milliarden Euro.
Aus unserer Sicht sollte aber vor allen Dingen das Augenmerk auf der Ursache für den vorgeblich notwendigen Netzausbau liegen - der Fixierung auf Windenergie.
Maßgeblicher Treiber für den Netzausbau ist nämlich der massive Ausbau der Windenergie. Bei einer installierten Gesamtleistung (sowohl Erneuerbare als auch herkömmliche Anlagen) von etwas über 160 Gigawatt im Jahr 2020 sollen Windkraft-Erzeugungskapazitäten 51 Gigawatt ausmachen. Wobei 37 GW auf Onshore- und 14 GW auf Offshore- Installationen entfallen. Allein für die Anbindung der Offshore-Windparks werden bis 2020 1.550 km an neuen Seekabeln benötigt, für die jährlich Kosten (inklusive Betriebs- und Verlustkosten) in Höhe von 340 Mio. € anfallen.
Was in der dena-Studie hingegen erstaunlicherweise stark vernachlässigt wird, ist die dezentrale Energieerzeugung durch vernetzte Blockheizkraftwerke auf Gasbasis (Lichtblick, Enversum, Vattenfall).
Dabei erzeugen BHKW Energie dort, wo sie gebraucht wird. Strom aus Windrädern muss hingegen in den meisten Fällen vom Entstehungsort an den Ort des Stromverbrauchs transportiert werden – und benötigt daher mehr Netz. Zudem wird der durch vernetzte Blockheizkraftwerke erzeugte Strom in die Nieder- und Mittelspannungsnetze eingespeist – ein weiterer Grund, warum weniger Hochspannungsleitungen benötigt würden. Das Problem der instabilen Netzauslastung wäre bei einem stärkeren Einsatz von BHKW ebenfalls hinfällig. Denn Blockheizkraftwerke liefern anders als herkömmliche Großkraftwerke Energie punktgenau, können also völlig flexibel an- oder abgeschaltet werden. Mehr Windenergie bedeutet hingegen auch deshalb mehr Netz, weil gerade in Zeiten von Starkwind die Netzstabilität ernsthaft gefährdet ist.
Zudem kann Strom aus BHKW problemlos auf dem Regelenergiemarkt teilnehmen. Windenergie hingegen erhöht prinzipiell die erforderliche Regelleistung und ist selber aufgrund der Ungenauigkeit von Windprognosen zur Bereitstellung von Regelenergie nur sehr eingeschränkt einsatzfähig. Was wiederum einen Anstieg des Strompreises mit sich bringt - und natürlich zu weiteren Akzeptanzproblemen in der Bevölkerung führt.
Ein weiterer Netzum- und Ausbau ist natürlich trotzdem wünschenswert. So zum Beispiel in Form eines Anschlusses an Strom aus norwegischen Wasserkraftwerken. Vor allen Dingen aber, um den europäischen Stromhandel zu stärken. Eine einseitige Ausrichtung der Struktur des Netzausbaus nur auf Windenergie ist jedoch vom heutigen Kenntnisstand aus als falsch anzusehen. Dezentrale vernetzte Kraftwerke, neue Übertragungstechniken sowie Verknüpfung und Kombination von neuen Technologien und Betriebsführungsarten von Kraftwerken werden den Bedarf an Netzausbau verringern.
Ohne Netzausbau keine Zukunft? Ja, aber es kommt auf das richtige Maß und die passende Struktur an.

Strommarktintegration in Europa- es geht voran

Der Prozess der Liberalisierung und Integration der europäischen Strommärkte wurde 1996 mit der ersten Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie eingeleitet. In einer Neuauflage 2003 wurden die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel flankierend aufgenommen. Vom grenzüberschreitenden Handel verspricht man sich im Wesentlichen drei Vorteile. 1. Durch die geographische Ausbreitung vergrößert sich die Zahl der Anbieter, was zu einer erhöhten Markliquidität und verstärktem Wettbewerb führt. 2. Der Druck des Wettbewerbs führt nicht nur zu durchschnittlich niedrigeren Preisen, sondern auch zu einer Erhöhung des Effizienzniveaus. 3. Außerdem erhofft man sich von der Internationalisierung des Stromhandels eine Steigerung der Versorgungssicherheit.

Jedoch stiegen die grenzüberschreitenden Stromflüsse zunächst nur in geringem Umfang. In den 27 Mitgliedstaaten der EU inklusive Norwegen und der Schweiz lagen diese 1998 bei 7,5 % des Bruttostromverbrauchs und stiegen bis 2005 auf lediglich 10,3 % (bzw. auf 350 TWh). Mit einem 2009 verabschiedeten dritten Binnenmarktpaket sollten daher Hemmnisse und Defizite beseitigt werden, um einen einheitlichen europäischen Energiemarkt mit funktionierendem Wettbewerb zu schaffen.

Die Neugestaltung des internationalen Stromhandels vollzieht sich auf zwei Ebenen – der der finanziellen Abwicklung und der des physischen Stromhandels. Auf Ebene der finanziellen Abwicklung soll das Instrument des „market coupling“ – also der Marktkopplung greifen. Der physische Stromhandel soll durch den Ausbau der Stromleitungen und Kuppelstellen an den Ländergrenzen erleichtert werden.

Marktkopplung ist ein Verfahren – es seien der Einfachheit halber nur zwei Regionen (A und B) betrachtet – bei dem auf den Großhandelsmärkten in den Regionen A und B die Auktion des Stroms und der Transferkapazität gleichzeitig erfolgen. Zunächst bilden sich regionale Preise. Liegen dann zwischen A und B Preisunterschiede vor, so kann von der Börse mit den niedrigeren Strompreisen Strom an die Börse mit den höheren Preisen verkauft werden. Das wird so lange fortgesetzt, bis entweder die Engpasskapazitäten an den Grenzen ausgelastet sind, oder eben die Preise ausgeglichen sind. Vorteil: Die Preise in den gekoppelten Ländern gleichen sich so an – es entsteht größere Transparenz. Das Problem jedoch: In Situationen von verstärkten Handelsaktivitäten in Kombination mit z.B. guten Windverhältnissen und somit hoher Windenergieeinspeisung kommt es zunehmend zu Netzengpässen. Ursache ist der mangelhafte Ausbau der grenzüberschreitenden Leitungen – den sogenannten Kuppelstellen. Kuppelstellen sind für den grenzüberschreitenden Stromtransport wie ein Nadelöhr. An diesen Engpässen entscheidet sich, ob die an den Börsen gehandelten Strommengen auch tatsächlich fließen können.



Um den grenzübergreifenden Energiehandel zu erleichtern, gilt es, europaweit den Ausbau der Stromnetze voranzutreiben. Aus diesem Grund trat 2009 der Verband "European Network of Transmission System Operators for Electricity" (ENTSO-E), ein Zusammenschluss von Übertragungsnetzbetreibern, zusammen.

Die ENTSO-E umfasst außer dem westeuropäischen Verbundsystem (UCTE) auch die Verbundsysteme Skandinaviens (Nordel), Großbritanniens (UKTSOA), Irlands und Nordirlands (ATSOI) und der baltischen Länder (BALTSO). Hauptziele des Verbandes: Ein umfassendes Regelwerk von technischen Standards und Empfehlungen zu schaffen und den Netzausbau zu fördern. Im Juli diesen Jahres hat die ENTSO-E einen Zehn-Jahres-Entwicklungsplan aufgestellt. Der Verband beabsichtigt, in 34 europäischen Ländern 7.000 km Netzverstärkungs- und rund 35.000 km Netzausbaumaßnahmen umzusetzen.

Bis jedoch wirklich von einem integrierten Strommarkt gesprochen werden kann, ist es noch ein langer Weg. Der EU-Kommissar für Energie, Günther Oettinger im Juli diesen Jahres dazu: „Bis wir einen echten Binnenmarkt für Energie haben, werden noch mindestens weitere zehn Jahre vergehen. Vor allem bei der gemeinsamen Infrastruktur hapert es noch. Solange wir die nicht haben, kann man auch keinen Wettbewerb zwischen Nachbarn bewirken.“ Immerhin – am 9.11.2010 ist die Integration der Strommärkte einen weiteren Schritt vorangekommen. Zwischen Deutschland, den Benelux-Staaten und Frankreich ist eine regionale Strommarktkopplung in Kraft getreten.

Wasserkraft aus Norwegen in der Sackgasse – NorGer blockiert vom Bundeswirtschaftsministerium

Der weitere Ausbau erneuerbarer Energien ist das Kernelement der energiepolitischen Strategie der Bundesregierung. Im Bereich der Stromerzeugung ist die Umstellung nur im Energiemix möglich. Denn aus technischen Gründen ist eine gleichmäßige Auslastung der Stromnetze unbedingt notwendig. Um die schwankende Energiezufuhr aus Windkraft und Sonne auszugleichen, sind neben Energiespeichern zum Beispiel Wasserkraftwerke optimal. Denn der in Wasserkraftwerken erzeugte Strom wird nicht nur den Erneuerbaren zugeordnet. Anders als die aus Wind oder Sonnenstrahlung erzeugte Energie lässt sich die aus Wasserkraft erzeugte Energie schnell und effektiv regeln und ist darüber hinaus auch auf Vorrat speicherbar.

Jedoch steht man hierzulande der Beeinträchtigung von Natur und Landschaft, welche der Neubau solcher Anlagen mit sich zieht, kritisch gegenüber. Außerdem ist Studien zufolge die Nutzung der Wasserkraft in Deutschland weitgehend ausgeschöpft, denn die möglichen Standorte sind begrenzt. Die Regierung sieht daher die wesentlichen Potenziale der Wasserkraft im Ersatz, der Modernisierung und Reaktivierung bereits vorhandener Anlagen.

Insofern wäre Norwegen als sechstgrößter Wasserkrafterzeuger der Welt der ideale Partner für Deutschlands Vorhaben, den Energiemix zu erweitern. Die Stromversorgung Norwegens basiert zu fast 100% auf Wasserkraft. Das Land hat bereits Erfahrung mit grenzübergreifendem Stromhandel: Das Verbundsystem Nordel umfasst Finnland, Schweden, Norwegen, Island und die östlichen Gebiete Dänemarks. Und an der Energiebörse NordPool handeln Norwegen, Dänemark, Schweden und Finnland untereinander.
Jedoch könnte das Land viel mehr leisten. Der norwegische Außenminister Jonas Gahr Støre sieht Norwegen gar schon in der Rolle der "Batterie Europas". Tatsächlich gibt es Pläne: "NorGer" und "NordLink", so die Namen von zwei Seekabelverbindungen zwischen Norwegen und Deutschland. Hinter NorGer stehen die Übertragungsnetzbetreiber Statnett SF (50 Prozent), das Energie-Unternehmen Agder Energi AS, das Lyse Produksjon AS und die schweizerische EGL AG, die jeweils 16,67 Prozent an NorGer halten.

570 Kilometer lang, soll das Kabel auf norwegischer Seite in der Gegend von Flekkefjord anlanden und auf deutscher Seite an der niedersächsischen Nordseeküste an Land treffen. Das Seekabel bringt entweder Strom aus deutschen Windkraftwerken nach Norwegen oder Strom aus norwegischen Wasserkraftwerken nach Deutschland. In welche Richtung der Strom fließt, bestimmen die Preise. Wenn der Strompreis in Deutschland höher ist als in Norwegen, dann fließt norwegischer Strom nach Deutschland und vice versa. Das Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungskabel (HGÜ) wird eine Übertragungsleistung von 1.400 MW haben, was beinahe dem gesamten Jahresstromverbrauch einer Stadt mit 500.000 Einwohnern wie z.B. Hannover entspräche. Der Stromfluss, welcher in einem solchen Gleichstromkabel schnell und effektiv gesteuert werden kann, wäre nicht nur eine ideale Ergänzung zu den schwankenden Strommengen aus den Erneuerbaren. Vorteil außerdem: Der Strom stünde dank der ebenfalls geplanten Marktkopplungen von der norwegischen Strombörse NordPool und der deutschen Energiebörse EEX allen Händlern zur Verfügung. Durch diese Marktkopplung erhofft man sich außerdem eine dämpfende Wirkung auf die Strompreisentwicklung.

Was den Bau derzeit aber vor allen Dingen behindert, ist das Fehlen einer klaren Regelung über den Anschluss des Seekabels an das deutsche Netz. NorGer fällt bislang nicht unter die deutsche Kraftwerksnetzanschlussverordnung (KraftNAV). Laut KraftNAV dürfen Kraftwerke ständig Strom ins Netz einspeisen – Seekabel sind in der Verordnung jedoch nicht vorgesehen. Neuesten Meldungen ist zu entnehmen, dass das Bundeswirtschaftsministerium das NorGer-Projekt zwar grundsätzlich begrüße, aber keinen Änderungsbedarf an der Verordnung sieht – und damit ganz klar das Projekt blockiert. Ärgerlich, wenn man an all die Vorteile denkt, die die Umsetzung des Projekts mit sich bringen würde.

Rekommunalisierung der Stromnetze - wirklich ein Effizienzgewinn?

Konzessionsverträge regeln die Vergabe von Wegerechten an Energieversorgungsunternehmen. Im Bereich der Elektrizitätsversorgung sind Konzessionsverträge zwischen Gemeinde und Energieversorgungsunternehmen (EVU) seit Beginn der Elektrifizierung üblich. Gegen eine Gebühr traten Gemeinden in solchen Verträgen das Recht für die Nutzung der öffentlichen Wege und Plätze zum Aufbau eines Versorgungsnetzes an Energiekonzerne ab. Außerdem galt das Prinzip der abgegrenzten Versorgungsgebiete. Die EVU waren für die Belieferung aller in ihrem Gebiet ansässigen Verbraucher zuständig, was ihnen faktisch ein doppeltes Monopol sicherte – eines auf das Wegerecht, eines auf den Absatzmarkt. Die Liberalisierung des Strom- und Gasmarktes 1998 bereitete dieser Monopolstellung ein Ende.

Mit Inkrafttreten des Gesetzes zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts (EnWG) wurden durch die Vorgabe der Entflechtung die ehemals vertikal integrierten EVU aufgesplittet. Heute verteilen sich die Aufgabenbereiche Erzeugung, Versorgung und Transport auf jeweils eigene Unternehmen. Die Tätigkeit der Netzbetreiber beschränkt sich mittlerweile auf das Ein- und Ausspeisen von Strom, den Messbetrieb, die Wartung, die Instandhaltung und den Ausbau der Netze.

Zudem wurden die alten Konzessionsverträge aufgehoben. Gleiches gilt für die Demarkationsverträge, mit welchen die Abgrenzung der Versorgungsgebiete erfolgte. Während die Demarkationsverträge zwecks wettbewerblicher Öffnung der Stromversorgung grundsätzlich beseitigt wurden, werden Konzessionsverträge nach wie vor geschlossen – wenn auch unter anderen Vorzeichen. Die in der Neuordnung enthaltende Vorschrift, dass Dritten ein diskriminierungsfreier Zugang zu den Netzen gewährleistet werden muss, bedeutet für den Netzbetreiber, dass er keinem Energieversorger die Durchleitung verwehren darf. Da der Stromkunde sein EVU frei wählen darf – ganz egal wo er wohnt – muss der Netzbetreiber sein Netz nun auch auswärtigen Energieversorgungsunternehmen zur Verfügung stellen.

Viele dieser auf 20 Jahre ausgelegten Konzessionsverträge zwischen Kommunen und Netzbetreibern laufen in den kommenden Jahren aus. Nun stellt sich die Frage, wer zukünftig die Verteilernetze, also die Stromnetze im Nieder- und Mittelspannungs-Bereich, unterhalten wird. Bei der Neuvergabe der Netze macht sich ein Trend zur Rekommunalisierung bemerkbar. Immer mehr Gemeinden gehen dazu über, das Auslaufen der Konzessionsverträge zu nutzen, um ihr örtliches Stromnetz selber zu erwerben. Als Vorteile für die Kommunen werden angeführt: 1. Dass die erwirtschaftete Eigenkapitalrendite den kommunalen Haushalten zugeführt werden kann. 2. Dass sie die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien fördern können 3. Dass sie lokale Betriebe fördern können, indem sie für Wartung, Erneuerung und Ausbau des Stromnetzes Handwerksbetriebe aus der Umgebung beschäftigen. 4. Außerdem ist häufig von Erhalt und Schaffung neuer Arbeitsplätze die Rede.

Die Rückführung der Eigenkapitalrendite ist in der Tat ein interessanter Aspekt für die Gemeinden, auch wenn die Bundesnetzagentur diese auf max. 9,21 % begrenzt hat.
Biostrom durch Einflussnahme der Kommune zu fördern ist gewiss auch ein interessanter Gesichtspunkt. Denn obwohl den Betreibern von Bioenergie-Anlagen der Zugang zu den Netzen vom Gesetz garantiert wird, sieht es in der Praxis anders aus. Solchen Betreibern wird der Zugang oft unnötig erschwert. Dass durch die Rekommunalisierung die Förderung von lokalen Betrieben erleichtert werden kann, klingt ebenfalls reizvoll. Jedoch stellt sich hier das Problem, dass eine Entscheidung für die Betriebe vor Ort nicht auch automatisch wirtschaftlich sinnvoll ist. Gleiches gilt für das Argument des Erhalts und der Schaffung von Arbeitsplätzen. Oberflächlich betrachtet hört sich das natürlich sehr gut an. Jedoch muss die Frage erlaubt sein, warum ein Netzbetrieb, der bislang mit einer bestimmten Anzahl Angestellter seine Arbeit zufriedenstellend verrichten konnte, plötzlich mehr benötigen sollte. Darüber hinaus würden Neueinstellungen auch mehr Kosten bedeuten und somit das Argument der Mehreinnahmen für die Kommune zwar nicht aushebeln, aber in jedem Fall abschwächen.

Freiheit in den Gasnetzen – der Kampf der Bundesnetzagentur

Seitdem 1998 der Strom- und Gasmarkt liberalisiert wurde, hat sich nicht nur der Strom- sondern auch der Gasmarkt sehr stark gewandelt. Mehrere Anpassungen an die Energierechtsnovelle von `98 folgten und hatten alle den freien Wettbewerb zum Ziel. Der sollte ermöglicht werden durch die freie Wahl des Versorgers, einen diskriminierungsfreien Netzzugang aller Marktpartner und eine gesellschaftsrechtliche Entflechtung der Netzbereiche von den Erzeugungs- bzw. Beschaffungs- und Betriebsbereichen der bis dahin vertikal integrierten Unternehmen. Eine Neufassung der Gasnetzzugangsverordnung (GasNVZ) sieht nun weitere wesentliche Änderungen vor.

Zum Ersten soll der Zugang zu knappen Transportkapazitäten dadurch erleichtert werden, dass Kapazitäten diskriminierungsfrei versteigert werden dürfen. Bislang konnten benötigte Kapazitäten im Netz teilweise nicht erworben werden, weil diese langfristig ausgebucht waren. Das erwies sich speziell für neue Anbieter als Hürde für einen Markteintritt.
Zum Zweiten soll neuen Gaskraftwerksbetreibern der Netzzugang erleichtert werden. Sie erhalten das Recht, Gaskapazitäten gegen angemessene Gebühr für maximal drei Jahre zu reservieren.
Zum Dritten soll die Zahl der Marktgebiete reduziert werden. Das stellt in der Tat einen großen Wandel dar. Nach 1998 wurde das deutsche Gasversorgungsnetz zunächst in 19 Gebiete aufgeteilt. Seit Oktober 2009 gibt es insgesamt nur noch sechs solcher Marktgebiete. Diese sechs Gebiete teilen sich in je drei für H-Gas und L-Gas auf. Die Erdgastypen H (high) und L (low) unterscheiden in Herkunft, Methananteil und Energieinhalt. H-Gas stammt zumeist aus den GUS-Staaten Norwegen, Niederlande oder der Nordsee, L-Gas kommt verstärkt im norddeutschen Raum vor. Während sich H-Gas durch einen hohen Methangehalt von 87 – 99 % auszeichnet, verfügt L-Gas bloß über 80 – 87 %. Und aufgrund des höheren Stickstoff- und Kohlendioxid-Anteils von L-Gas ist dessen Heizwert niedriger als der von H-Gas.
Die neue Verordnung sieht bis zum 1. April 2011 eine Reduktion auf drei und ab dem 1. August 2013 eine weitere Reduktion auf zwei Gebiete vor. Bisher werden die Marktgebiete von folgenden sechs Fernleitungsnetzbetreibern gebildet. 1. H-Gebiete: Gaspool, NetConnect Germany, Thyssengas (H-Gas) 2. L-Gebiete: Thyssengas (L-Gas), Aquamus und E.ON Gastransport.
Ein Marktgebiet wird definiert als eine Verknüpfung von hydraulisch miteinander verbundenen Netzen und Teilnetzen der unterschiedlichen Netzbetreiber. Es beginnt jeweils an den Einspeisepunkten eines Teilnetzes von Ferngasgesellschaften und endet beim Endverbraucher. Die Grenzen eines Gebietes werden markiert durch Importpunkte, inländische Quellen, Speicher oder Netzkopplungspunkte zwischen Marktgebieten.

Bislang ist nur innerhalb der einzelnen Gebiete ein Transport ohne technische Restriktionen über die dort liegenden Netze möglich. Erfolgt der Transport marktgebietsübergreifend, ist der Mehraufwand beachtlich. Es müssen Ein- und Ausspeiseverträge in jedem Marktgebiet geschlossen werden und es ist mit Transport- und Handelseinschränkungen zu rechnen.
Die Auftrennung in verschiedene Marktgebiete verkompliziert den Handel also maßgeblich und erschwerte somit den Wettbewerb im Gasmarkt.

Aus heutiger Sicht lässt sich also sagen, dass die Veränderung des bis Ende der 1990er Jahre monopolistisch geprägten Gasmarktes hin zu Wettbewerbsstrukturen vorangekommen ist. Es ist jedoch nicht auszuschließen, dass weitere Maßnahmen zur Nachsteuerung notwendig werden.

Die Bundesnetzagentur - Auslöser eines Strukturwandels

Im Februar 1997 trat die EU Binnenmarktrichtlinie in Kraft. Ziel war die Errichtung von wettbewerbsorientierten Elektrizitätsmärkten in den jeweiligen Mitgliedsstaaten sowie die Schaffung eines EU-Binnenmarktes für Elektrizität.

Das war für Deutschland der Anstoß, 1998 den Elektrizitäts- und Gasmarkt vollständig zu öffnen. Somit trat im April 1998 das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) in Kraft. Die Hauptausrichtung des EnWG war die Förderung des freien Wettbewerbs durch die Liberalisierung von wettbewerblichen Ausnahmebereichen. Die Selbstregulierung der Marktkräfte und eine ex-post Missbrauchskontrolle sollten dafür sorgen, dass die neuen Vorgaben eingehalten würden.

Dass das unzureichend war, stellte sich bald heraus. So wurden zum Beispiel die Bedingungen für den Netzzugang von den Marktakteuren in mehreren Vereinbarungen festgelegt, aber die Höhe der Netznutzungsentgelte blieb eine zentrale Streitfrage. 2003 wurde eine zweite EU-Binnenmarktrichtlinie verabschiedet, welche die Mitgliedsländer zur Einrichtung einer Regulierungsbehörde verpflichtete. In Deutschland kam es erst 2005 zur Umsetzung dieser Richtlinie. Seitdem fallen die Themenfelder Elektrizität und Gas in den Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur, die sich zuvor Regulierungsbehörde für Telekommunikation und Post (RegTP) nannte. Das Hinzufügen des neuen Aufgabenbereichs brachte die Namensänderung mit sich. Heute wahrt die Agentur neben der Regulierung der Telekommunikation, des Postmarktes und des Gas- und Strommarktes auch die Aufsicht über die Infrastruktur der Eisenbahn.

Die Schaffung einer Aufsichtsbehörde für den Strommarkt war in der Tat notwendig. Denn während vor 1998 die Stromversorgung durch acht große Verbundunternehmen dominiert wurde, folgte nach einer kurzen Phase intensivierten Wettbewerbs eine Machtkonzentration in den Händen der „großen Vier“, die aus Fusionen der ehemaligen Verbundunternehmen entstanden. Diese blieben trotz Strommarktliberalisierung Betreiber der Stromversorgungsnetze und stellten somit natürliche Monopole dar.

Da der Bau eines eigenen Stromnetzes faktisch unwirtschaftlich ist, konnten die großen Konzerne den neu entstehenden alternativen Stromanbietern die Bedingungen für einen Stromanbieterwechsel weitestgehend diktieren. Aufgabe der Bundesnetzagentur war also zunächst, ein Unbundling durchzuführen und fortan auch dessen Einhaltung zu überwachen. Unter Unbundling (Entflechten), ist die Herstellung der Unabhängigkeit zwischen verschiedenen Geschäftsfeldern eines Unternehmens aufgrund entsprechender gesetzlicher oder regulierungsbehördlicher Vorgaben zu verstehen. Für die Unternehmen bedeutete das konkret eine Entflechtung der buchhalterischen, informationellen, organisatorischen und gesellschaftsrechtlichen Aufgaben – und zwar auch durch die Trennung von Stromerzeugung, Übertragung und Verteilung.
Es sollten neutrale Netze hergestellt werden, so dass Chancengleichheit für alle Wettbewerber herrscht. Die Umsetzung der Richtlinie brachte fundamentale Änderungen mit sich – die vier großen Verbundunternehmen mussten ihre Netze auskoppeln.

RWE und EnBW unterhalten seitdem die Tochterfirmen Amprion GmbH bzw. EnBW Transportnetze AG. E.ON und Vattenfall haben hingegen mittlerweile ihre Netze verkauft. Die ehemalige Tochtergesellschaft der E.ON, die transpower stromübertragungs GmbH, stand aufgrund der marktbeherrschenden Stellung des E.ON-Konzerns stark in der Kritik. Auf Druck der Europäischen Kommission wurde transpower 2010 an den niederländischen Stromübertrager Tennet verkauft und firmiert seither als TenneT TSO GmbH. Und die ehemalige Vattenfall-Tochter Vattenfall Europe Transmission ist heute im Besitz des belgischen Netzbetreibers Elia und des australischen Infrastrukturfonds Industry Funds Management (IFM). Elia besitzt neben der operativen Kontrolle die Mehrheit der Anteile von 60 %. Und IFM besitzt 40 % an der in 50Hertz Transmission umbenannten GmbH. Neuesten Meldungen zufolge denkt man auch bei RWE darüber nach, die Mehrheit des Stromnetzes aufgrund der anstehenden hohen Investitionen zu verkaufen.

Wie man zum Ökostrom-Lieferanten wird

Da der Begriff Ökostrom nicht geschützt ist, kann er theoretisch frei verwendet werden. Wie also wird ein Energieversorgungsunternehmen zum Öko-Strom-Lieferant? Eine Reihe von Zertifikaten und Gütesiegeln versuchen, auf dem Ökostrommarkt Transparenz zu schaffen. In Deutschland gibt es für angehende ÖKO-EVU zwei Möglichkeiten in den Handel einzusteigen. Sie können sich ein Öko-Strom-Zertifikat ausstellen lassen oder zwischen vier Vergabestellen für Gütesiegel wählen: Die Öko-Strom-Zertifikate garantieren die Herkunft und Zusammensetzung des Stroms (z.B. Anteil der Wasserkraft aus Norwegen).
Gütesiegel formulieren darüber hinaus weitere Kriterien. Beispielsweise wird von einigen Siegeln vorausgesetzt, dass bei Verwendung von Strom aus KWK-Anlagen diese ein bestimmtes Alter nicht überschreiten dürfen oder ein Teil der Einnahmen in den Ausbau erneuerbarer Energien fliesst.

Die Zertifikate – oder genauer die RECS-Zertifikate („Renewable Energy Certificate System”) – wurden 2002 europaweit eingeführt und werden mittlerweile in15 Ländern gehandelt. In fest definierten Gebieten ist jeweils ein "Issuing Body" verantwortlich für den gesamten Prozess der Zertifizierung. Dabei werden zunächst Zertifikate an die Erzeuger von Öko-Strom ausgegeben. Er erhält für jede erzeugte Einheit (= MWh) ein Ökostrom-Zertifikat. Anschließend können die Zertifikate frei zwischen Energieversorgern, Produzenten und Energiehändlern gehandelt werden. Für das einzelne EVU ist es also nicht von Belang, wie der von ihm verkaufte Strom wirklich produziert wurde, solange es einen Nachweis über den Erwerb der Zertifikate hat. Deren Entwertung erfolgt im Übrigen erst, nachdem sie zum Endkunden gelangt sind. Die Zertifikate sind somit eine Art Bilanzierungssystem, welches dafür sorgt, dass der Ökostrom nicht doppelt vermarktet wird.

Die vier Siegel nennen sich “ok Power Label”, „GrünerStromLabel“, „Ökostrom Gütesiegel Landesgewerbeanstalt Bayern“ und „TÜV Ökostrom Gütesiegel“. Allerdings werden die Siegel nicht nach einheitlichen Kriterien vergeben.

Das „ok Power Label“ vom Verein Energievision e. V. garantiert, dass die mit dem Gütesiegel versehenen Produkte zu einem “zusätzlichen Umweltnutzen” führen. Der besteht nach Auskunft des Vereins dann, wenn durch den Ökostromanbieter der Neubau von Kraftwerken auf der Basis erneuerbarer Energien oder die Kraft-Wärme-Kopplung nach quantifizierten Mindestbedingungen gefördert wird. Das Gütesiegel wird für zwei verschiedene Gruppen von Ökostrom-Angeboten vergeben. 1. Im Händlermodell verkauft der Anbieter seinen Kunden Strom aus KWK-Anlagen, die außerhalb des Förderbereichs des EEG liegen. Ferner muss je ein Drittel des Stroms von Anlagen stammen, die nicht älter als sechs Jahre bzw. zwölf Jahre sind. Der KWK-Anteil ist auf maximal 50% beschränkt. 2. Im Fondsmodell wird – mit einem Aufpreis – Strom aus erneuerbaren Energien an die Kunden geliefert. Der Ökostromanbieter muss mit diesem Aufpreis die Stromerzeugung in neuen regenerativen Erzeugungsanlagen unterstützen. Dabei handelt es sich um Kraftwerke, die ihren Strom nach dem EEG ins Netz einspeisen, bei denen die EEG-Vergütung jedoch nicht zu einer Wirtschaftlichkeit führt.

Träger des „GrünerStromLabel“ sind BUND, EUROSOLAR, NABU, DNR, die Verbraucher Initiative sowie IPPNW und die NaturwissenschaftlerInnen-Initiative. Hier werden die Energieversorger werden dazu verpflichtet, einen festgelegten Teil ihrer Einahmen in neue regenerative Stromerzeugungsanlagen zu investieren. Im Geschäft mit Privatkunden müssen die Versorger 1 Cent netto pro kWh in neue Anlagen investieren. Bei Großkunden ab 100.000 kWh/Jahr sind es 0,2 Cent pro kWh. Das Gütesiegel gibt es in zwei Varianten. 1. Das "Goldene Label" wird für Angebote vergeben, die zu 100% regenerativ erzeugten Strom nutzen. Das "Silberne Label" wird für Strom aus erneuerbaren Energiequellen erteilt, dem ein Anteil von maximal 50% aus Kraft-Wärme-Kopplung beigemischt ist.

Die Landesgewerbeanstalt Bayern (LGA) vergibt ebenfalls zwei verschiedene Siegel – Öko-Strom (regenerativ) und Öko-Strom (effektiv). Bedingung für die Vergabe des Siegels Öko-Strom (regenerativ): der Strom muss vollständig aus erneuerbaren Energien stammen. Für die Vergabe von Öko Strom (effektiv) müssen mindestens 25% der Energiegewinnung aus regenerativen Energiequellen und die restliche Strommenge aus KWK stammen. Ferner wird bei beiden Siegeln eine Investition in Anlagen auf Basis einer Marktprognose verlangt.

Das TÜV Ökostrom Gütesiegel erhält man bei TÜV Süd und TÜV Nord, die jeweils unterschiedliche Produkte zertifizieren. Bei TÜV Süd sind das 1. Erneuerbare Energien. Bedingung: Der Strom stammt zu 100% aus Erneuerbaren Energien und mindestens 25% der Liefermenge aus neuen Kraftwerken 2. Wasserkraft. Bedingung: Der Strom stammt zu 100% aus Wasserkraft und es muss eine Zeitgleichheit zwischen Erzeugung und Verbrauch im Viertelstunden-Raster bestehen. 3. Erneuerbare Energien & Kraft-Wärme-Kopplung + neue Anlagen. Bedingung: Die Energieträger stammen zu mindestens 50% aus Erneuerbaren, der Rest aus KWK. Auch hier besteht die Vorgabe einer Zeitgleichheit zwischen Erzeugung und Verbrauch im Viertelstunden-Raster. Außerdem muss wenigstens 25% der Liefermenge aus neuen Kraftwerken kommen. 4. Erneuerbare Energien & Kraft-Wärme-Kopplung. Bedingung: Der Energieträger muss zu mindestens 50% aus erneuerbaren Energien stammen, der Rest aus KWK. Ferner müssen bei allen vier Produkten die Preisaufschläge in den Ausbau regenerativer Energien fließen. Der TÜV NORD macht für die Vergabe seines Siegels zur Bedingung, dass mindestens ein Viertel des Stroms aus Anlagen stammt, die extra für das Ökostrom-Angebot geschaffen wurden und/oder die den Regelungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes unterliegen. Dabei dürfen maximal 75% aus anderen regenerativen Energiequellen entstammen (z.B. aus großen Wasserkraftwerken, die bereits länger in Betrieb sind). Zur Investition in Neuanlagen macht der TÜV Nord keine konkreten Angaben.

In der öffentlichen Diskussion werden sowohl die Zertifikate als auch die Siegel verschieden wahrgenommen. Recht positiv werden die strengen Vorgaben des „ok-power Labels“ und des „GrünerStromLabels“ gesehen. Im Vergleich dazu sind die Qualitäts-Definitionen der TÜV-Zertifikate deutlich weiter gefasst, weshalb diese in der Kritik stehen. Das Gütesiegel Landesgewerbeanstalt Bayern wiederum wird von den Versorgern kaum angenommen – bislang nehmen es nur vier in Anspruch. Und die RECS-Zertifikate sehen sich häufig dem Vorwurf des Etikettenschwindel und Ablasshandels ausgesetzt.
Wer also der Umwelt zuliebe „grünen Strom“ kauft, sollte die ökologische Qualität des Angebots kritisch prüfen.

Biogas? Was hinter den Angeboten steckt!

Im August 2007 legte die Bundesregierung in Meseberg die Eckpunkte eines integrierten Energie- und Klimaprogramms fest. Darin enthalten war auch der Beschluss, dass bis 2020 sieben Prozent und bis 2030 knapp zwölf Prozent des aktuellen Erdgasverbrauchs durch Biomethan ersetzt werden sollen. Auch im neuen Energie-Konzept der Bundesregierung fällt Biomethan eine bedeutende Rolle zu. Es sollen insgesamt 200 Millionen Euro in den Ausbau von Biogasanlagen fließen, wo die Herstellung des Energieträgers erfolgt.

Der Herstellungsprozess verläuft in mehreren Stufen. Zunächst wird als Vorprodukt das nur bedingt einsatzfähige Biogas hergestellt. Bei der Erzeugung handelt es sich um einen Vergärungsvorgang, welcher in vier Schritten unter anaeroben Bedingungen abläuft. Wie viel Biogas in einer Biogasanlage produziert wird und welche Zusammensetzung das Produkt aufweist, hängt von den eingesetzten Substraten (z.B. Mais, Getreide, Gras) ab. Prinzipiell sieht die Zusammensetzung wie folgt aus: Vor allem Methan (40-75 %) und Kohlendioxid (25-55 %), daneben Wasserdampf (0-10 %), und weitere Restgase (Stickstoff 0-5 %, Sauerstoff 0-2 %, Wasserstoff 0-1 %, Ammoniak 0-2,5%, Schwefelwasserstoff 0-1%). Je höher der Methan-Anteil, desto energiereicher das Gas. Allerdings ist Biogas selbst bei einem Methan-Anteil von 70% nur eingeschränkt nutzbar. Es kann zwar zum Beispiel in Biogas-Blockheizkraftwerken zum Einsatz kommen, unaufbereitet jedoch nicht in das Erdgasnetz eingespeist werden. Um den erforderlichen Anteil von 96 % Methan zu erlangen, muss es vorher in einem weiteren fünfstufigen Veredlungsprozess zu Biomethan verarbeitet werden (welches auch Bioerdgas genannt wird). Derart umgewandelt können nun die Einspeisung ins Netz und der Handel im großen Stil beginnen .

Der Biogas-Handel unterscheidet sich – oberflächlich betrachtet – nicht sonderlich vom Handel mit herkömmlichem Erdgas: Gas wird ins Netz einspeist, vom Netzbetreiber weitergeleitet und landet schließlich bei den Kunden. Der kann frei zwischen den verschiedenen Angeboten der Energieversorger wählen.

Allerdings variieren deren Angebote stark und das nicht nur im Preis. Die Angebote unterscheiden sich insoweit, als dass nur sehr wenige Versorger zu 100% Biomethan kaufen und verkaufen. Den Unternehmen stehen grundsätzlich mehrere Wege offen, sich das Prädikat „Öko“ zu verschaffen. Zunächst muss man zwischen Klima- und Biogastarifen unterscheiden. Beim Klimatarif verkauft der Anbieter kein „echtes“ Biomethan, sondern herkömmliches Erdgas, garantiert aber dessen CO2-Neutralität. Für die Gewährleistung der CO2-Neutralität bestehen prinzipiell drei Möglichkeiten: Zum einen kann der Versorger durch den Kauf von Emissionszertifikaten symbolisch das Recht erwerben, eine bestimmte Menge CO2 freisetzen zu dürfen. Oder er kann Geld in Projekte zur CO2-Reduktion wie zum Beispiel Wiederaufforstungsprojekte anlegen. Durch Pflanzung solcher „CO2- Speicher“ wird das freigesetzte Kohlenstoffdioxid wieder ausgeglichen oder der Wert – im Idealfall – sogar gesenkt. Darüber hinaus besteht die Option, aus den Einnahmen des Klima-Tarifs Geld in Projekte und Anlagen zu investieren, die umweltschonende Technologien erforschen oder anwenden.

Auch bei den Biogas-Tarifen gibt es Unterschiede. Einige Anbieter liefern – wie erwähnt – zu 100 % Gas aus Biomethan-Anlagen. Andere wiederum verkaufen einen Gas-Mix aus Biomethan und herkömmlichem Erdgas. Der Anteil von Biomethan an diesem Gas-Mix liegt meist bei fünf bis zehn Prozent. Je mehr Biogas enthalten ist, desto höher ist in der Regel auch der Preis. Fazit: So begrüßenswert die Vielfalt an Angeboten ist, der Endkunde muss sich immer sehr genau informieren, welches Produkt er nun wirklich unterstützen will und sich darüber hinaus darüber im Klaren sein, dass kaum einer der Anbieter zu 100% Biomethan verkauft.

Keine Energiewende ohne Energieeffizienz!

Effizienter Umgang mit Energie bedeutet, dass Energieverluste, welche bei der Gewinnung, Umwandlung, Verteilung und Nutzung von Energieträgern entstehen, so gering wie möglich gehalten werden.
Steigende Energiekosten haben dazu geführt, dass ein kostensparender Umgang mit Energie zu einem echten Wettbewerbsfaktor geworden ist. 20 bis 40 Prozent des Energieverbrauchs können in Industrie und Gewerbe durch eine Verbesserung der Energienutzung eingespart werden. Besonders in den Bereichen Druckluft- und Pumpensysteme sowie Luft-, Kälte- und Fördertechnik bestehen erhebliche Potenziale zur Steigerung der Energieeffizienz. Kosteneinsparungen von bis zu 50 Prozent sind hier möglich. Angesichts der Verknappung von fossilen Energieträgern profitiert natürlich auch die Umwelt von einem gezielten Einsatz der Energie. Weshalb die Förderung dieses Bereichs auch ein Anliegen der Politik ist. Erklärtes Ziel der Bundesregierung : eine Senkung der CO2-Emissionen bis 2020 um 40 % gegenüber 1990 Das wird ohne einen massiven Schub bei der Steigerung der Energieeffizienz nicht erreichbar sein.

Eine Energieeffizienzberatung erfolgt in mehreren Schritten. Zunächst einmal wird die Ausgangslage dokumentiert. Das sogenannte Energieaudit wird in drei Schritten durchgeführt: Vertragsaudit, Technikaudit und das Verbrauchsaudit. Im Vertragsaudit werden aus den Lastgangdaten Abrechnungswerte erzeugt und mit den vertraglich geltenden Preisen je Abnahmestelle verglichen. Darüber hinaus wird die vertragsgenaue Energieabrechnung überwacht und die Optimierung der vertraglichen Beziehungen geprüft. Im Technikaudit werden sowohl die energieverbrauchenden Maschinen als auch die Gebäude analysiert. Im Anschluss werden Maßnahmenvorschläge entwickelt, wie und mit welchem Investitionsaufwand sich die Energietechnik effizienter und finanziell günstiger betreiben lässt. Im Verbrauchsaudit liegt das Augenmerk auf den Verbräuchen und Lastgangkurven des Unternehmens. Durch entsprechende Leistungsoptimierung und Leistungsreduzierung können so zum Beispiel kurzzeitige, eventuell mehrmals am Tag auftretende Leistungsspitzen in ihrer Höhe begrenzt werden. Die Monatsabrechnung für den Strombezug kann sich somit erheblich in ihrer Höhe reduzieren.

Diesen ersten drei Maßnahmen aus dem Bereich der Beratung kann dann eine konkrete Umsetzung folgen. Im vierten Schritt wird ein technisches Energiekonzept erstellt. Hierfür wird neben einer Innensicht des Unternehmens auch eine Außensicht erstellt. Unter Außensicht sind die Versorgungssicherheit, die aktuellen Entwicklungen des deutschen Energiemarktes sowie eine Überprüfung einer Machbarkeit von dezentralen Energieerzeugungsanlagen (eventuell EEG-Anlagen) zu verstehen.
Zusätzlich wird eine Kosten-/ Nutzen Betrachtung für die vorgeschlagene Investition erstellt. Anschließend wird ein individuell angepasstes Energiekonzept entwickelt.
In Schritt Fünf wird das neue Energiekonzept umgesetzt. Dabei kann der Kunde die Betriebsführung selber übernehmen oder diese einem entsprechenden Energiedienstleistungs-Unternehmen überlassen.

Energieeffizienzberatungen werden auch durch die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) aktiv unterstützt. Dies erlaubt es interessierten Kunden professionelle Energieberater zu engagieren und Teile der Beratungsaufwendungen von der KfW erstattet zu bekommen.

Energieeffizienz ist einer der entscheidenden Schlüssel für die Umsetzung des Energiekonzeptes der Bundesregierung. Nur mit einer verbesserten Energieeffizienz und daraus resultierendem geringeren Energieverbrauch lässt sich der Umstieg auf Erneuerbare Energien realisieren, da ansonsten die hohen Kosten der Erneuerbaren fast zwangsläufig zu einem Verschwinden der energieintensiven Industrie führen würden. Wir werden schon im nächsten Jahr bei der Neufestsetzung der EEG-Umlage in Deutschland sehen, dass die EEG-Umlage eine Höhe erreichen wird, die in anderen Ländern fast den Stromverkaufspreis an die Industrie darstellen wird.

Nota Bene: Wir erwarten für 2011 eine EEG-Umlage im Bereich zwischen 3,3 und 3,5 ct/kWh. Eine Verteuerung gegenüber 2010 um 70%!

Vielfältig und individuell - Stromprodukte an der Strombörse

Die Liberalisierung des deutschen Strommarktes begann 1998, als die leitungsgebundene Versorgung mit Strom für den Wettbewerb geöffnet wurde. Zügig entwickelten sich Börsen als zentrale Stromhandelsplätze – in Deutschland ist es die EEX AG in Leipzig. Terminmarkt, Spotmarkt, Derivate – prinzipiell funktioniert die Strombörse wie jede andere Börse auch. Jedoch ist Strom zwar nahezu zeitlos übertragbar, aber man benötigt für den Transport eine gigantische Infrastruktur. Zudem ist Strom (bislang) nicht speicherbar. Darüber hinaus variiert das Verbraucherverhalten zeitlich und ist obendrein witterungsabhängig, weshalb die Lastkurven schwer im Voraus zu bestimmen sind. Aufgrund der Nicht-Speicherbarkeit und des variierenden zeitlichen Bedarfs wurden unterschiedliche Produkte entwickelt, deren Fokus auf dem Lieferzeitraum der Ware Strom liegt.

So existieren auf der Ebene der Termingeschäfte zeitlich abgestufte Strombezugsarten und Produkte, nämlich die Vollversorgung und die Teilversorgung. Die Vollversorgung eignet sich nur für Tarifkunden bzw. kleinere bis mittlere Sondervertragskunden. Der einzelne Kunde bezieht seinen kompletten Bedarf von einem Lieferanten. Dafür benötigt der Energieversorger keine exakten Daten über Umfang und zeitlichen Verlauf des einzelnen Verbrauchers.

Im Gegensatz dazu haben größere Kunden die Möglichkeit, sich für eine Teilbelieferung zu entscheiden. Dazu benötigt der Energieversorger allerdings genaue Kenntnis über Umfang, Höhe und zeitlichen Verlauf der Lastkurve des jeweiligen Kunden. Die Teilversorgung wird weiter in vier verschiedene Produkte unterteilt: Bandlieferung, Programmlieferung, Zusatzversorgung und Reservelieferung.

Bandlieferungen werden benötigt, um die konstante Grundlast abzudecken, also die Menge an Energie, die der Kunde zu jedem Zeitpunkt benötigt. Wird an bestimmten Wochentagen oder zu bestimmten Tageszeiten eine davon abweichende Menge benötigt, so kann der Kunde mit einer sogenannten Programmlieferung versorgt werden. Bei der Zusatzversorgung handelt es sich um Lieferungen, die der mittelfristigen Deckung von zusätzlichem Bedarf dienen, zum Beispiel hervorgerufen durch eine Veränderung in der Auftragslage des Kunden. Reservelieferungen sollen das Risiko eines Ausfalls absichern – zum Beispiel das von Eigenerzeugungsanlagen. Die vier beschriebenen Produkte zielen vor allen Dingen auf die mittel- bis langfristige Stromversorgung.

Der kurzfristige Bedarf wird auf dem Spotmarkt gedeckt. Der EEX-Spotmarkt teilt sich in den sogenannten Day-Ahead-Markt, bei dem der Handel einen Tag vor der physischen Lieferung beschlossen wird und den Intraday-Markt, wo innerhalb eines sehr kurzen Zeitraums gekauft und wieder verkauft wird.

Generell wird nach Art der Lieferung zwischen Stunden- und Blockkontrakten (Baseload, Peakload) unterschieden. Während bei Stundenkontrakten die Lieferung von Strom mit konstanter Leistung über eine vorgegebene Lieferstunde gehandelt wird, geht die Lieferung bei Blockkontrakten über mehrere Stunden.
Die Tagesgrundlastlieferung wird mittels Baseload-Kontrakten gehandelt. Entweder als Kontrakte für jeden Tag (Montag – Sonntag) oder als Weekend-Baseload-Kontrakt für jedes Wochenende (Samstag – Sonntag). Mit Peakload-Kontrakten werden die Tages-Spitzenlastlieferungen für jeden Wochentag (Montag – Freitag) abgedeckt. Während Tagesgrundlastlieferungen alle Stunden des Tages (00:00 – 24:00) umfassen, werden Tagesspitzenlastlieferungen nur innerhalb der 12 Stunden zwischen 08:00 und 20:00 gehandelt.

Hagen. Ein eigenes Kraftwerk im Keller: Ein Hagener hat in seinem Haus auf Emst seine 25 Jahre alte Heizungsanlage entsorgt und sich ein eigenes Kraftwerk einbauen lassen. Die Anlage verbraucht keinen Strom, sie produziert ihn sogar.

Von Boris Schopper

Für Dr. Dieter Haack hat die Zukunft gerade begonnen. Den ehemaligen nordrhein-westfälischen Justizminister mit Hagener Wurzeln interessiert künftig die bundesweite Diskussion über steigende Energiepreise allenfalls am Rande. Der 76-Jährige hat in seinem Haus auf Emst seine 25 Jahre alte Heizungsanlage entsorgt und sich ein eigenes Kraftwerk einbauen lassen.
Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung

Die Anlage verbraucht keinen Strom, sie produziert ihn sogar. In etwa so groß wie vier handelsübliche Waschmaschinen Eck an Eck im Quadrat aneinander gestellt ist das kleine Blockheizkraftwerk, das seit einigen Tagen das Haus mit Strom, Heizung und Warmwasser versorgt. Im Inneren der Anlage des Hamburger Energieversorgers Enversum befindet sich ein Einzylinder-Vier-Takt-Motor, der nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung arbeitet. Der Viertakter verbrennt Gas und treibt damit einen Generator an, der die mechanische Energie des Motors in elektrische Energie umwandelt. Die dabei entstehende Wärme des Motors speist die Heizung des Hauses und wird in Warmwasserdepots gespeichert.

MiniVersum nennt das Unternehmen das Kleinkraftwerk für den heimischen Keller. Dr. Dieter Haack hat sich die Anlage nicht allein wegen visionärer ökologischer Träumerei installieren lassen. Auch wirtschaftlich verspricht sich der Jurist einen warmen finanziellen Segen: „Ich bin sicher, dass meine Energiekosten nicht unerheblich sinken werden.“ Rund 18,5 Cent pro Kilowattstunde zahlt der Hagener an Enversum.
Vernetzung vieler Anlagen

Ökologisch revolutionär macht das Kleinkraftwerk eine Funkantenne am MiniVersum. Der Viertakter erzeugt nämlich mehr Strom, als Familie Haack verbrauchen wird. Die überschüssige Energie wird ins Stromnetz eingespeist. Über das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz wird der eingebrachte Strom mit etwas mehr als 5 Cent pro Kilowattstunde vom regionalen Energieversorger vergütet.

Langfristiges Ziel von Enversum ist es, durch eine Vernetzung vieler Anlagen bundesweit in Wohnhäusern große Mengen Strom in das öffentliche Netz einspeisen zu können. Eine intelligente Steuerung soll dafür sorgen, dass dies vorzugsweise dann passiert, wenn am Markt ein hoher Strombedarf besteht. Damit könnten Stromschwankungen, die bei den erneuerbaren Energien entstehen, ausgeglichen werden. Zum Beispiel dann, wenn Windkraftwerke in Folge von Windflaute nicht arbeiten. Denn die kleinen Heimkraftwerke lassen sich schnell hochfahren, anders als Großkraftwerke, die sich nur behäbig steuern lassen. Eine große Anzahl der Kleinkraftwerke könnte möglicherweise sogar Großkraftwerke, etwa einzelne Atommeiler, ersetzen. Um dieses Ziel zu erreichen, wären einige tausend Kleinkraftwerke in Kellern von Häusern notwendig. „Derzeit“, sagt Heiko Skambraks, Prokurist bei Enversum, „haben wir 30 MiniVersum-Anlagen installiert.“ Ein paar tausend Kraftwerke könnten in Zukunft zu einem „virtuellen Großkraftwerk“ zusammengeschlossen werden.

Das junge Unternehmen, das die Kleinkraftwerke seit Frühjahr dieses Jahres vertreibt, hatte sich bei der Installation der Anlagen zunächst auf den Raum Hamburg konzentriert. Wegen des erfolgreichen Starts liefert es das MiniVersum jetzt bundesweit aus. Skambraks selbst hat eine Anlage in seinem Haus in Gevelsberg einbauen lassen. Die Kleinkraftwerke, sagt er, eignen sich besonders für Gewerbetreibende in größeren Gebäuden oder Firmen und Supermärkten. Aber auch drei oder vier Familien eines Reihenhauskomplexes könnten sich zusammenschließen und eine solche Anlage wirtschaftlich nutzen.

Dr. Haack hat die Anlage für zunächst zehn Jahre von Enversum geliehen und zahlt dafür einmalig 4800 Euro. Hinzu kommt eine monatliche Pauschale von 25 Euro (Service, Gasversorgung, Instandhaltung und Wartung), die er an das Unternehmen entrichtet. „Wer weiß, was der Fortschritt in zehn Jahren hervorbringt“, schwärmt er, „vielleicht stelle ich dann eine Brennstoffzelle in den Keller.“

Ganz unkritisch: wie die Leipziger Strombörse funktioniert

Der europäische Strommarkt ist seit 1990 sukzessive liberalisiert worden. In Deutschland erfolgte die Liberalisierung mit Einführung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) 1998. Ziel war es, durch die Unterbindung der Monopolstellung von lokalen Stromanbietern eine weitere Verteuerung der Strompreise zu verhindern. Seit der Liberalisierung erfolgt die Preisfindung von Strom auf dem freien Markt. Nachteil ist, dass seitdem alle am Strommarkt Beteiligten – also vom Produzenten bis hin zum Endkunden – dem Risiko schwankender Preise ausgesetzt sind. Außerdem hat sich durch das Scheitern vieler kleinerer Stromunternehmen das Gegenparteirisiko der Marktteilnehmer deutlich erhöht. Um diese Risiken kalkulierbarer zu machen, wurde die aufsichtsrechtliche Regulierung ausgebaut und Strombörsen als neues Marktinstrument eingeführt. Diese befinden sich heute an ausgewählten Plätzen Europas wie den Niederlanden, Belgien, Slowenien, Österreich, Schweiz, Italien, Skandinavien, Spanien, Portugal, Rumänien, Tschechien, Polen, Frankreich.

Auch Deutschland hat eine eigene Strombörse: Die European Energy Exchange AG (EEX) in Leipzig. 2002 durch die Fusion der deutschen Strombörsen Frankfurt und Leipzig entstanden, hat sich die EEX im europäischen Energiehandel als führender Handelsplatz etabliert. An der EEX werden Strom, Erdgas, CO2-Emissionsrechte und Kohle gehandelt. Da der Stromhandel spezifischen rechtlichen und finanziellen Anforderungen unterliegt, ist die Teilhabe am Handel nicht jedem möglich. Die Handelsteilnehmer setzen sich im Wesentlichen zusammen aus Produzenten, Händlern und Börsen. Der Handel kann an zwei Arten von Märkten stattfinden: dem Terminmarkt, auf dem heute Stromlieferungen in der Zukunft gehandelt werden und dem Spotmarkt, auf dem Stromlieferungen für den jetzigen Tag und den nächsten Tag gehandelt werden. Vorteil des Terminmarkts ist, dass Vertragsinhalte wie Menge, Preis und Erfüllungsort bereits bei Abschluss festgelegt werden. Termingeschäfte sollen in erster Linie eine sichere Versorgungssituation und fixierte Preise (Planungssicherheit) auf längere Zeit gewährleisten. Vorteil des Spotmarktes ist hingegen, dass der Kunde das Mengenrisiko des Leistungsbedarfs bzw. der Leistungserzeugung reduzieren kann. Nachteil: Die Abhängigkeit vom schwankenden Marktpreis steigt. Da sich Produktionsauslastung, Wetterbedingungen und veränderte Erzeugerkapazitäten aufgrund der mangelhaften Speicherbarkeit direkt auf den Marktpreis auswirken, sind die Marktpreise hoch volatil.

Als Absicherung (Hedging) gegen derartige Preisrisiken bieten sich derivative Instrumente wie Futures und Optionen an. Bei Futures wird unterschieden zwischen solchen mit physischer und solchen mit finanzieller Erfüllung. Es wird also entweder eine festgelegte Menge Strom zu einem fixen Preis an einem in der Zukunft liegenden Termin geliefert. Oder die Parteien einigen sich auf die Barauszahlung der Preisdifferenz zwischen dem vereinbartem Preis und dem zukünftigen Marktpreis für eine festgesetzte Menge Strom. Dagegen berechtigt eine Option dazu, gegen einen bestimmten Preis zu einem bestimmten Moment Strom abzunehmen (Calloption) oder zu liefern (Putoption).

Neben Termin- und Spotmarkt existiert außerdem der ausserbörsliche Over-The-Counter – Handel (OTC). Der OTC - Handel wurde bereits vor der Liberalisierung betrieben. Bei dieser Art des bilateralen Geschäfts treten Käufer und Verkäufer in der Regel persönlich miteinander in Kontakt. Die Vertragsinhalte, wie Art des Stromproduktes, Zeitpunkt bzw. -spanne der Lieferung (sofort, Day Ahead oder zu einem späteren Zeitpunkt), Preis, Umfang und sonstige Zusatzvereinbarungen, können individuell gestaltet werden. Aber auch die EEX selber bietet die Registrierung von ausserbörslichen bilateralen Geschäften an. Dazu hat sie die Tochtergesellschaft European Commodity Clearing AG (ECC) eingerichtet. Das Leitungsspektrum der EEC umfasst die Abwicklung für börsliche und außerbörsliche Geschäfte und das Clearing, also dem Feststellen gegenseitiger Forderungen, Verbindlichkeiten und Lieferverpflichtungen. Die EEX tritt in ihrer Funktion der Clearingstelle als Gegenpartei auf und minimiert somit für die Vertragsteilnehmer das Gegenparteirisiko.

Erneuerbare Energien - Auf den Speicher kommt es an!

Der Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland ist beschlossen. Qua Gesetz kann jedwede Menge an Energie aus Wind- und Solaranlagen in das öffentliche Netz eingespeist werden. Jedoch variieren Strommengen aus den Erneuerbaren in Abhängigkeit von Sonneneinstrahlung und Windmenge. Das kann unerwünschte Auswirkungen haben – bis hin zum Ausfall des Stromnetzes. Damit Ökoenergie auch zukünftig nicht die Netzstabilität gefährdet, müssen noch viele Themen geklärt werden. Der Aufbau eines Smart Grids, der Ausbau der Stromleitungen, all das sind gute Ansätze, aber trotzdem nur einzelne Bestandteile der Gesamtlösung.
Effiziente Energiespeicherung ist ein Schlüssel zur wirtschaftlichen Entfaltung der regenerativen Energien. Beispielweise an besonders windigen Tagen könnten Energiespeicher helfen, überschüssigen Strom zu speichern. Und somit hohe Kosten durch das Abschalten der klassischen Netzwerke vermeiden und natürlich die Stabilität des Netzes zu sichern. Energiespeicher sind also ein wichtiger Parameter für die geplante Einbindung der Erneuerbaren in die künftige Infrastruktur.
Doch ist das Thema bislang wenig in der Öffentlichkeit diskutiert und der Forschungsbedarf auch noch hoch. Ein „Universalspeicher“ konnte bislang nicht präsentiert werden. Gleichwohl existieren bereits zahlreiche technische Speichermöglichkeiten. Hier ein Auszug: Pump- und Druckluftspeicherkraftwerke, Schwungräder, Akkus (Blei-Säure-Akkumulatoren, Lithium-Ionen sowie nickelbasierte Akkumulatoren), Hochdruckbatterien (Natrium-Nickelchlorid-Batterie, Natrium-Schwefel-Batterien, Redox-Flow-Batterien, Metall-Luft-Batterien), Chemische Speicher wie Wasserstoff und Methan und magnetische Speicher wie supraleitende Spulen.
Die aufgezählten Speicher weisen deutliche Unterschiede im technischen Reifegrad auf, ebenso wie in den Kosten pro Kilowattstunde in der Erzeugung. Mit Abstand am günstigsten sind Wasserstoff als Energiespeicher und Pumpspeicherkraftwerke (PSW), von denen es insgesamt 33 in Deutschland gibt. Pumpspeicherkraftwerke verfügen über zwei Becken, die durch einen Höhenunterschied voneinander getrennt sind. Es gilt: Je höher das obere Becken liegt, desto mehr Energie kann gespeichert werden. Ist ein Überschuss an elektrischer Energie vorhanden, wird Wasser über Pumpen in das höher gelegene Speicherbecken gepumpt. In einer Phase, in der sehr viel Energie benötigt wird, wird das Wasser wieder nach unten geleitet. Dabei durchströmt es eine Turbine, die einen Generator antreibt. Unter Nutzung der Erdanziehungskraft kann so elektrische Energie erzeugt werden. Nachteil: Eine hinreichende Wasserfallhöhe kann nur in bergigen Regionen realisiert werden. In Deutschland wird aber vor allen Dingen in Küstennähe Windenergie erzeugt. Da jedoch auch der Ort der Speicherung von Bedeutung ist, um etwa regionale Überlastungen des Netzes zu vermeiden, ist eine große Distanz zwischen Erzeugungs- und Speicherort suboptimal. Vorteil dieser Art der Stromerzeugung ist, dass im Bedarfsfall schon nach etwa einer Minute die gesamte Leistung bereitgestellt werden kann. Für PSW spricht außerdem, dass die Erzeugungskosten bei unter 10 Cent je Kilowattstunde liegen und sie bereits ausreichend erprobt sind. Wasserstoff ist ebenso preiswert. Anders als bei der mechanischen Erzeugung in Pumpspeicherkraftwerken muss der Ökostrom zunächst in andere Energieträger umgewandelt werden.
Bei der Herstellung, der sogenannten Wasser-Elektrolyse, wird Wasser durch Ökostrom in seine Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff aufgespaltet. Während der Sauerstoff industriell verwendet werden kann, dient der Wasserstoff nun als Energiespeicher. Für die Rückverstromung von Wasserstoff eignen sich Brennstoffzellen, Verbrennungsmotoren, Gasturbinen, Blockheizkraftwerke oder auch der Brennwertkessel. Vorteil: Wasserstoff ist ein sehr kompaktes Speichermedium und kann 100-mal mehr Energie als das Wasser der PSW speichern. Die Umweltbelastung ist besonders gering. Und wie PSW liefert Wasserstoff flexibel und schnell die benötigten Strommengen. Trotzdem bringt die Wasserstoffspeicherung auch Nachteile mit sich. Die konventionelle Elektrolyse ist auf einen möglichst gleichmäßigen Dauerbetrieb rund um die Uhr ausgelegt. Beim Einsatz von Solar- oder Windstrom ist diese Voraussetzung allerdings nicht gegeben. Es wäre also notwendig, Elektrolyseure zu entwickeln, die auch unter häufig wechselnden Betriebsbedingungen ihre Leistungsfähigkeit beibehalten. Zudem besteht bei der Speicherung von Wasserstoff noch ein hoher Entwicklungsbedarf - die bisher produzierten Speicher sind groß und schwer. Außerdem ist Wasserstoff explosiv und bei Verstromung treten hohe Wandlungsverluste auf. Doch trotz technischer Probleme - wenn die Wissenschaft sie lösen kann, ist mit erneuerbaren Energien hergestellter Wasserstoff ein nachhaltiger Energieträger mit großem Potential.

Dezentrale Anlagen zur Erzeugung von Energie in Wohnhäusern sollen künftig Kohle- und Atomstrom überflüssig machen. Die ersten Geräte wurden jetzt in Norddeutschland installiert

Von Cornelia Rasewerg und Martin Kopp
Die bundesweite Diskussion über die Energieversorgung der Zukunft interessiert Henning Mohr nicht mehr. Der Zahnarzt aus Barmstedt bei Tornesch hat seit einigen Wochen sein eigenes Kraftwerk. Es steht im Heizungskeller seiner Praxis: Der ein Meter hohe und 530 Kilogramm schwere grüne Würfel sieht nach nichts aus, aber er beliefert die Praxis, ein Restaurant und zwölf weitere Mietparteien des Gebäudekomplexes mit Strom, Heizung und Warmwasser.
Mini-Blockheizkraftwerk nennt man diesen Zauberwürfel. Klappt man die Aufdeckung hoch, verbirgt sich darunter ein Einzylinder-vier-Takt-Spezialmotor, der nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung arbeitet. Er verbrennt Gas und treibt einen Generator an. Dieser wandelt die mechanische Energie des Motors in elektrische Energie um. Die dabei entstehende Wärme wird gespeichert und für die Heizung und den Warmwasserbehälter genutzt. Der Zahnmediziner entdeckte das Miniversum genannte Gerät mit einer elektrischen Leistung von 5,5 Kilowattstunden beim kleinen Hamburger Energieversorger Enversum, einer Ausgründung der Conergy AG mit einem Jahresumsatz von 5,5 Millionen Euro.
Rumpelnd springt der Motor an, klingt dann wie eine Waschmaschine im Schleudergang. "Das ist die Energieversorgung der Zukunft", sagt Zahnarzt Mohr. Schließlich habe sein Mini-Kraftwerk einen Wirkungsgrad von 97 Prozent, die bisherige Gastherme nur 84 Prozent.
Das wirklich Neue an Mohrs Zuhausekraftwerk ist aber eine kleine Funkantenne, die auf dem grünen Kasten steht: Diese macht aus ihm mehr als nur einen autarken Energieversorger. Der Kasten wird Teil des deutschen Stromnetzes. Denn die überschüssige Energie, die von Mohrs Zahnbohrern und den Geräten der anderen Bewohner nicht genutzt wird, kann ins Stromnetz gespeist werden.
Über die Antenne wird das Mini-Kraftwerk nämlich in einem zweiten Schritt mit der Schaltzentrale im Enversum-Hauptsitz am Goldbekplatz verbunden. Von dort aus kann der Stromzufluss gesteuert werden - nicht nur aus Mohrs Keller, sondern aus zahlreichen weiteren, die ebenfalls mit der neuen Technik ausgestattet werden sollen.
Ziel ist es, durch eine Vernetzung vieler Anlagen in Wohnhäusern, gewaltige Mengen Strom in das öffentliche Netz einspeisen zu können. Dank intelligenter Steuerung soll das vorzugsweise dann passieren, wenn am Markt ein hoher Strombedarf besteht. Damit können Stromschwankungen, die bei den erneuerbaren Energien entstehen, ausgeglichen werden.
Durch schnelle Reaktionszeiten könnten Tausende von Anlagen zu einer Art virtuellem Großkraftwerk zusammengeschaltet werden, um die notwendige Menge Strom in das öffentliche Netz einzuspeisen. Einzelne Atomkraftwerke oder Kohlemeiler könnten durch die Mini-Kraftwerke ersetzt werden.
Mitte Juni standen die Handwerker bei Mohr vor der Tür. Innerhalb einer Woche bauten sie die alte Anlage aus und das neue Kraftwerk ein. Grundlage war ein Zehn-Jahres-Vertrag zwischen ihm und Enversum. Das Energieunternehmen betreibt das Miniversum. Mohr stellt dazu seinen Keller bereit und bezahlt einen Investitionszuschuss von 4800 Euro. Zudem fällt eine Servicepauschale über monatlich 25 Euro an. Alle weiteren Wartungskosten trägt Enversum. Der vom Gasverbrennungsmotor erzeugte Strom wird je nach Bedarf im Haushalt verbraucht oder in das öffentliche Stromnetz eingespeist, die Abwärme in Wärmespeichern zu Heizzwecken genutzt.
Pro Kilowattstunde Strom zahlt Mohr 18,5 Cent und damit weniger als bei den arrivierten Stromversorgern, die im Schnitt 20 Cent verlangen. Für die genutzte Wärme zahlt Mohr acht Cent. Der Aufwand lohnt sich. Bisher zahlte der Zahnarzt mehr als 6000 Euro für die Heizung und fast 4000 Euro für den Strom. Nach seiner Berechnung werden die jährlichen Kosten mit dem Mini-Kraftwerk um knapp 400 Euro sinken. "Ich bin vielleicht Idealist, aber ich kann auch rechnen", sagt der Barmstedter.
Noch steckt die neue Technik in den Kinderschuhen. Um ein großes Kraftwerk zu ersetzen, braucht es mindestens 10 000 Mini-Kraftwerke "Wir haben jetzt zehn davon in und um Hamburg installiert", sagt Miniversum-Projektmanager Ralph Genkel. Deutschlandweit habe Enversum aber bereits Verträge mit Kunden in Hagen, Berlin und München abgeschlossen.
Die Idee hat eine regelrechten Wettlauf ausgelöst: Der Hamburger Ökostromanbieter Lichtblick hatte als erster Energieversorger angekündigt, Keller von Wohnhäusern für die Stromerzeugung mieten zu wollen. Im September vergangenen Jahres kündigte das Unternehmen an, zusammen mit dem Wolfsburger Autobauer Volkswagen den Bau von Mini-Kraftwerken als Alternative zur Atomkraft vorantreiben zu wollen. Deren "ZuhauseKraftwerke" werden von Erdgasmotoren aus dem VW Golf betrieben, die im Werk Salzgitter gebaut werden.
Die Stadt Hamburg hat bereits 100 kleine Blockheizkraftwerke für Kindertagesstätten, Altenheime und Wohnungsbaugesellschaften bei Lichtblick bestellt und dafür großzügig rund zwei Millionen Euro aus dem Konjunkturpaket des Bundes bereitgestellt. Für 2011 hat Lichtblick bereits Verträge im vierstelligen Bereich mit Hauseigentümern abgeschlossen.
Einziger Wermutstropfen: Lichtblick kann noch nicht liefern, weil sich bei VW die Serienproduktion des Gasmotors verzögert. Ursprünglich wollten die Unternehmen im Juni mit der Installation der Geräte beginnen. Jetzt heißt es, im Oktober gehe es los. Den Vorteil hat Enversum genutzt. Das Unternehmen setzt bei den Mini-Kraftwerken auf keine Neuentwicklung, sondern greift auf den Dachs-Motor von Senertec zurück. Dachs-Motoren laufen seit 15 Jahren. Zusätzlich werden sie nun seriell mit einer Schnittstelle zur Datenübertragung ausgestattet und mit der Leipziger Strombörse EEX vernetzt. "Mich begeistert die intelligente Energieerzeugung", sagt Mohr. Der Mann versteht nicht nur was von Zähnen. Er sitzt auch in mehreren Umweltfachverbänden.

Smart Grid – ein Begriff auf der Suche nach seinem Inhalt

Der Begriff „Smart Grid“ – zu Deutsch „intelligentes Netz“ – steht für die Zukunft der Energieversorgung. In der Energieversorgung herrscht bislang das Prinzip der Nachfrageorientierung vor. Der Verbraucher schaltet elektrische Geräte oder Maschinen ein oder aus. So bestimmt er, wann und wie viel Strom gebraucht wird. Auf tages – bzw. jahreszeitlich bedingte Nachfrageschwankungen reagiert der Stromerzeuger mit Hoch – oder Herunterfahren der Kraftwerke. So konnte bislang gut die Balance zwischen Energieerzeugung und Energieverbrauch gehalten werden. Diese ist aufgrund physikalischer Gegebenheiten für das Funktionieren des Stromnetzes essentiell. Wird sie gestört, kann es zu einem kompletten Stromausfall kommen.
Jedoch: Durch den Ausbau der Erneuerbaren gerät diese Balance mehr und mehr in Gefahr, da die Beiträge aus Wind – und Sonnenenergie stark schwanken. Zudem drängen immer mehr Kleinerzeuger auf den Markt. Strom aus hauseigenen Solarenergieanlagen und KWK müssen ebenfalls in die Verteilnetzebene eingespeist werden. Damit die Netzbetreiber ihre Netze managen können, müssen sie jederzeit wissen, wie viel die Erneuerbaren aber auch die Kleinerzeuger gerade produzieren, um die Produktion aus herkömmlichen Großkraftwerken entsprechend anzupassen.
Vor diesem Hintergrund wird das Konzept „Smart Grid“ in der Energiebranche als vielversprechender Ansatz diskutiert. Wie diese Zukunft genau aussehen soll, wird derzeit noch erforscht. Dazu leistet das E-Energy-Projekt einen wichtigen Beitrag. Gefördert von der Bundesrepublik Deutschland, dem Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie und dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit sind hierzulande sechs Modellregionen entstanden, in welchen die Auswirkungen von Smart Grids und deren praktische Umsetzung untersucht werden. In der Region Cuxhaven läuft unter der Koordination der EWE AG das Projekt eTelligence, die RWE Rheinland Westfalen Netz AG leitet das Projekt E-DeMa im Rhein-Ruhr-Gebiet und in Baden-Württemberg begleitet die EnBW Energie Baden-Württemberg AG „MeRegio“. Außerdem beteiligt: Die MVV Energie AG mit „Modellstadt Mannheim“ in Mannheim, die RegenerativKraftwerk Harz GmbH & Co KG mit „RegModHarz“ im Harz sowie die utilicount GmbH & Co. KG mit „Smart Watts“ in Aachen.
Damit das Netz dem Ausbau der Erneuerbaren standhält, muss die Losung lauten: „Weg von der bedarfsorientierten Stromerzeugung hin zum erzeugungsoptimierten Verbrauch“. Das intelligente Stromnetz darf man sich also als ein umfassendes System vorstellen, in dem alle Akteure im Markt miteinander in Kontakt stehen: Erzeuger, Netzmanagement, Stromspeicher und Konsumenten. Eine Art "Internet der Energie", mit dessen Hilfe die unsteten Strommengen aus den Erneuerbaren ausbalanciert werden und Angebot und Nachfrage in Echtzeit ausgeglichen werden können.
Allerdings sind noch viele technische, organisatorische und nicht zuletzt wirtschaftliche Herausforderungen zu bewältigen. Einzeltechnologien für das Smart Grid wie das automatisierte Management von Stromübertragungsnetzen und das ferngelenkte Steuern von großen Kraftwerken existieren schon. Ein weiterer wichtiger Baustein wird der Smart Meter, ein intelligenter Stromzähler, sein. Mit der Vorgabe, bis 2014 diese Messgeräte möglichst flächendeckend in Deutschlands Häusern einzubauen, hat der Gesetzgeber bereits einen wichtigen Schritt in Richtung „Smart Grid“ getan.
Weiter ist es notwendig, gemeinsame technische Standards und Protokolle zu entwickeln, um einen offenen Zugang, Interoperabilität und Herstellerunabhängigkeit der verwendeten Smart Grid-Komponenten zu erreichen. Und um einen europäischen grenzüberschreitenden Handel zu ermöglichen, müssen rechtliche Bedingungen harmonisiert werden.
Doch egal, wie viele Daten das Smart Grid sammelt und auswertet, das Problem der Über – und Unterproduktion aus den Erneuerbaren bleibt. Will man die Netzspannung auf einem gleichbleibenden Niveau halten und auch in Zeiten der Unterproduktion die Stromversorgung gewährleisten, so ist es unerlässlich, mehr Energiespeicher in Betrieb zu nehmen. Bei all dem Hype um Smart Grid sollte man also nicht vergessen: Das Sammeln und Auswerten kann nur ein Teil der Lösung sein. Bis unser Netz wirklich „smart“ ist, wird es wohl auch noch eine Weile dauern.

Smart Meter – wirklich smart oder einfach nur teuer?

Der so genannte Smart Meter ist ein intelligenter Stromzähler. Ab Januar 2010 müssen Hausbesitzer und Vermieter in allen Neubauten einen solchen Zähler einbauen. Bis 2014, so sieht es der Gesetzgeber vor, sollen die Messgeräte „möglichst flächendeckend“ in Deutschland eingebaut sein. Den Rahmen dafür bilden das novellierte Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und die Messzugangsverordnung (MessZV), welche vor zwei Jahren in Kraft traten. Von dem Gerät sollen zukünftig sowohl Stromerzeugungsunternehmen als auch Verbraucher profitieren.
Der Smart Meter zeigt dem Stromerzeugungsunternehmen im 15-Minuten Takt den aktuellen Stromverbrauch seiner Kunden an. So fällt für die Untenehmen nicht nur das lästige Ablesen der Stromzähler weg. Der Zähler hilft außerdem, die Lastkurven noch besser zu prognostizieren. Das ermöglicht es dem Erzeuger, Über–bzw. Unterproduktion noch besser zu vermeiden - ein Thema, das immer wichtiger wird. Über–und Unterproduktion sind nämlich nicht nur eine Frage von mangelhaften Prognosen des Stromverbrauchs. Denn mit dem Fortschreiten des Ausbaus der Erneuerbaren richtet sich die Stromeinspeisung nicht mehr nur nach der Energieabnahme, sondern auch nach den Wetterverhältnissen. Strom wird erzeugt, wenn Wind weht oder die Sonne scheint. Genaue Voraussagen über Windverhältnisse und Sonnenstärke zu treffen, ist nach wie vor nur in engen Grenzen möglich. Weshalb es natürlich helfen würde, wenn zumindest zuverlässige Annahmen über die Verbraucher zu treffen wären.

Und die Verbraucher könnten ebenfalls vom Smart Meter profitieren. Das Gerät verschafft seinen Nutzern einen Überblick über Energieverbrauch und – kosten. Das ermöglicht einen bewussteren Umgang mit Energie und spart bares Geld – wenn entsprechend variable Tarife eingeführt werden. Dafür hat der Gesetzgeber ebenfalls gesorgt. Bis Ende 2010 soll jeder Energieversorger einen flexiblen Uhrzeit – oder Netzauslastungsabhängigen Tarif anbieten. Eine Staffelung der Energiepreise entlang von Angebot und Nachfrage könnte so aussehen, dass günstige Preise bei großem Stromangebot wie zum Beispiel bei Starkwind oder nachts gelten. Bei verstärkter Energienachfrage wie mittags oder bei einem geringen Stromangebot (kein Sonnenschein und wenig Wind) würde der Strom entsprechend höher bepreist.

Eine ganz neue Welt also, in der jeder mit jedem kommuniziert. Die Erzeuger mit dem Verbraucher und vice versa. Sogar die Haushaltsgeräte der Verbraucher wären untereinander in Kontakt. Wenn zum Beispiel morgens in einem Mehr-Personen-Haushalt Fön, Kaffeemaschine und Toaster gleichzeitig laufen, gehen in der Zeit Kühlschrank und Gefriertruhe automatisch vom Netz.
Leider hat das Konzept der Bundesregierung seine Schattenseiten. Zwar ist für größere Unternehmen sowohl der Einbau des Geräts finanzierbar als auch die Anpassung des Betriebs an die Zeiten billigen Stroms sinnvoll. Doch für einen normalen Haushalt sieht das anders aus. Zum einem ist ein Smart Meter schlicht zu teuer. Setzt man die Kosten ins Verhältnis zu den Ersparnissen, wird das rasch deutlich. Die Bonner Bundesnetzagentur kalkuliert für einen Haushalt mit einem Verbrauch von 3.165 kWh Einsparungen von 12 bis 50 Euro im Jahr. Dem gegenüber stehen die Kosten des Einbaus: zwischen 30 bis 100 Euro. Dazu kommt noch eine Dienstleistungsgebühr, die bis zu 240 Euro betragen kann.
Mal abgesehen davon geht die Idee an der Lebenspraxis vorbei. Springt nämlich plötzlich die Spülmaschine an, nur weil der Smart Meter den Impuls dazu gibt, aber ohne dass jemand daheim ist, besteht die Gefahr, dass diese unbemerkt ausläuft. Gleiches gilt für eine Waschmaschine. Wer seine Waschmaschine zudem in der Wohnung stehen und dazu jemand unter sich wohnen hat, weiß genau: Wenn das lärmintensive Gerät plötzlich mitten in der Nacht beginnt seine Runden zu drehen, gibt es Ärger mit dem Nachbarn. Dass der Strom dann besonders günstig ist, wird den wohl kaum trösten.
Damit die intelligenten Messgeräte für den Verbraucher reizvoll werden, müssten sie also vor allen Dingen erst mal im Preis sinken. Und damit der Smart Meter wirklich in den Lebensalltag integriert werden kann, müssen die Anbieter ihre Tarife deutlich flexibler gestalten. Am besten analog zu den Handytarifen, die für jeden Lebensstil das passende Angebot bieten. Die Umstellung ist jedoch nicht nur mit einem riesigen finanziellen Aufwand für die Versorger verbunden. Auch aus organisatorischer Sicht ist die Umstellung enorm, denn vielen Energieversorgern fehlt es schlicht an prozessualem- und an IT-Know-how, um die Technik effizient einzubinden.

Schadstoffreduzierung durch das EEG – ein Etikettenschwindel?

Durch das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) werden keine CO2-Einsparungen erzielt, die über das vom Emissionshandel angepeilte Ziel hinausgehen. So die These.
Aber von vorne. Im Rahmen der Abkommen zum Emissionshandel wurde für die EU eine Schadstoffsenkung von acht Prozent zwischen 2008 bis 2012 gegenüber dem Stand von 1990 vereinbart. Wobei die Ziele der einzelnen Länder – in Anlehnung an deren wirtschaftliche Situation – unterschiedlich hoch ausfallen. Deutschland hat sich zu einer Herabsenkung von rund 21 Prozent verpflichtet. „Ökonomisch effizient und ökologisch treffsicher“ dieses Label wird für den Emissionshandel beansprucht. Das EEG hat sich, neben einiger anderer Motive wie etwa der Versorgungssicherheit, ebenfalls dem Klimaschutz verschrieben.

Vordergründig unterscheiden sich beide Instrumente in der Zielsetzung. Die des Emissionshandels besteht in erster Linie darin, Schadstoffemissionen mittels des Handels von CO2-Zertifikaten zu senken. Das EEG zielt vor allen Dingen auf die Förderung erneuerbarer Energien im Energieerzeugungsmarkt. Beiden gemeinsam ist jedoch das Ziel, eine signifikante Senkung der Schadstoffemissionen zu erwirken.
Warum also kommt es innerhalb Deutschlands nicht zu einer Win - Win Situation, in der beide Instrumente gemeinsam eine noch größere Minderung der Schadstoffemissionen bewirken, als im Emissionshandel vorgesehen?

Der Grund dafür liegt in der mangelnden Abstimmung der beiden Instrumente aufeinander. Seit 2005 werden in den Ländern der EU Zertifikate an die teilnehmenden sechs Industriebereiche kostenlos ausgegeben (Energie-, Mineralöl-, Papier-, Zellstoff-, Stahl- und Zementindustrie). Was – jetzt bezogen auf Deutschland – bei der Verteilung der Zertifikate für den Bereich „Energie“ nicht bedacht wurde, ist Bezug auf das EEG zu nehmen. Da Deutschland nur eine Strommenge X benötigt, bedeutet dass, dass mit jedem Windrad mehr auf der anderen Seite die herkömmliche Anlagen weniger Strom erzeugen müssen. Die Erneuerbaren drängen die alten Anlagen also aus dem Markt. Jedoch bleibt die Zuteilung der Zertifikate an Betreiber herkömmlicher Anlagen gleich.
Folglich steigt die Anzahl der Zertifikate parallel zum Fortschreiten des Ausbaus der Erneuerbaren an. Konsequenterweise verkaufen die Anlagenbetreiber ihre überschüssigen Zertifikate gewinnbringend. Daher steigt die Menge der zum Verkauf angebotenen Zertifikate auf dem freien Markt und der Preis sinkt natürlich. Andere am Emissionshandel beteiligten Sektoren können diese verbilligten Zertifikate aufkaufen. Interessant ist das Geschäft auch für die Käufer. Denn für manchen Anlagenbetreiber mag es kostengünstiger sein, die billigen Zertifikate zu kaufen, anstatt in die Emissionsvermeidung zu investieren. Und so kommt es, dass die Emissionen aus dem Stromerzeugungssektor nicht etwa sinken, sondern sich lediglich in andere Sektoren verlagern. Denn die Zuteilung der Zertifikate erfolgt zwar nach Industriesektor, gelangen die Zertifikate aber auf den freien Markt, stehen sie allen Industriebereichen zu Verfügung. Das Problem der fehlenden Abstimmung zwischen EEG und Emissionshandel beschränkt sich dabei leider nicht nur auf Deutschland.
Auch Industrien im Ausland „profitieren“ von den preiswerten Zertifikaten aus Deutschland, da der Emissionshandel EU - weit möglich ist. Dank des deutschen EEG kann nun im Ausland mehr CO2 emittiert werden, als eigentlich geplant. Wenig zielführend, wenn man bedenkt, wie wenig umweltfreundlich beispielsweise osteuropäische Kraftwerke sind. Den Preis dafür zahlt der deutsche Staatsbürger. Denn das EEG bedingt die Zwangs–Einspeisung des Ökostroms, welche sich dessen Anlagenbetreiber letztlich vom Endkunden erstatten lassen. Folglich ist das EEG in Koexistenz mit dem Emissionshandel zwar ein Instrument, mit dem sich die Energieerzeugungsstruktur Deutschlands ändern lässt. In punkto CO2 profitiert das Klima jedoch nicht davon.

Bremst das Erneuerbare-Energien-Gesetz neue Technologien aus?

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) regelt die Beziehung von Strom-Produzenten des Bereichs erneuerbare Energien bis hin zum Endkunden. Der Strom aus erneuerbaren Energien, sei er in Wind- oder Wasserkraftanlagen, aus PV oder Biomasse erzeugt, durchläuft sowohl physisch als auch monetär folgende Kette: 1. Anlagenbetreiber, 2. Verteilnetzbetreiber, 3. Übertragungsnetzbetreiber, 4. Börse, 5. Stromlieferant, 6. Endkunde.
Der Ökostrom wird zunächst von den Anlagenbetreibern an die sogenannten Verteilnetzbetreiber durchgeleitet, die den Strom qua EEG-Gesetz zu 100% abnehmen müssen. Verteilnetzbetreiber unterhalten Stromnetze im Nieder- und Mittelspannungsbereich und ergänzen das nächste Glied in der Kette: die vier großen Übertragungsnetzbetreiber. Übertragungsnetzbetreiber unterhalten Höchstspannungsnetze, sind also zuständig für den Transport elektrischer Energie über große Entfernungen hinweg. Großräumig über Deutschland verteilt, hier im Einzelnen: Das Netz der Transpower Stromübertragungs GmbH, eine Tochtergesellschaft der Tennet (ehem. Tochter der E.ON AG), erstreckt sich vom Norden über Mitteldeutschland bis in den Süden. Das Netz der 50Hertz Transmission GmbH (ehem. Vattenfall Europe) liegt im Nord-Osten bzw. Osten. Das der Amprion GmbH im Westen (ehem. RWE Transportnetz Strom) und das der EnBW im Süd-Westen.
Seit die EEG-Novelle Anfang des Jahres in Kraft trat, liefern die Übertragungsnetzbetreiber den Ökostrom nicht mehr direkt an Stromlieferanten weiter, sondern vermarkten ihn zuvor an der Leipziger Strombörse EEX. Dort können nun Stromlieferanten, wie beispielweise die EnVersum GmbH, Ökostrom für ihre Endkunden beschaffen. Damit die Übertragungsnetzbetreiber ihre EEG-Umlage, die sie zuvor den Verteilnetzbetreibern erstattet haben, wieder eintreiben können, lassen sie ihre Einnahmen zunächst auf ein sogenanntes „fiktives EEG-Konto“ fließen. Im Anschluss verrechnen sie die geleisteten Zahlungen mit der EEG-Vergütung. Umgelegt auf die gesamte Menge Ökostrom entsteht so ein einheitlicher Differenzbetrag. Den Differenzbetrag holen sich die Übertragungsnetzbetreiber bei den Stromversorgern zurück, welche ihn wiederum an den Endkunden weiterreichen. Die Kosten für den Ökostrom trägt somit der einzelne Bürger - als Kunde.
Und für den wird der Preis insbesondere aufgrund der Systematik der staatlichen und der kommunalen Besteuerung zukünftig konstant ansteigen. Die Systematik sieht folgendermaßen aus: Die Steuer an den Staat setzt sich zusammen aus der Stromsteuer und einer Mehrwertsteuer auf alle Positionen innerhalb der Stromrechnung, nämlich: 1. EEG 2. KWK (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz) 3. Netzentgelte 4. Sonstige Abgaben und Steuern. Der Clou für den Staat besteht darin, dass die Stromsteuer auch der Mehrwertsteuer unterliegt - wir sprechen hier also von einer Steuer auf eine Steuer!
Zudem wird sich nicht nur, wie man vordergründig annehmen mag, die EEG-Umlage erhöhen. In der Stromrechnung verstecken sich weitere Kosten, die, und das man darf nicht vergessen, durch die Mehrwertsteuer, die über allen Positionen liegt, den Gesamtpreis am Ende noch mal steigen lassen.
1. EEG-Umlage: Die steigt aus zwei Gründen: Zum einem - das ist klar - weil die Zahl der Anlagen im Bereich der Erneuerbaren anwachsen wird. Zum anderen, weil wegen der unsteten Menge aus den Erneuerbaren Energien mehr Regelenergie benötigt wird. Regelenergie ist mit Abstand die teuerste, wird jedoch zum Ausbalancieren der Netze gebraucht, die unbedingt auf einem bestimmten Level laufen müssen. Der Zukauf wird der EEG-Umlage zugerechnet, jedoch wird dieser Aspekt gerne unterschlagen. 2. Die Netzentgelte. Netzentgelte erhöhen sich ebenfalls und zwar, weil die Stromnetze in Deutschland wegen der Erneuerbaren Energien - speziell wegen der Windanlagen - ausgebaut werden müssen. Windanlagen stehen vorzugsweise im Norden. Dort wird nun mehr Strom produziert, als man im Norden braucht. Folglich muss der Strom in andere Regionen transportiert werden. Dafür reicht die bisherige Infrastruktur nicht aus. 3. Weiterhin müssen, wie erwähnt, Abgaben an die Kommunen geleistet werden. Die sogenannten Konzessionsabgaben sind als Steuer auf die Netzentgelte zu verstehen (sie orientiert sich an deren Höhe). Da die Netzentgelte steigen, ist natürlich mit einer Erhöhung der Konzessionsabgaben zu rechnen.
Die stetig steigenden Preise werden vermutlich zu einem Akzeptanzproblem in der Bevölkerung führen. Außerdem führt die Struktur des EEG zu einer Manifestation des Status Quo. Denn die Betreiber von Anlagen Erneuerbarer Energien werden sich nicht so leicht wieder aus dem Markt vertreiben lassen. Was aber, wenn nun neue Technologien auf den Markt drängen, die effizienter und im besten Fall sogar preiswerter sind, als die bisherigen? Wären die Bürger bereit, zusätzlich für neue Technologien zu zahlen? Es scheint, als ginge das EEG zu Lasten des zukünftig zu erwartenden technologischen Fortschritts.

Hat das Kyoto-Protokoll mehr als nur eine Signalwirkung?

Das Kyoto-Protokoll (hier kurz: KP) wurde von insgesamt 127 Staaten ratifiziert, die sich aus Entwicklungs-, Schwellen- und Industrieländern zusammensetzen. Ziel ist die Reduktion von sechs Schadstoffen als da wären: Kohlendioxid, Methan, Lachgas, Fluorkohlenwasserstoffe, Perlfluorkohlenwasserstoffe und Schwefelhexafluorid. Die Reduktionswerte der einzelnen Länder bzw. Ländergruppierungen sind nicht einheitlich, um die Entfaltung wirtschaftlich schwächerer Länder nicht auszubremsen. Daher liegt die Hauptaufgabe bei den Industriestaaten. 38 davon haben sich verpflichtet, im Zeitraum von 2008 bis 2012 den Ausstoß der sechs Schadstoffe im Mittel um 5,2% unter das Niveau von 1990 zu senken. Dafür sind drei flexible Instrumente entworfen worden: 1. Der projektbezogene Handel zwischen Industrieländern ("Joint Implementation"). 2. Der ebenfalls projektbezogene Handel zwischen Industrie- und Entwicklungsländern ("Clean Development Mechanism"). 3. Das emissionsbezogene „Emission Trading“, welches nur zwischen den 38 Industrieländern stattfindet.
Der thematische Schwerpunkt dieser Notiz liegt auf dem Emissionshandel innerhalb der EU bzw. Deutschlands. Die EU tritt als Ländergruppe auf und hat sich auf 8% Schadstoffreduktion geeinigt. Um auch hier nationale Gegebenheiten zu berücksichtigen, sind für jedes Land individuelle Ziele formuliert worden. So soll Deutschland seine Schadstoffemissionen um 21% senken, während Spanien seinen Ausstoß um 15% steigern darf. In der Europäischen Union begann man mit der Umsetzung des KP ab dem 1.1.2005. Die Zuteilung der Zertifikate erfolgte durch die jeweiligen Regierungen. Nach der Festlegung der Emissionshöchstgrenze wurden in Deutschland die Zertifikate kostenlos an die sechs teilhabenden Industriesektoren verteilt (Energie-, Mineralöl-, Papier-, Zellstoff-, Stahl- und Zementindustrie). Seitdem können die Rechte zwischen den teilnehmenden Unternehmen an der Börse gehandelt werden. Jedes Unternehmen kann frei entscheiden, ob es weitere Emissionen vermeidet oder Rechte von anderen Unternehmen hinzukauft. Dadurch soll ein Knappheitspreis entstehen. Weiterer ökonomischer Anreiz: Die ausgegebenen Zertifikate werden von Handelsperiode zu Handelsperiode gesenkt.
Doch wie wirksam ist das Protokoll - abgesehen von den eher unspezifischen Sanktionierungsmaßnahmen im Falle eines Verstoßes? Die Kritikpunkte sind zahlreich. Hier auszugsweise drei (der Reihenfolge sollte keine Priorisierung entnommen werden): 1. Die in den jeweiligen Ländern unterschiedlich hohe CO2 - Minderung. 2. Die - speziell in Deutschland -ausschließlich kostenlose Verteilung der Zertifikate und, was zunächst überraschen mag, daraus resultierend steigende Energiepreise. 3. Die ungleiche Ausgangssituation von Altanbietern und Neueinsteigern.

Zu 1: Die unterschiedlich hoch angesetzte CO2 - Minderung verleitet energieintensive Unternehmen dazu, ihre Anlagen in andere Länder zu verlagern. Folglich wird der Ausstoß auf dem eigenen Territorium verringert, bleibt jedoch global gesehen gleich. Die unterschiedliche Regelung führt aber auch - so konkret in Europa geschehen - zum Aufkauf von Emissionsrechten in anderen Ländern wie Mittel- und Osteuropa. Diese Länder sind nach dem Zerfall der Sowjetunion neu- und umstrukturiert worden, haben daher einen großen Anteil ungenutzter Emissionen frei.
Zu 2. Die kostenlose Verteilung der Zertifikate hat dazu geführt, dass die großen Energieversorger ihre Preise erhöht haben. Was zunächst paradox klingt, erklärt sich schnell: Beim Nutzen der Rechte entstehen den Konzernen Kosten in Höhe der entgangenen Einahmen für einen möglichen Verkauf (Opportunitätskosten). Benötigt der Konzern hingegen mehr Rechte, weil er seine Produktion erhöht, muss er weitere hinzukaufen. Diese durch das KP entstandenen Kosten wurden von den Stromkonzernen an die Verbraucher weitergegeben - bei gleichzeitigen Mitnahmeffekten in Milliardenhöhe.
Zu 3. Sowohl Altanbieter als auch Neueinsteiger bekommen kostenlos Rechte zugeteilt. Der Neuanbieter auf Basis der „besten verfügbaren Technik“, der Altanbieter auf Basis historischer Daten. Modernisiert ein Altanbieter seine Anlage, wird von ihm (anders als vom Neuanbieter) nicht die „beste verfügbare Technik“ verlangt. Zudem werden dem Altanbieter vier Jahre lang Rechte in Höhe der alten Anlage erteilt, die er - da er sie (vermutlich) nicht braucht - auf dem Markt gewinnbringend verkaufen kann. Dadurch entstehen Kostenasymmetrien, die für Neueinsteiger wie eine Markteintrittsbarriere wirken.
Die Kritikpunkte sind nur ein Auszug aus den großen Problemen, die das KP in der praktischen Umsetzung mit sich bringt. Ob die Umsetzung des KP tatsächlich wie beansprucht „ökonomisch effektiv und ökonomisch effizient“ ist? Man darf also gespannt sein, wie es in Cancún weitergeht.
Was dem Kyoto- Protokoll aber auf keinen Fall abgesprochen werden kann, ist die weltweite Signalwirkung „Umweltschutz ist wichtig“.

Warum gibt es eigentlich kein deutsches LNG-Terminal?

Mit einem Anteil von 24 % am Welt-Primärenergieverbrauch ist Erdgas hinter Erdöl und Hartkohle heute der drittwichtigste Primärenergieträger - Tendenz steigend.
Die Ausweitung des Gashandels liegt hauptsächlich in drei Faktoren begründet: 1. Die Ölproduktion von bekannten Ölfeldern geht drastisch zurück. Die Verknappung der Ölproduktion führt zu steigenden Öl- Preisen. Gas wird mehr und mehr zur Alternative, besonders jetzt, wo die starre Bindung an den Ölpreis beginnt wegzufallen. 2. Strengere Gesetze zum Klimaschutz begünstigen die industrielle Nutzung von Gas, da Gas beim Verbrennungsprozess 50% weniger Schadstoffe als Kohle freisetzt. 3. Eine Gasschwemme, ausgelöst durch Nachfragerückgang in Folge der Weltwirtschaftskrise und außerdem angeheizt durch die verstärkte Förderung von unkonventionellem Gas und den Handel mit Flüssiggas.

2009 betrug der Handel mit Flüssiggas bereits mehr als ein Viertel des gesamten Gashandels. Flüssiggas, kurz LNG genannt (engl. liquefied natural gas), ist somit nicht mehr bloß irgendein Trend. Was also ist LNG genau und warum geht man in Deutschland den Weg nicht mit?

Verflüssigung, Seetransport und Wiederverdampfung - das ist die Produktionskette, die Erdgas durchlaufen muss, um nutzbar gemacht zu werden. Dazu wird es zunächst auf -162°C gekühlt. Derart verflüssigt hat das Produkt ohne Farbe, Geschmack und Geruch nur noch 1/600 des ursprünglichen Volumens. LNG ist zudem weder giftig noch explosiv, eignet sich daher hervorragend zum Transport in Tankern. Am Bestimmungsort wird es in einem einfachen Prozess erwärmt und in den gasförmigen Zustand zurückversetzt, so dass es wieder für den Transport per Pipeline zur Verfügung steht. Nachdem größere Schiffe und verbesserte Technik die Herstellungskosten seit den siebziger Jahren um die Hälfte haben sinken lassen, ist um diese Produktionskette eine riesige Infrastruktur entstanden.

Den 26 Export- Stationen, welche sich auf insgesamt 16 Länder verteilen, stehen 60 Importhäfen mit Regasifizierungs- Stationen gegenüber, die sich auf 18 Länder verteilen.
Die größten Exporteure sind: Algerien, Australien, Indonesien, Libyen, Malaysia, Nigeria, Oman und Katar. Die größten Importeure sind Japan, die Republik Korea, USA und einige europäische Länder wie Portugal, Spanien, Frankreich, Belgien, Italien und Griechenland.

Dank LNG (und unkonventionellem Gas) hat sich in den letzten Jahren so etwas wie ein Weltmarkt für Gas entwickelt. Unabhängiger von Pipelines entwickelte sich die Beziehung Exporteur - Importeur zu Gunsten der Importeure. Diese können heute endlich zwischen verschiedenen Angeboten wählen. Für die kommenden Jahre ist mit einer deutlichen Ausweitung des Flüssiggas-Handels zu rechnen - Schätzungen zufolge bis zu sieben Prozent im Jahr.

Deutschland ist jedoch von der LNG- Versorgung bislang abgeschnitten. Zwar wird seit Jahren über einen Anschluss in Wilhelmshaven nachgedacht, E.ON und die RWE signalisierten Interesse an einem Einstieg in das Geschäft. Experten sind außerdem einhellig der Meinung, dass ein eigener Anschluss Deutschland unabhängiger vom bisherigen Hauptlieferanten Russland mache. Zudem ließe ein solcher die Gaspreise hierzulande sinken.

Warum es noch keinen Anschlusshafen gibt? Auf der einen Seite hört man, dass die Margen beim Pipelinegas für RWE und E.ON größer seien und sich der Bau deshalb verzögere. Zum anderen protestieren viele Anwohner in der Region um Wilhelmshaven gegen den Bau. Sie fürchten den Lärm, bangen um den Wertverlust ihrer Häuser und sprechen sich generell gegen die „Horizontverschandelung“ aus. Leider. Ein deutscher LNG- Terminal wäre eine Bereicherung für dieses Land. Doch der Fortschritt hat es nicht immer leicht.

Revolutionär und unkonventionell – das „neue“ Gas:

Von einer stillen Revolution ist die Rede. In der Tat - man hört in Europa eher wenig über die sogenannte Energierevolution, die durch unkonventionelles Erdgas ausgelöst werden soll.
Daher zunächst die Frage: Was ist „unkonventionelles“ Erdgas überhaupt? Der Begriff ist ein wenig irreführend, denn nicht etwa das Gas ist unkonventionell, sondern die Fördermethoden sind es. Bei diesen handelt es sich um Verfahren, die noch vor wenigen Jahren technisch nicht möglich bzw. nicht wirtschaftlich waren. Man unterscheidet zwischen konventionellem und unkonventionellem Gas wie folgt:

Konventionelles Gas strömt bei Förderbohrungen aufgrund des natürlichen Lagerstättendrucks an die Oberfläche. Unkonventionelles Erdgas hingegen lagert dort, wo das Gestein so dicht ist, dass es bei Druckentspannung keine Diffusion gibt. Man muss künstlich nachhelfen. Derzeit wird zwischen sechs Arten von unkonventionellen Gasen unterschieden: Festes Gas (Tight Gas), also Gas aus besonders undurchlässigen Gesteinen, wozu auch das sogenannte Schiefergas (Shale Gas) - Gas aus Tonsteinen zählt. Tiefen-Gas (Deep Gas) befindet sich in Tiefen von 4,5 km unter der Eroberfläche. Flözgas (Coalbed Methane), ist in nicht abgebauten Kohleflözen gebunden. Aquifergas ist in Grundwasser gelöstes Gas und Methanhydrat (Methane hydrates) wird aus Meeres- oder Permafrostböden gewonnen.

Tight Gas, Shale Gas sowie Flözgas gehören zu den Formen, die heute wirtschaftlich nutzbar sind. Die Vorkommen sind gigantisch, gelten speziell in den USA als die große Hoffnung von Gasunternehmen und Politik und sind mit verantwortlich dafür, dass die Vereinigten Staaten Russland nun als größten Gasproduzenten überholt haben. 2009 hatte Shale Gas in den USA bereits einen Förderanteil von ca. 10%. Die amerikanische Energy Information Administration (EIA) prognostiziert, dass sich die Förderung bis 2020 auf ungefähr 20%
ausweitet.
Aber die Vorkommen beschränken sich nicht nur auf die USA. Die Internationale Energieagentur IEA schätzt, dass die derzeitig nutzbaren Vorkommen weltweit 921 Billionen Kubikmeter betragen – beinahe die fünffache Menge der konventionellen Reserven. Wie viel davon tatsächlich nutzbar ist, ist zwar noch ungewiss. Aber Experten gehen davon aus, dass die weltweiten Gasvorkommen - welche unter den alten Vorzeichen in 20 bis 30 Jahren erschöpft gewesen wären - nun erst in 50 Jahren zur Neige gehen. Große Reserven werden vor allen Dingen in Australien, China und Indien vermutet. In Europa hat man mit der Exploration gerade erst begonnen. Zwar heißt es, dass hier mit deutlich weniger Vorkommen zu rechnen sei. Doch viele der großen Energiekonzerne wie EXXON, Shell, Royal Dutch und Statoil - um nur ein paar zu nennen - beteiligen sich bereits in großem Stil an der Erforschung. In Schweden, Polen und dem Wiener Becken werden größere Funde erwartet. Und auch in Belgien, Bulgarien, Frankreich, Deutschland (Niedersachsen), Italien, Rumänien und Spanien wird nach unkonventionellem Gas gesucht.

Dass man über diese Untersuchungen bisher wenig gehört hat, wird damit zusammenhängen, dass Europa und speziell Deutschland sehr empfindsam sind, wenn es um umweltsensible Themen geht. Und Kritik gibt es: Will man Gas aus Schiefergestein fördern, muss dieses zunächst aufgebrochen werden. Dazu wird viel Wasser, vermischt mit Chemikalien, in den Untergrund gepresst. Diese Chemikalien sind toxisch, karzinogen, biozid und sollen das Grundwasser verunreinigen, weshalb das Verfahren als ökologisch bedenklich eingestuft wird.
Trotzdem: Wegen des Aufkommens von unkonventionellem Gas ist von einer regelrechten Gasschwemme, einem drohenden Preisverfall und sogar von einem Wegfall der Kopplung an den Ölpreis die Rede. Und im Gegensatz zu Nabucco und South Stream trägt unkonventionelles Gas schon jetzt real zu einer Diversifikation der europäischen Energieversorgung bei. Sven Streitmayer, Rohstoffanalyst der Landesbank Baden-Württemberg, glaubt sogar, dass „Gas Öl langfristig als Energieträger Nummer eins ablösen kann“.

Nabucco - ein geopolitischer Krimi

Nachfragerückgang bedingt durch die Wirtschaftskrise und bislang unterschätzte Technologiesprünge haben dazu geführt, dass der Weltgasmarkt in den letzten zwei Jahren große Veränderungen durchlaufen hat. Dank neuer Techniken ist heute die Gewinnung von „unkonventionellem Erdgas“ wirtschaftlich rentabel. Unkonventionelles Erdgas wird aus Permafrostböden und dichten Tonschichten, meistens Schiefer, gewonnen. Diese neue Entwicklung führt dazu, dass - neben dem durch Nachfragerückgang freigesetzten Gas - zusätzliche Gasmengen auf den Markt strömen. Bereits 2009 sank der Gaspreis am Spotmarkt auf einen Cent pro Kilowattstunde, während die Preise für Gas aus Russland wegen der (bisherigen) Bindung an den Ölpreis in etwa doppelt so hoch lagen. Russland verfügt weltweit über die größten (konventionellen) Erdgasreserven, gerät aber zunehmend unter Druck, weil unkonventionelles Erdgas praktisch überall auf der Welt vorhanden ist. Außerdem wird der Wettbewerb durch die Planung der Gaspipeline „Nabucco“ angeheizt, welche mit den Diversifizierungsplänen der EU im Zusammenhang steht.
Die neue Gaspipeline könnte Europa, das bislang rund ein Viertel seines Gasverbrauchs mit Lieferungen aus Russland abdeckt, unabhängiger von der Willkür des Gasriesen machen. Eine sinnvolle Strategie, wenn man sich an Russlands Streitigkeiten mit der Ukraine und anderen Transitländern erinnert, die zur Folge hatten, dass die Gasversorgung in den letzten Jahren mehrmals unterbrochen wurde.
In der ersten Ausbaustufe soll also die 3300 Kilometer lange Pipeline 2014/15 fertig sein. Das von der EU geförderte Projekt würde von der Türkei über Bulgarien, Rumänien, Ungarn und Österreich in den Europäischen Raum führen. Das Gas selber käme aus Ländern der kaspischen Region wie Aserbeidschan und Turkmenistan sowie aus dem Irak. Langfristig könnten die Vereinigten Arabischen Emirate und der Iran folgen. Als Investoren werden auf der offiziellen Homepage von Nabucco Energiekonzerne der oben genannten fünf Transitländer sowie die deutsche RWE genannt.
Jedoch hat Gazprom, das seine Marktposition in Südosteuropa gefährdet sah, mit dem italienischen Energiekonzern Eni das Gegen- Projekt „South Stream“ entworfen. Aktuellen Meldungen ist zu entnehmen, dass Gazprom hinter den Kulissen versucht, Partner aus dem Nabucco-Projekt auf seine Seite zu ziehen. Der österreichische Öl- und Gaskonzern OMV unterstützt South Stream mittlerweile offiziell. Bulgarien und Russland haben Anfang Juli einen Fahrplan für South Stream unterzeichnet und damit Rumänien ausgestochen. Aus Ungarn hört man, dass dort das russische Projekt gleichrangig mit Nabucco behandelt würde.
Auch bei RWE liegt jetzt eine Anfrage vor. Gazprom versucht, den deutschen Versorger zu einem Ausstieg bei Nabucco und stattdessen zu einer Kooperation mit dem russischen Pipeline- Projekt zu bewegen. Die RWE gab an, alle eingehenden Angebote zu prüfen. Aus unternehmerisch- strategischen Erwägungen heraus ist South Stream jedenfalls nicht uninteressant für den deutschen Konzern. Denn auch wenn die russische Leitung deutlich mehr kosten würde, böte eine Kooperation mit Russland RWE die Chance, in die Liga der internationalen Gaskonzerne aufzusteigen. Zudem hat Nabucco einen gravierenden Schönheitsfehler: Neben der Idee selber gibt es nämlich noch überhaupt keine konkreten Ansätze. Weder wissen die Investoren, woher das Gas nun tatsächlich kommen soll, noch existieren Verträge mit einem der oben genannten potentiellen Gas- Lieferanten. Turkmenistan ist darüber hinaus parallel in Verhandlungen mit Russland. Zu all dem kommt, dass die Lieferantenländer Nabuccos zum Teil als sicherheitspolitisch bedenklich einzustufen sind.
Ist Nabucco ernsthaft gefährdet, wenn die RWE auf den Annäherungsversuch Russlands eingeht? Experten bezweifeln, dass der deutsche Konzern beide Pipelines gleichzeitig wirtschaftlich sinnvoll betreiben kann. Und in der FAZ vom 13. Juli 2010 heißt es: „Wenn auch der Essener Versorger (bei South Stream) mitziehen würde, dürfte der Baubeginn von Nabucco angesichts des derzeitigen Gas- Überangebotes in weite Ferne rücken“. Wie es weitergehen soll, scheint in diesen Tagen unklar, und das, obwohl Nabucco von der EU offiziell zum zentralen Baustein der europäischen Versorgungsstrategie erklärt wurde. Trotzdem: Der Grundgedanke, sich von Russland unabhängig zu machen, ist nach wie vor gut und richtig - hoffentlich gerät er nicht unter die Räder der geopolitischen Probleme.

Desertec und die Diversifizierungspläne der EU

Wie genau die energiepolitischen Ziele von EU und Deutschland umgesetzt werden sollen, ist noch unklar, die EU hat jedoch drei Hauptziele formuliert: 1. Der Klimawandel soll bekämpft werden. 2. Die hohe Importabhängigkeit bei fossilen Brennstoffen soll gemindert werden. 3. Mittels wettbewerbsfähiger Energieversorgung sollen Wachstum und Beschäftigung gefördert werden. In der folgenden Chefnotiz liegt der Fokus auf den Themen „Importabhängigkeit“ und dem Wüstenprojekt „Desertec“.

Nicht zuletzt der Gasstreit mit Russland hat gezeigt, dass die „Diversifizierungspläne“ der EU, mit welchen die Risiken der Importabhängigkeit gestreut werden sollen, grundsätzlich sinnvoll sind. Desertec ist eines der besonders prominenten Beispiele für diese Pläne. Zwar forderte Günter Gloser (SPD), dass das Projekt wesentlich von privaten Unternehmen finanziert und organisiert werden soll, aber prinzipiell wird der Bau in punkto Rahmenbedingungen und Anschubfinanzierung von EU und Deutschland unterstützt. Und so setzen viele ihre Hoffnung auf das Solarprojekt in Afrika, denn hier könnten die Diversifizierungspläne der EU mit einem weiteren Ziel, nämlich dem Ausbau der Erneuerbaren Energien, verbunden werden.

Schauen wir uns Desertec näher an, fällt allerdings auf, dass bestimmte Grundüberlegungen nicht vorgenommen wurden. Neben der ungeklärten Frage nach der Rentabilität des Projekts, lassen sich etliche weitere Kritikpunkte finden. So beklagte Solarenergie- Experte Dr. Hermann Scheer (SPD) die Fixierung auf die Solarthermie. „Dass man von dieser technischen Option her versucht, die Lösung für die ganze Welt zu beschreiben, riecht nach technokratischer Manie“, so Scheer. Außerdem machten - neben Aufbau und Wartung in der Wüste - auch Sandstürme und Temperaturschwankungen die Solarstromgewinnung dort finanziell unkalkulierbar.

Der EU geht es bei den Diversifizierungsplänen jedoch (neben dem Thema „Erneuerbare“) in erster Linie um sichere Bezugsquellen. Nur: Wie sicher sind die potentiellen neuen Lieferantenländer überhaupt?

Seit 2003 unter der Leitung des Club of Rome in der Planung, soll Desertec in der Sahara erbaut werden. Welche der Wüsten- Staaten genau beteiligt sein werden, ist der offiziellen Homepage von Desertec nicht zu entnehmen. Es ist vage von Ägypten, Marokko und Tunesien die Rede.

Doch ist es aus unserer Sicht einerlei, für welchen der Sahara- Staaten man sich entscheiden wird, denn das Auswärtige Amt warnt - Stand 2010 - für jedes der Länder vor „Entführung und Anschlägen“. Neben vielen anderen Indizien lässt sich aus den Reisehinweisen des Auswärtigen Amtes schnell und zweifelsfrei schließen, dass keines dieser Länder politisch stabil sein kann.

Das Thema „Gefahr vor Anschlägen“ wird zwar von Seiten Desertec auf der eigenen Homepage angesprochen. Die Antwort, Desertec wäre „durch Schaffung von Ausbildungs- und Arbeitsplätzen das ideale Anti- Terror-Programm“, lässt einen jedoch zweifeln, ob das Projekt nun eine „sichere“ Quelle für die Energieversorgung Europas sein soll oder vielmehr eine Art übergroßes Erziehungscamp für Terroristen.

Vor diesem Hintergrund beantwortet Solarworld - Chef Frank Asbeck die Frage nach dem Thema „Abhängigkeit“ wohl mit der einzigen Antwort, die man darauf haben kann: "Baut man die Solarkraftwerke in politisch instabilen Ländern, bringt man sich in die gleiche Abhängigkeit wie beim Öl".

Gedanken zu einem tragfähigen Energiekonzept für Deutschland

Geht es nach dem Willen der Bundesregierung, ist 2050 die Vollversorgung mit Energie aus erneuerbaren Quellen in Deutschland erreicht. Vorläufiges Etappenziel: 2020 soll ein Ökostrom-Anteil von 30 Prozent im Netz sein. Neueste Prognosen sprechen sogar von 38,6 Prozent, wie aus dem „Nationalen Aktionsplan für Erneuerbare Energie" hervorgeht, den die Bundesregierung im Herbst der EU-Kommission vorlegen will. Außerdem sieht die EU-Kommission für 2020 eine Minderung des CO2 –Ausstoßes um 21 Prozent vor.

Jedoch gibt es konkrete Zweifel an der Umsetzbarkeit der Ziele von Bundesregierung und EU. Der Wissenschaftliche Beirat des europäischen technischen Fachverbandes für die Strom- und Wärmeerzeugung VGB PowerTech rechnet es vor: Die Bruttostromerzeugung in Europa steigt von rund 3300 Terawattstunde im Jahr 2005 auf 3700 Terawattstunden im Jahr 2020. Diese Mehrnachfrage mit einem reduzierten Ausstoß an Klimagasen zu harmonisieren, ist nicht ohne ein gleichzeitiges Kraftwerks-Erneuerungsprogramm mit hohen Investitionen in modernste Kohle- und Gasprojekte zu schaffen, sagt der Beirat der VGB PowerTech. Denn selbst wenn es möglich wäre, den steigenden Energiebedarf nur mit erneuerbaren Energietechniken abzudecken, so wäre immer noch keine einzige Tonne CO2 eingespart. 30 Prozent Ökostrom-Anteil und eine gleichzeitige CO2 Minderung widersprechen sich also anscheinend gegenseitig.
Darüber hinaus stellt sich die Frage nach der Finanzierbarkeit der Konzepte. Während die Wissenschaftler des VGB vor allem auf große Windparks setzen, so steht Manuel Frondel vom Rheinisch-Westfälischen Institut für Wirtschaftsforschung (RWI) diesem Ansatz skeptisch gegenüber. Die Wachstumsmöglichkeiten an Land sind natürlich begrenzt. Und Frondel zufolge wird die Vergütung für Offshore-Windstrom schon in wenigen Jahren unter die der Windkraftanlagen an Land fallen. Sollte das so bleiben, werden keine Anlagen mehr vor der Küste errichtet werden. Des Weiteren ist ein Ausbau der Stromnetze, ohne den weder Windstrom an Land transportiert noch die Stabilität der Stromversorgung gewährleistet werden kann, nur durch enorm hohe Investitionen zu finanzieren. Die bei weitem nicht ausgereifte Technik der Stromerzeugung durch Sonnenenergie hat ebenfalls ihren Preis – allein sie wird die Verbraucherpreise in den nächsten Jahren um zehn bis zwölf Prozent verteuern.
Fakt ist: Wie hoch den Bürger der „Nationale Aktionsplan“ zu stehen kommt, ist diesem nicht zu entnehmen. Die Fraunhofer-Institute kommen jedoch zu dem klaren Ergebnis, dass mit hohen Investitions- und Entwicklungskosten zu rechnen ist. Diese Zusatzkosten werden per Gesetz über die Stromrechnung auf die Verbraucher umgelegt. Die Kosten steigen nach den Untersuchungen bis 2016 auf ein Maximum. Vor 2020 ist ein „Break-Even-Punkt" der durch die Umstellung auf fossile Energieträger entstehenden Kosten nicht zu erwarten.
Die Studie des ForschungsVerbunds Erneuerbare Energien (FVEE) mag richtig sein. Diese belegt, dass sich die Investitions- und Entwicklungskosten langfristig lohnen, weil die Energieträger günstiger werden. Doch muss die Frage erlaubt sein, ob trotz langfristiger Vorteile die Kosten kurzfristig so hoch werden, dass es zu Akzeptanzproblemen in der Bevölkerung kommt, welche die Kosten dafür letztlich tragen muss.
Darüber hinaus sollte die Politik einmal grundsätzlich darüber nachdenken, ob die Fixierung auf die „entweder - oder- Frage“ Großkraftwerke versus Erneuerbare Energien sinnvoll ist. Wir von EnVersum sehen erst in der Kombination aus drei Elementen - nämlich Großkraftwerken, Erneuerbaren Energien und dezentralen KWK - Anlagen– die preiswerteste, umweltschonendste und am schnellsten zu realisierende Lösung.
Daher schließen wir uns dem Leitartikel in der Financial Times Deutschland vom 8.7.2010 an: „Das Schwarz-Weiß Schema von den bösen konventionellen und den guten erneuerbaren Energieträgern“ ist "endgültig hinfällig“. „Wer ernsthaft daran interessiert ist, ein über Jahrzehnte tragfähiges Energiekonzept für Deutschland zu erarbeiten, darf die Vorbehalte gegen den starken Ausbau erneuerbarer Energien nicht einfach vom Tisch wischen.“ Denn nur weil die Richtung stimmt, heißt es schließlich noch lange nicht, dass auch die Methode angemessen ist.

EnVersum bietet ab sofort bundesweit Gas- und Strom für Privatkunden an

Hamburg, 5. Juli 2010 – Der Hamburger Energieversorger EnVersum bietet ab heute deutschlandweit Gas- und Strom auch für Privatkunden an. Der Wechsel zu PromptGas und PromptStrom ist für den Kunden schnell, günstig und vor allen Dingen transparent.
Neben den günstigen Preisen basiert das Angebot der EnVersum auf dem Anspruch, die Preisbildung so transparent wie möglich zu gestalten. Der Energieversorger legt sowohl in seinen Strom- als auch in seinen Gasangeboten offen, wie sich der Gesamtpreis zusammensetzt.
Zunehmender Wettbewerb im Strom- und Gasmarkt - aber kaum Transparenz in der Preisbildung
„Wir hoffen, dass wir mit unserem Angebot einen neuen Standard für Transparenz setzen können“, so Dr. Erich Ogilvie, Geschäftsführer der En-Versum GmbH.
Versorgungsunternehmen können nur den Energieeinkauf, die Vertriebskosten und die Gewinnmarge beeinflussen. 39% des Endpreises machen staatlich festgesetzte Steuern und Abgaben aus. Entgelte für Netze, Messstellenbetrieb, Messung von den lokalen Netzbetreibern und Konzes-sionsabgaben der Kommunen machen 24% aus, liegen aber lokal weit auseinander. Dadurch dass ehemalige Komplettversorger große Teile ihrer Kosten als Netzkosten deklariert haben und somit alle Versorger belasten, ist der Wettbewerb bis heute stark eingeschränkt. EnVersum wird für PromptGas und PromptStrom alle Preisbestandteile einzeln ausweisen, um so seinen Kunden Klarheit über diese Zusammenhänge zu verschaffen.

Vertrag PromptGas und PromptStrom
PromptGas und PromptStrom werden im Bundesdurchschnitt zu den güns-tigsten Angeboten gehören. Außerdem bietet EnVersum als erstes Versor-gungsunternehmen einen bundesweit einheitlichen Tarif an. Unterschiede in den Endpreisen ergeben sich damit ausschließlich aus den regional un-terschiedlichen Entgelten für die Netze, den Messstellenbetrieb, die Mes-sung sowie die Konzessionsabgaben.
Um zudem einen möglichst hohen Freiheitsgrad für den Kunden zu ge-währleisten, unterliegen unsere Verträge nicht einer Mindestlaufzeit.

Neuer Blog - Chefnotiz am Sonntag
Mehr zu diesem Thema finden Sie in unserem Blog „Chefnotiz am Sonntag“ unter www.enversum.de / Aktuelles. Ältere Blogeinträge unter: www.enversum.de/ Presse / Aktuelles / Nachrichtenarchiv.


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EnVersum setzt neuen Standard für Transparenz bei Strom- und Gasangeboten

Michael Glos, ehemaliger Bundesminister für Wirtschaft und Technologie, forderte bereits 2008: „Mehr Transparenz im Stromgroßhandel, auf der Stromrechnung und Aufklärung über die wichtigsten Zusammenhänge für alle Verbraucherinnen und Verbraucher."

Heute, zwölf Jahre nach der Deregulierung des Strom- und Gasversorgungmarktes, haben zwar markt- und wettbewerbliche Elemente merklich zugenommen. So ist zum Beispiel die Anzahl der Kunden, die sich jährlich einen neuen Versorger suchen, deutlich gestiegen. Dies wurde beschleunigt durch die Möglichkeit die Preise der Versorger im Internet miteinander zu vergleichen.

Doch obwohl die Daten prinzipiell vorhanden sind, sind die allermeisten Versorger der Forderung nach mehr Transparenz in ihren Strom- und Gasangeboten nicht nachgekommen. Das hat sicherlich auch damit zu tun, dass durch die „neue Transparenz“ keine zusätzlichen Erlösquellen erschlossen werden können. Zudem muss man den großen Versorgern zu Gute halten, dass die Umstellung der EDV ein sehr kostspieliges Unterfangen ist. Solange diese hierzu durch den Gesetzgeber nicht gezwungen werden, unterlassen sie scheinbar derartige Innovationen.

Ein weiterer Grund könnte sein, dass die Politik im Augenblick kein gesteigertes Interesse daran hat, die Preiszusammensetzung für die Kunden nachvollziehbar zu machen. Denn bei kompletter Transparenz der Preiszusammensetzung würden die Kunden schnell sehen, dass die Politik einer der Hauptpreistreiber der Energiepreise ist. Die eigentliche Energie (Strom oder Gas) sowie die Vertriebsmarge machte in 2009 nur ca. 37% des Gesamtpreises aus. Die staatlichen Lasten hingegen machen ca. 39% und die Netzentgelte 24% des Gesamtpreises aus. So betrug beispielhaft der Staatsanteil des Strompreises EUR 17,1 Mrd. in 2009 gegenüber EUR 4,08 Mrd. in 1999. Allein der EEG-Anteil wird in 2010 zusätzlich ca. EUR 8,2 Mrd. betragen (berechnet als die EEG Vergütung gegenüber Börsenpreis). Zudem leistet sich der Staat wieder Klassiker wie Steuer auf Steuer (Mehrwertsteuer auf Stromsteuer).

Diese Chefnotiz darf jedoch nicht so verstanden werden, dass wir von EnVersum gegen den Ausbau der erneuerbaren Energie sind. Aber was uns am Herzen liegt, ist, dass der Bürger erfahren soll, was ihn der Ausbau der erneuerbaren Energie kostet und an welchen Stellen der Energierechnung der Staat die Bürger zu Kasse bittet. Aus unserer Sicht führt vor allen Dingen das Verschweigen der tatsächlichen Kosten des Ausbaus der erneuerbaren Energie sowie der staatlichen Lasten zu einem potentiellen Akzeptanzproblem bei den Bürgern. Oder wie Knut Löschke in seinem Kommentar der Financial Times Deutschland vom 2. Juli 2010 schreibt: „Der totalitäre Umgang mit der angeblichen Klimakatastrophe lenkt von echten Umweltproblemen ab. Die bewusste Irreführung droht die notwendige Revolution der Energieerzeugung zu verhindern“.

Wir von EnVersum werden bei unserem Strom- und Gasangebot für Privatkunden alle Preisbestandteile einzeln ausweisen. Wir hoffen, dass wir damit einen neuen Standard für Transparenz setzen können - für den mündigen Bürger und Energiekunden.

Der Energiemarkt und das Erneuerbare Energien Gesetz

Die Energieerzeugung in Deutschland befindet sich aufgrund des politischen Vorrangs für die erneuerbaren Energien in einem tiefgreifenden Wandel.
Der Ausbau der erneuerbaren Energien schreitet vor allem im Bereich Windkraft zügig voran. Aber auch Energieträger wie Biomasse, Sonne und Wasser werden zunehmend genutzt. In der Zeit zwischen 1990 und 2008 erhöhte sich der Anteil erneuerbarer Energieträger wie Wind, Wasser, Biomasse oder Fotovoltaik am Primär- und Sekundärenergieverbrauch von 1,3% auf rund 7,4%.
Den ökologischen Erfolgen stehen allerdings auch beachtliche Zusatzkosten gegenüber. Insgesamt wurden seit Inkrafttreten des Erneuerbare- Energien- Gesetzes (EEG) im Jahr 2000 für Strom aus regenerativen Energieträgern Fördergelder in Höhe von rund 38,8 Mrd. € gezahlt, davon allein 17,3 Mrd. € in den Jahren 2007–2008.
Der größte Anteil entfällt dabei auf die Vergütung von Windenergie, die mit 20 Mrd. € etwa 46% der bislang gezahlten Einspeisevergütungen erhalten hat. Von zunehmender Bedeutung ist seit einigen Jahren auch die Stromerzeugung aus Biomasse und Solarenergie, für die im Jahr 2008 28% bzw. 23% des Fördervolumens gezahlt wurden.
Im Bereich Solarenergie resultiert die Höhe der Fördergelder nicht aus der insgesamt erzeugten Menge an Strom, die nur rund 5,4% der gesamten nach EEG vergüteten Strommenge ausmacht, sondern vielmehr aus der Höhe der durchschnittlichen Vergütungssätze. Denn diese liegen mit rund 392 €/MWh deutlich über den Durchschnittssätzen, die bspw. für Wasser (70 €/MWh), Windenergie (90 €/MWh) oder Biomasse (100 €/MWh) gezahlt werden. Das Vergütungsvolumen des EEG-Stroms findet schließlich über den gesetzlich vorgesehenen Ausgleichsmechanismus seinen Weg in den Endkundenpreis. Der Ausgleichsmechanismus soll gewährleisten, dass die Belastungen durch das EEG bundeseinheitlich verteilt werden und keine regionalen Unterschiede entstehen. Indem die EEG-Stromeinspeisemengen durch die Netzbetreiber geschätzt werden und dann auf den erwarteten Endverbrauch eines Jahres umgelegt werden, wird die sogenannte EEG-Quote gebildet. In 2010 gilt ein neues Verfahren, die Bundesnetzagentur gibt jetzt einen festen Preis vor. Dieser beträgt in 2010 pro kWh 2,047 Cent.
Die erneuerbaren Energien führen also auf der Preisseite zu großen Verwerfungen. Wenn, wie vorgesehen, der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf einen Anteil von mindestens 30 % erhöht werden soll, ist mit weiteren signifikanten Erhöhungen des EEG-Satzes zu rechnen.
Vor allen Dingen ist zu hinterfragen, ob die Politik mit ihrer Festlegung von festen Fördersätzen pro erzeugter kWh für einen Zeitraum von 20 Jahren nicht dazu beiträgt, zukünftige technische Entwicklungen der Stromerzeugung durch die ökonomische Förderung zu erschweren. Dieser Ansicht ist auch das Rheinisch-Westfälische Institut für Wirtschaftsforschung (RWI). Das System der politisch festgelegten Einspeisevergütungen erstickt aus Sicht des RWI den Wettbewerb unter den erneuerbaren Energietechnologien.
Ob die deutsche Art der Förderung "als eine historische Warnung und als Paradebeispiel für eine extrem verschwenderische Umwelt- und Energiepolitik", wie das RWI meint, zu beurteilen ist, kann uns nur die Zukunft beantworten. Auf jeden Fall dürfen solche Gutachten und darauf basierende Urteile nicht vorschnell der „political correctness“ geopfert werden. Es sollte immer wieder hinterfragt werden, ob die Politik besser als der Markt geeignet ist, die besten Technologien auszuwählen.

Öffentliche Wahrnehmung von Unternehmen und das Prinzip der Freiheit

Unternehmensstrategien können ohne die Öffentlichkeit und deren Zustimmung nicht erfolgreich durchgesetzt und praktiziert werden.
Daher ist die Bindung zwischen Wirtschaft und Presse eng, wird aber nicht um ihrer selbst Willen geführt, sondern es geht um einen Dialog mit der Öffentlichkeit.
Öffentlichkeitsarbeit steht also immer in einem Spannungsdreieck von Unternehmen, Presse und einer kritischen Gesellschaft.
In der heutigen emanzipierten Informationsgesellschaft, deren Informationsquellen Fernsehen, Presse, Rundfunk und Internet umspannen, ist Information nahezu allgegenwärtig. Unternehmen sind entsprechend gefordert, Rechenschaft abzulegen und um eine Akzeptanz in der Öffentlichkeit zu werben, wenn sie erfolgreich sein wollen.
Auch wir von EnVersum stehen im engen Dialog mit der Presse. Jedoch wollen wir die Berichterstattung durch andere um unsere eigene ergänzen. Auf diese Weise erhalten sowohl Kunden und andere Interessierte einen möglichst unverstellten Einblick in unser Unternehmen.
Natürlich hoffen wir, dass unsere „Chefnotiz“ den Leser neugierig auf unsere Produkte macht. Aber darüber hinaus wollen wir unser Selbstverständnis als Unternehmen darlegen und außerdem neugierig auf ein Wiederentdecken von Unternehmertum und Wettbewerb machen.
Insbesondere der freie Wettbewerb ist - vielleicht mag man es verstehen, wenn man die für den Einzelnen fatalen Folgen der Wirtschaftskrise berücksichtigt - in den letzten zwei Jahren zum Synonym für frei volatierende Gier geworden. Alles Ideologische hat wieder Hochkonjunktur.
Trotzdem gilt: Produktions- und Allokationsergebnisse sind in einer Marktwirtschaft besser als in allen anderen Systemen. Der weltgeschichtliche Versuch des Gegenbeweises, der 1917 gestartet wurde, darf als gescheitert betrachtet werden.
Selbst wenn wir uns jetzt an einem Tiefpunkt wähnen, Marktwirtschaft muss als ein evolutionärer Prozess verstanden werde, in der Krise immer auch Chance bedeutet.
Außerdem ist dem freien Wettbewerb eine „distributive Gerechtigkeit“ implizit: Nachweislich führt die Ausbreitung der (im Vergleich zu anderen Systemen) größeren ökonomischen Erfolge dazu, dass nahezu alle Teilnehmer Nutznießer dieser Erfolge werden.
Das Konzept gilt auch für den deutschen Energiemarkt. Alle preislich interessanten oder ökologisch orientierten Angebote kamen und kommen fast nur von neuen Wettbewerbern.
Es muss also gelten: Aus Furcht vor dem Missbrauch der Freiheit dürfen wir das Prinzip der Freiheit nicht aufgeben. Wir von EnVersum bekennen uns dazu.

Text frei nach: Alfred Herrhausen. Denken - Ordnen - Gestalten. 1990 im Siedler Verlag.

„Wie lange reichen die Ressourcen der Welt“? Diese Frage treibt Politik, Wirtschaft und Bürger weltweit um. Denn ganz gleich, welche Daten man sich anschaut, die Ressourcen werden knapper, sei es Öl, Erdgas oder Kohle, um nur ein paar zu nennen. Die Sorgen scheinen absolut berechtigt, denn Volkswirtschaften funktionieren nicht ohne Industrie und Industrien nicht ohne Ressourcen.
Was aber gemeinhin außer Acht gelassen wird ist, dass eine Ressource existiert, die nahezu unerschöpflich ist: Die Innovationskraft des menschlichen Geistes.
Erich. W. Zimmermann (1888-1961) deutscher Ökonom, der an der University of North Carolina und später an der University of Texas lehrte, schrieb schon 1951 eindrucksvoll dazu in „World Resources and Industries“.
Zimmermann unterscheidet zwischen den Depletionists und den Expansionists. Depletionists, also „Erschöpfungs-Theoretiker“, folgern aus der Endlichkeit der Ressourcen, dass man sie nicht willkürlich verschwenden darf, um nachkommenden Generationen genügend Reserven zum Überleben zu lassen. Anderenfalls, so die These, folge das Ende des Wachstums und somit der große Abstieg der Menschheit.
Die Expansionists, oder auch „Expansions-Theoretiker“, vertreten hingegen die Ansicht, daß die Grenzen von Wachstum und Rohstoffen nicht naturgegeben sind, sondern durch den technischen Fortschritt nahezu beliebig gedehnt und erweitert werden können.
Beide Thesen scheinen unvereinbar, denn egal wie groß der technische Fortschritt auch sein mag, irgendwann kommt trotzdem der Punkt, an dem eine Ressource erschöpft ist.
Hier greift nun der Ansatz von Erich W. Zimmermann: „Ressources are not, they become“.
Dafür, was eine Ressource ist, gibt es nämlich - so Zimmermann - keine feste Definition. Eine Ressource ist erst dann als eine solche zu bezeichnen, wenn irgendwer eine Verwendung dafür hat. Überspitzt formuliert: Ob eine Sache eine Ressource ist oder nicht, ist eine reine Ansichtssache.
Er weist das anschaulich am Beispiel von Kautschuk nach. Über Kautschuk war vor 1615 in Europa praktisch nichts bekannt. Später, Mitte des 19. Jhdt. kam es zum Kautschukboom, dann zum Kautschukmangel, bis schließlich Mitte des 20. Jahrhunderts Kautschuk als Rohmaterial durch Kunststoffe abgelöst wurde.
Was war passiert? Während der beiden Weltkriege verlor Europa den Zugang zu seinen Kautschuk-Quellen. Das förderte die Suche nach Alternativen – mit Erfolg.
Zimmermann betrachtet Wandel als Chance zum Umdenken und für Innovation. Wir auch. Unser MiniVersum ist dafür das beste Beispiel, energiewirtschaftlich wie auch wirtschaftspolitisch. Energiewirtschaftlich insofern, als dass das im MiniVersum eingesetzte Erdgas dank der Kraft-Wärmekopplung doppelt genutzt wird. Damit erreicht MiniVersum einen Wirkungsgrad von bis zu 95 Prozent, weit mehr als die modernsten Großkraftwerke. Wirtschaftspolitisch gesehen führt die Energieerzeugung in Privathaushalten zu einem Abbau von undurchschaubaren oligopolistischen Strukturen.

Nachdem vier von einhundert für den Großraum Hamburg vorgesehenen Miniversum Blockheizkraftwerken schon in den vergangenen Wochen für eine gewerbliche Nutzung installiert wurden, ist am vergangenen Freitag das erste Miniversum in einem Privathaushalt in Betrieb genommen worden. Weitere Miniblockheizkraftwerke sind aktuell verkauft und werden in Kürze installiert.

Handelsblatt, 26.04.2010, von Georg Weishaupt

Immer mehr Kunden in Deutschland produzieren Strom selbst. Um im Markt mitzuspielen, sind sie aber zu klein. Deshalb schließen sie sich zu virtuellen Kraftwerken zusammen. Doch das Vernetzen bleibt nicht die einzige Herausforderung für virtuelle Kraftwerke.

DÜSSELDORF. Zwei Kinder spielen am Küchentisch Karten. Plötzlich fällt das Licht aus. In der Wohnung. Im gesamten Häuserblock. In der ganzen Stadt. Ein blauer Lastwagen des technischen Hilfswerks rückt mit Sirenengeheul aus, um die Notversorgung mit Strom sicherzustellen. Geht bei uns bald das Licht aus?

Mit dieser düsteren Szene startet ein Werbefilm von Enercon, Solarworld und Schmack Biogas. Die drei Unternehmen beschwören den Atomausstieg und das Ende der Kohleförderung. Gleichzeitig setzen sie ihr Netzwerk aus Wind-, Solar-, Biogas- und Wasserkraftanlagen als Alternative dagegen.

Dieses Pilotprojekt ist eines von vielen, die für den neuen Trend zu virtuellen Kraftwerken stehen. Virtuell, weil viele kleine Einzelkraftwerke an verschiedenen Orten sich zusammenschließen und ihren Strom gemeinsam anbieten. An solchen Projekten arbeiten große Energiekonzerne wie RWE und Eon, aber auch alternative Anbieter wie die Hamburger Unternehmen Lichtblick und Enversum.

Was treibt sie an? „Wir müssen zum Beispiel die vielen neuen Windkraft- und Solaranlagen in Deutschland intelligent ins Stromnetz integrieren“, sagt Martin Kramer, Projektmanager für dezentrale Energiesysteme der RWE-Tochter Rheinland Westfalen Netz AG. Die einzelnen dezentralen Anlagen seien oft zu klein, um ihre Leistung an die großen Netzbetreiber als Regelenergie oder an der Strombörse zu verkaufen. Außerdem fördert die Bundesregierung die dezentrale Energieerzeugung, um die CO2-Bilanz zu verbessern.

Eine große Herausforderung für die gesamte Branche, die ein Eon-Sprecher in München so beschreibt: „Bisher wird Strom von größeren Kraftwerken erzeugt und an Verbraucher verteilt, eine klassische Einbahnstraße.“ Doch immer mehr werde „aus den Einbahnstraßen ein komplexes Autobahnsystem mit mehrspurigem Verkehr in beide Richtungen“. Denn die Kunden, Privathaushalte und Unternehmen, nutzen zwar den Strom der Energieversorger, werden aber mit eigenen Solaranlagen gleichzeitig zu Stromanbietern.
Damit die neue Vielfalt auch praktisch funktioniert, schließen verschiedene Energiekonzerne die Minikraftwerke zu virtuellen größeren Einheiten zusammen. Dafür müssen zahlreiche Probleme gelöst werden. „Sie müssen die kleinen Kraftwerke über eine Zentrale so steuern, dass sie zusammen rund um die Uhr Strom in der geplanten Menge liefern können“, sagt Heinrich Bartelt, Geschäftsführer der Regenerativkraftwerke Harz.

Das Unternehmen ist einer von 19 Partnern des großen Modellversuchs im Harz, wo verschiedene Energieerzeuger derzeit das Zusammenspiel von Solar-, Wind-, Biogas- und Wasserkraftwerken testen. Wenn zum Beispiel die Windräder bei einem lauen Lüftchen stillstehen, die Solaranlagen wegen einer Wolkendecke keinen Strom produzieren, dann füllen Biogas- und Wasserkraftwerke die Lücke.

Überschüssige Energie wird gespeichert

Und was geschieht, wenn die Windräder zu schnell laufen und mehr Strom produzieren als erforderlich? „Dann speichern wir ihn in Pumpspeicherkraftwerken“, sagt Bartelt. Das geht so: Mit der überschüssigen Energie wird Wasser über Rohrleitungen in ein hochgelegenes Speicherbecken gepumpt. Bei Bedarf lässt man das Wasser wieder ins untere Becken laufen und treibt damit Turbinen an, die Strom erzeugen. Außerdem setzt er auf neue Batterien, um Strom zu speichern. 2013 soll das virtuelle Kraftwerk im Harz nach einem Testlauf ans Netz gehen.

RWE ist da schon weiter – zumindest in den Niederlanden. Die Tochter Essent hat dort sogenannte Blockheizkraftwerke von Hunderten Gewächshäusern zusammengeschaltet und verkauft den überschüssigen Strom an externe Kunden. Blockheizkraftwerke erzeugen, meist angetrieben durch Gasmotoren, Strom und nutzen die dabei entstehende Wärme zum Heizen.

Auch in Deutschland bereiten verschiedene Unternehmen solche Projekte vor. „Wir wollen ab September dieses Jahres Energie anbieten, das aus mehr als 100 Blockheizkraftwerken kommt“, kündigt Erich Ogilvie, Geschäftsführer des Hamburger Energiehändlers Enversum an. Sein Ziel ist es, insgesamt eine Leistung von mindestens 15 Megawatt zu bündeln, denn dann wird er zum Handel an der Strombörse zugelassen.
Noch ehrgeizigere Ziele hat der Hamburger Ökostromanbieter Lichtblick zusammen mit VW. Er testet derzeit Mini-Kraftwerke des Wolfsburger Autokonzerns, die ebenfalls die sogenannte Kraftwärmekopplung nutzen, also Heizen und gleichzeitig Strom erzeugen. Lichtblick plant, ab Sommer die ersten Kunden anzuschließen. Insgesamt wollen die Hamburger 100 000 Anlagen verkaufen und zu einem Kraftwerk mit einer Leistung von 2 000 Megawatt vernetzen. Das entspricht in etwa der Kapazität von zwei Atomkraftwerken.

Doch das Vernetzen bleibt nicht die einzige Herausforderung für virtuelle Kraftwerke. „Es ist sehr wichtig, dass auch der Energieverbrauch intelligent gesteuert wird“, merkt Kramer von RWE an. Es geht darum, dass der Privatkunde zum Beispiel dann seine Wasch- oder Spülmaschine einschaltet, wenn der Wind stark weht – also viel Strom zur Verfügung steht.

Beim Modellprojekt im Harz soll das „Bemi – Bidirektionales Energiemanagement-Interface“ beim Kunden dafür sorgen, dass er solche günstigen Zeiten nutzt. Das Gerät schaltet dann die Waschmaschine ein. Ein Schritt in diese Richtung ist auch das Smart Meter, das Eon heute schon als intelligenten Stromzähler nutzt.

Ob Smart Meter, Bemi, ob Solar- oder Windenergie – virtuelle Kraftwerke werden in Zukunft immer mehr zum gesamten Stromverbrauch beitragen.

Welt & Welt-Online: Vattenfall gründet Innovations-Gesellschaft an der Elbe
10.04.2010, von Martin Kopp.

Neue Tochter soll Entwicklungen in der Energieversorgung erforschen - Trend geht von Großkraftwerken zu dezentralen Anlagen.

Der Energiekonzern Vattenfall Europe treibt die Bündelung seiner Zukunftsforschung in Hamburg voran. Das Unternehmen gab am Freitag die Gründung der Vattenfall Europe Innovation GmbH bekannt. Diese soll zukünftige Trends in der Energieversorgung erkennen und dazu passende Produkte und Technologien entwickeln. Nach den Vattenfall-Gesellschaften New Energy, Windkraft und New Metering ist das die vierte zukunftsorientierte Tochter, die Vattenfall in der Hansestadt gegründet hat.

"Hamburg wird im Konzern Standort für die Beantwortung neuer Fragen der Energieerzeugung", sagte Rainer Schubach, Generalbevollmächtigter der Vattenfall Europe AG. Sein Unternehmen stärke damit als kompetenter Energiepartner den Standort - insbesondere im Hinblick auf Hamburgs Vorbereitungen für das Projekt "Green Capital" im kommenden Jahr.

Die Themen, mit denen sich die neue Gesellschaft befassen wird, sind allerdings zunächst einmal nicht neu. Beispiel Elektromobilität: Zusammen mit dem Konkurrenten Hamburg Energie und der DB Energie wird Vattenfall in der zweiten Jahreshälfte damit beginnen, rund 100 Ladesäulen für Elektrofahrzeuge im Hamburger Stadtgebiet zu errichten. Diese sollen auf öffentlichem Grund Strom aus Windkraft für Elektroautos anbieten. Bis Ende des Jahres werden zudem die ersten von insgesamt 50 Elektro-Smarts von Daimler in der Hansestadt eintreffen. Diese werden überwiegend im Flottenbetrieb an Großkunden vermietet.

Ebenfalls nicht neu ist die Wasserstofftechnologie in Hamburg. Die Vattenfall Innovation mit ihren zunächst zehn Mitarbeitern soll den Bau der bereits angekündigten Wasserstofftankstelle in der Hafencity vorantreiben. Ab 2011 werden dort die neuen Brennstoffzellenbusse der Hochbahn sowie 20 Mercedes-Fahrzeuge betankt. Bis 2015 sollen bereits 500 Fahrzeuge mit der sauberen Technologie auf Hamburgs Straßen verkehren.

Deutlich innovativer ist dagegen das Vorhaben der neuen Vattenfall-Tochter, Windenergie, die nicht sofort gebraucht wird, in Wasserstoff als Speichermedium umzuwandeln. Nicht selten müssen Windkraftanlagen bei starkem Wind abgeschaltet werden, weil die Stromnetze bereits überlastet sind. Seit längerem wird deshalb daran geforscht, wie die Energie dennoch aufgefangen und zwischengespeichert werden kann.

Tatsächlich neu ist dagegen ein weiteres Forschungsfeld der Vattenfall Europe Innovation, nämlich die Rückspeisung von Energie aus Elektroautos. Das Konzept "Vehicle to Grid" sieht im Unterschied zu reinen E-Autos vor, dass die Fahrzeuge nicht nur Strom aus dem Netz entnehmen, sondern bei Spitzenlast auch wieder aus ihren Batterien einspeisen. Auch die Überlegung von Vattenfall, Batterien bei Großkunden aufzustellen, die sich damit vom Netz unabhängiger machen, klingt neu.

"Insgesamt gibt es einen Trend von den großen Kraftwerken hin zu dezentralen Anlagen", sagt Oliver Weinmann, Geschäftsführer der neuen Gesellschaft. Deshalb sehe sein Unternehmen auch eine Option in der Errichtung von Mini-Blockheizkraftwerken in normalen Hauskellern. Diese Zuhause-Kraftwerke werden derzeit von Lichtblick und Enversum in Hamburg angeboten. "Ich bin davon überzeugt, dass es nicht bei diesen zwei bleiben wird", sagte Weinmann.

EnVersum bringt Mini-Blockheizkraftwerk auf den Markt
Der Hamburger Energieversorger EnVersum bietet ab heute sein neues, hocheffizientes Mini-Blockheizkraftwerk „MiniVersum“ im Raum Hamburg an. Das kompakte und kostengünstige Produkt zur Erzeugung von Wärme und Strom eignet sich für Privathaushalte und Gewerbetreibende gleichermaßen. Hamburger Hausbesitzer können sich ausschließlich im Internet um ein MiniVersum bewerben.

Damit macht EnVersum ab sofort möglich, woran andere Anbieter noch arbeiten: Der Energieversorger stellt ein Energiesystem zur Verfügung, das nach der derzeit besten Technologie zur flexiblen und klimaverträglichen Stromerzeugung funktioniert – dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung.

Dezentrale Energieversorgung
Anders als andere Heizungen produziert das MiniVersum nicht nur Wärme, sondern gleichzeitig Strom. Der Vorteil: Beides wird genau dort produziert, wo es benötigt wird. Die Wärme verbraucht der Kunde direkt in seiner Immobilie; den Strom speist EnVersum in den Haushalt oder das öffentliche Netz ein. Die eingesetzte Energie kann so doppelt genutzt werden und erzielt einen wesentlich höheren Wirkungsgrad (ca. 90 Prozent) als Großkraftwerke. Neben der sehr effizienten Energieausnutzung zeichnet sich das kleine Blockheizkraftwerk durch CO2-Einsparungen (ca. 47 Prozent) aus. Herzstück des MiniVersums ist ein hochmoderner Heizkessel, der „Dachs“ des Anlagenherstellers SenerTec, der sich bereits seit vielen Jahren bewährt hat und tausendfach in Privathaushalten und bei Gewerbetreibenden im Einsatz ist.
EnVersum vernetzt alle MiniVersum-Anlagen zu einem virtuellen Großkraftwerk auf Intranetbasis. „Die Kunden, die sich für ein MiniVersum entscheiden, wählen nicht nur eine hochwertige und zuverlässige Heizung. Sie werden Teil der MiniVersum-Community“, erklärt Erich Ogilvie, Geschäftsführer der EnVersum GmbH. „Je größer unsere MiniVersum-Community ist, desto effektiver können unsere Kunden den Ausbau der erneuerbaren Energien unterstützen und Hand in Hand gemeinsam mit uns in eine saubere Zukunft gehen.“

Komplettpaket für Kunden
EnVersum bietet nicht nur das Mini-Blockheizkraftwerk, sondern ein komplettes Servicepaket für seine Kunden an: Das platzsparende MiniVersum wird nach Vertragsschluss innerhalb von zwei bis drei Tagen schnell und sauber eingebaut. EnVersum kümmert sich um die Gaslieferungen und trägt neben den Gaskosten auch die Kosten für Wartung und Reparaturen. Darüber hinaus übernimmt EnVersum die Versicherung und den Großteil der Installationskosten – der Kunde zahlt lediglich ein Bereitstellungsentgelt von 4.800 Euro brutto.

100 ausgesuchte Erstkunden
Interessenten können sich ab sofort auf der Internetseite www.miniversum.net oder www.enversum.de für die Aufstellung einer MiniVersum-Anlage bewerben. EnVersum prüft alle eingehenden Bewerbungen sorgfältig auf Umsetzbarkeit und Wirtschaftlichkeit und wählt 100 Erstkunden im Raum Hamburg aus.
„Nach diesem Pilotprojekt werden wir ab 2011 bundesweit mit dem MiniVersum durchstarten. Warum sollte es nicht möglich sein, in einigen Jahren 200.000 MiniVersum-Anlagen zusammenzuschalten und damit ein Atomkraftwerk zu ersetzen“, so Ogilvie. Zukünftig plant EnVersum außerdem, Biogas anstelle von Erdgas als Primärenergieträger einzusetzen.

Energie dort erzeugen, wo sie gebraucht wird – das MiniVersum der EnVersum GmbH ist günstig, innovativ und ökologisch

Hamburg, 5. März 2010 – Viele Heizungsanlagen in deutschen Privathäusern sind alt und nutzen die Energie nur schlecht. Hohe Kosten sind die Folge. Für Eigentümer von Ein- oder Mehrfamilienhäusern ist beim Einbau einer neuen Anlage nun das kleine Blockheizkraftwerk
MiniVersum eine echte Alternative, denn Anschaffung und Betrieb sind preisgünstig. Außerdem liefert die Anlage Öko-Strom und gleichzeitig Wärme.

Die EnVersum GmbH organisiert Energieversorgung in Hamburg ab sofort dezentral. Sie installiert kompakte Blockheizkraftwerke, passend für Ein- oder Mehrfamilienhäuser, bei 100 handverlesenen Kunden und schaltet die Anlagen virtuell zusammen.

Technik
Kern der dezentralen Versorgung ist das jeweils eingesetzte Blockheizkraftwerk MiniVersum, ein Kraftpaket in der Größe handelsüblicher Heizkessel. EnVersum kooperiert dafür mit dem etablierten Hersteller SenerTec, der sein zertifiziertes und bereits tausendfach eingesetztes Blockheizkraftwerk „Dachs“ bereitstellt. Dieses Modell funktioniert nach dem Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung: Ein Gas-Verbrennungsmotor treibt einen Generator zur Stromerzeugung an. Der erzeugte Strom wird je nach Bedarf im Haushalt verbraucht bzw. in das öffentliche Stromnetz eingespeist. Die während der Erzeugung des Ökostroms entstehende Abwärme wird über Wärmeplattenaustauscher ausgekoppelt. Im Wärmespeicher des Hauses steht die Wärme nun zur Warmwasserbereitung und für Heizzwecke zur Verfügung.

Durch die Kombination von Stromgewinnung und Wärmenutzung vor Ort erreichen die Anlagen einen Wirkungsgrad von zirka 90 Prozent. Großkraftwerke können da nicht mithalten, selbst wenn deren Abwärme als Fernwärme zur Verfügung gestellt wird, denn Energie geht auf den Transportwegen zwangsläufig verloren.

Vertrag
Eine Investition in die innovative Technologie der Blockheizkraftwerke ziehen viele Hauseigentümer trotz verbesserter staatlicher Fördermöglichkeiten nicht in Betracht, weil sie deutlich über den Kosten für neue Heizungsanlagen liegt, die ausschließlich der Versorgung mit Wärme dienen.

Diese Kosten umgehen Hauseigentümer, wenn sie einen Vertrag mit
EnVersum abschließen. Das Energieunternehmen installiert und betreibt das MiniVersum. Es bleibt Eigentümer der Anlage, die es auf eigene Kosten versichert, wartet und instand hält. Der Hauseigentümer zahlt im Gegenzug einen einmaligen Investitionszuschuss von 4.800 € brutto und eine Servicepauschale von 25 € pro Monat. Ferner stellt er den Raum für die Anlage zur Verfügung. Die tatsächlich im Haushalt verbrauchte Wärme wird ihm zu einem Preis in Rechnung gestellt, der an den Gaspreisindex des Statistischen Bundesamtes gekoppelt ist. Zusätzlich garantiert EnVersum dem Hauseigentümer für den von ihm abgenommenen Ökostrom einen Bestprice-Vertrag mit einer Laufzeit von zwei Jahren.

Contracting
Die neuartige Vertragsgestaltung – Contracting genannt – bringt beiden Seiten Vorteile. Hauseigentümer profitieren von deutlich geringeren Investitionskosten, müssen sich nicht mehr um die Wartung kümmern und rechnen Wärme bzw. Strom mit nur einem Partner ab. EnVersum schafft mit Hilfe seiner Kunden ein virtuelles Kraftwerk und wird zum innovativen und klimaverträglichen Energieanbieter, der Ökostrom über die zentrale Steuerung aller Blockheizkraftwerke sofort, mengengenau und witterungsunabhängig offerieren kann.

Vernetzt und ökologisch
Die Grundlast des Strombedarfs wird in Deutschland noch zum weit überwiegenden Teil mit Hilfe der umstrittenen Atommeiler und Kohlekraftwerke erzeugt. Windenergie- und Sonnenenergieanlagen übernehmen zwar einen wachsenden Anteil davon, können aber nicht konstant gleiche Strommengen liefern. Fallen sie aus, weil Sonne bzw. Wind fehlen, müssen Auffangnetze die Witterungsabhängigkeit der erneuerbaren Energien ausgleichen. Herkömmliche Kohlekraftwerke oder Atommeiler können nicht schnell genug an- oder abgeschaltet werden, um diesen Schwankungen in der Stromeinspeisung zu begegnen. Bislang nutzen die Stromanbieter nur so genannte Schattenkraftwerke auf Gas- oder Wasserbasis, um Lastspitzen oder Anlagenausfälle zu kompensieren.
Die Innovation von EnVersum: Ein virtuelles Großkraftwerk, also die Zusammenschaltung vieler kleiner dezentraler Kraftwerke wie dem MiniVersum, schafft es, die Angebots- mit der Nachfrageseite ideal zu harmonisieren. Je nach Bedarf schaltet die EnVersum Zentrale beliebig viele Minikraftwerke zu oder ab und ist somit in der Lage punktgenau und bedarfsgerecht Energie zu liefern.

Durch die Technologie der Kraft-Wärme-Kopplung gilt der in Blockheizkraftwerken aus Erdgas erzeugte Strom als Öko-Strom. EnVersum beabsichtigt, zukünftig auch Biogas als Primärenergie einzusetzen. Der unter solchen Bedingungen produzierte Strom wird dann sogar als regenerative Energie eingestuft.

Wettbewerb
Auch andere Anbieter wollen zukünftig kleine Blockheizkraftwerke dezentral einsetzen und zusammenschalten. Bekanntestes Beispiel ist hier das im Herbst 2009 angekündigte Gemeinschaftsprojekt von Volkswagen und Lichtblick.

EnVersum hat das MiniVersum genau auf die Verhältnisse von Ein- und Mehrfamilienhäusern zugeschnitten und ist bereits jetzt am Start.


www.miniversum.net oder www.enversum.de