Wachstum und Entwicklung für immer? – Einstiegsinterview Teil 2

Als Laien auf dem Gebiet der Hochspannungstechnik haben wir versucht, uns ein wenig in das Thema einzulesen und sind dabei auf die Schweizer Firma ABB gestoßen. Diese hat 2012 einen Schalter für Gleichspannungsnetze angekündigt bzw. vorgestellt. Das Prinzip klingt einfach, ist es aber wohl nicht. Würden Sie sagen, dass uns diese Entwicklung bei der Schaffung eines Netzes voranbringt, in dem per Gleichspannung große Mengen an Energie quer durch Europa transportiert werden?

Es gab schon in den 1980er Jahren getestete Schalter für Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs- oder kurz HGÜ-Systeme herkömmlichen Typs (Für Technikinteressierte: Es handelt sich dabei um Thyristortechnologie.), mit denen sich ein Netz, wie es für die regenerative Vollversorgung gebraucht wird, realisieren lässt. Das gilt auch für alle anderen benötigten Hard- und Software-Komponenten. Die Möglichkeiten wurden auch im Auftrag der EU untersucht und als ausreichend eingestuft, selbst für die benötigten komplexen und leistungsstarken Netze. Heute gibt es eine neue HGÜ-Technik, die einige Vorteile gegenüber der alten Technik aufweist (Für Technikinteressierte: Es handelt sich bei der neueren Technologie um sog. Voltage Source Converter oder Spannungsgespeiste Umrichter.). Insbesondere lässt sie sich sehr gut regeln und eignet sich für Offshore-Anwendungen, da sie nur relativ kleine und damit kostengünstige Plattformen auf hoher See erfordert. Ein Problem mit Ihr ist, dass sie extrem schnelle Schalter benötigt, da im Fehlerfall die Kurzschlussströme sehr schnell ansteigen, die deshalb schnell abgeschaltet werden müssen. Schalter für diese Technologie wurden nun von ABB entwickelt. Diese Schalter sind aber noch vergleichsweise aufwendig und teuer. Allerdings gibt es weitere Ansätze für schnelle Schalter, die auch deutlich kostengünstiger sind. Leider gibt es offensichtlich kein übergeordnetes Interesse, solchen Konzepten zum Durchbruch zu verhelfen. Hier wäre als unabhängige Instanz der Staat als Auftraggeber gefragt. Leider hat er sich dieser Aufgabe trotz ausreichender Hinweise nicht angenommen. Die neue HGÜ-Technik hat aber auch noch den nicht vernachlässigbaren Nachteil, dass sie höhere Verluste aufweist als die konventionelle. Solange diese Probleme bestehen, spricht wenig gegen die Verwendung der konventionellen HGÜ-Technik. Zufriedenstellende Lösungen sollten sich aber bei entsprechendem Engagement sehr schnell auch für die neue Technik finden lassen.

Bei der Stromerzeugung durch Photovoltaik und insbesondere durch Wind stößt man auf das Problem, dass manchmal zu viel und manchmal zu wenig Strom produziert wird. Das würde nicht stören, wenn man Strom kostengünstig speichern könnte. Bisher gibt es aber für diese Herausforderung der Speicherung großer Strommengen scheinbar keine überzeugenden Lösungen. Oder wie sehen Sie das? Erwarten Sie in dieser Frage noch wichtige Innovationen in den nächsten zehn Jahren? Zum Beispiel hat der kanadische Forscher Frederick Banting 1921 im Alter von 30 Jahren entdeckt, dass Patienten mit Diabetes I überleben, wenn man ihnen Insulin injiziert. Dieser Meilenstein in der Medizin zeigt eindrücklich welche Auswirkungen die richtige Idee zum richtigen Zeitpunkt haben kann. Wenn es so wäre, dass eine kostengünstige und verlustarme Form der zentralen oder dezentralen Stromspeicherung erfunden wird, würden sich dann manche Fragen in der Energiedebatte Ihrer Meinung nach ganz anders und ganz neu stellen?

Schon im ersten Teil des Interviews sind wir auf Speicher eingegangen und haben gezeigt, dass mit den derzeit entwickelten elektrochemischen Systemen keine großen und insbesondere langfristigen Speicherbedarfe befriedigt werden können. Die Elektrochemische Speicherung in Akkumulatoren ist relativ weit entwickelt. Zwischen den erreichten und den theoretisch erzielbaren Speicherkapazitäten liegt keine Größenordnung mehr sondern nur noch ein kleiner bis mittlerer einstelliger Faktor. Bis zur kostengünstigen und ökologisch vertretbaren Langzeitspeicherung kann diese Technologie also nie reifen. Dieses Wissen scheint in der Energiebranche auch Allgemeingut zu sein. Nur so lässt es sich erklären, dass die ineffiziente Power to Gas Technologie in Form von Wasserstoff oder Methan als Speichermedium wieder mal so euphorisch begrüßt wird. Leider lässt sich mit ihr der Ausgleich von Bedarf und Angebot aus erneuerbaren Energien aber nur zu einem extrem hohen ökologischen und ökonomischen Preis bewerkstelligen, weshalb man sie eigentlich gleich wieder ad Acta legen müsste.

Die Frage der Speicherung möchte ich hier auch mit Verweis auf den entsprechenden Abschnitt in meinem Interview Gregor Czisch zur Energiewende: „Es fehlt der Blick fürs Ganze“ in EurActiv beantworten:
Je kleinräumiger das Versorgungsgebiet, desto größer die Anstrengungen.

Sind die kleinräumigen Lösungen demnach anstrengender?

In einem großräumigen Verbund vergleichmäßigen sich bei wachsendem Einzugsgebiet zuerst die kurzfristigen Fluktuationen der regenerativen Erzeugung, dann über die stündlichen, die täglichen und zuletzt bei geeigneter Wahl der Erzeugungsgebiete selbst die saisonalen Erzeugungsmuster. In sich selbst überlassenen Micro-Grids können allenfalls ganz kurzfristige Ausgleichseffekte erzielt werden.

Dementsprechend müssen für die Anpassung von Erzeugung und Bedarf mehr Anstrengungen unternommen werden, je kleinräumiger das Versorgungs- und Erzeugungsgebiet ist. Es muss also zunehmend mehr Erzeugung aus gezielt einsetzbaren Ressourcen stammen, je kleiner das Gebiet ist.

Sollen dazu nicht fossile Energien eingesetzt werden, muss auf Speichertechnologien zurückgegriffen werden. Im großräumigen Verbund wären solche eventuell in Form vorhandener Speicherwasserkraftwerke ohne zusätzliche Speicherverluste nutzbar, oder großräumig verteilte Pumpspeicherkraftwerke könnten mit Wirkungsgraden von etwa 80 Prozent für diesen Zweck mit herangezogen werden.

Es könnten auch andere erneuerbare Kraftwerke – zum Beispiel Biomassekraftwerke – aus anderen Gebieten mit zur Versorgung herangezogen werden. Im kleinräumigen Micro-Grid entfallen all diese Möglichkeiten. Hier muss die gesamte benötigte Reserveleistung und Reserveenergie vor Ort zur Verfügung gestellt werden. Die relative installierte Spitzenleistung – und damit auch deren Kosten – steigt mit sinkender Größe des Versorgungssystems.

Wenn dann die Reserveenergie vor Ort erzeugt und vorgehalten werden soll, müssen lokale Speicher diese Aufgabe übernehmen. Kurzfristige Speicherung ist auf elektrochemischem Weg machbar, wenn auch relativ teuer und mit Verlusten behaftet, aber bei relativ kleinen Volumina eventuell wirtschaftlich und technisch darstellbar.

Aber gerade auch der Anteil der längerfristigen Speicherbedarfe würde mit sinkender Größe des Gebiets wachsen. Hierzu zeichnet sich allerdings bisher keine wirtschaftlich wirklich darstellbare Option ab und es ist mehr als fraglich, ob sie das je tun wird.

Insgesamt wächst jedenfalls der relative Speicherbedarf – für alle Speicherdauern – mit kleiner werdendem Versorgungsgebiet, und dies hat Rückwirkungen auf Kosten und Effizienz des Versorgungssystems.

Nun wird in Deutschland viel über Methanerzeugung geredet…

Speichertechniken für längere Fristen könnten aus der elektrochemischen Erzeugung von Wasserstoff oder Methan und deren Speicherung bestehen. Ja, Methanerzeugung wird gerade in Deutschland eingehend diskutiert. Für die Schritte der Methangaserzeugung auf elektrochemischem Weg, der Kompression auf Drücke, mit denen eine effiziente Speicherung möglich wird, sowie der Speicherung und des Transports des Gases wird ein Gesamtwirkungsgrad von unter 60 Prozent genannt.

Eine Rückverstromung ist in kleinen Aggregaten mit Wirkungsgraden von etwa 40 Prozent und in den effizientesten großen Gaskraftwerken mit Wirkungsgraden von maximal 60 Prozent möglich.

Damit ergibt sich bei diesen schon sehr freundlichen Annahmen der Gesamtwirkungsgrad – von Strom über Gas zu Strom – in kleinen Systemen zu 24 Prozent (36 Prozent bei Verwendung der effizientesten Großkraftwerke). Entsprechend wären 76 Prozent als Verlust zu verzeichnen.

Wie hoch wäre hier der wirtschaftliche Mehraufwand?

Für die gleiche Menge Strom, die vom Endverbraucher genutzt wird, werden dann im Falle der vorherigen Speicherung fast die vierfache Primärproduktion und damit auch das annähernd vierfache Erzeugungspotenzial – vierfacher Materialaufwand, vierfacher Flächenverbrauch etc. – benötigt. Das erfordert einen entsprechenden wirtschaftlichen und ökologischen Mehraufwand. Übrigens sind in den wenigen bisher realisierten Power-to-Gas-to-Power- Systemen die erreichten Wirkungsgrade von Strom über Gas und Speicherung zurück zu Strom nochmals deutlich niedriger und entsprechend höher wäre der Aufwand für die daraus resultierende notwendige Primärproduktion. Die zusätzlichen technischen Anlagen in der Kette bringen darüber hinaus ebenfalls weitere Kosten mit sich.

Selbst bei den zuvor erwähnten, optimistischen Annahmen für Großanlagen läge der Aufwand – wie gezeigt – gegenüber einer direkten Verwendung der elektrischen Energie ohne Zwischenspeicherung noch etwa beim Dreifachen. Der Einsatz dieser Anlagen würde aber schon einen deutlichen Bruch der Dezentralisierungslogik bedeuten, an der Manche einen so großen Narren gefressen zu haben scheinen, dass sie alle anderen Aspekte ausklammern.

Die gerade angestellten Überlegungen zeigen exemplarisch, wie wichtig die Vermeidung von Speicherschritten ist und welcher Stellenwert ihr bei der Systemauslegung beigemessen werden sollte.

Um nochmal den Begriff der Kosten aufzugreifen: In Energiefragen geht es ja nicht nur um die finanziellen, sondern auch um die „energetischen Kosten“. Der EROEI (Energy Return over Energy Invested) wird hier häufig verwendet und muss größer als eins sein. Wie steht es um diesen Koeffizienten bei Ihrem Super Grid? Nach welcher Zeit sind wir wirklich im „grünen“ Bereich? Die Verluste bei Transport und Speicherung dürften ja nicht unerheblich sein und einige Solaranlagen beispielsweise erreichen einen EROEI von größer als eins erst nach zehn Jahren.

Grundsätzlich weisen verschiedene regenerative Erzeugungstechniken unterschiedliche EROEIs oder zu Deutsch Erntefaktoren auf. Sehr große Wasserkraftwerke haben die kürzesten energetischen Amortisationszeiten und die längsten Lebensdauern, weshalb sie die größten Energieerträge aufweisen. Windenergie ist nach Wasserkraft die Nummer zwei. In Deutschland kann man davon ausgehen, dass „Windmühlen“ über ihre Lebenszeit etwa 40 mal mehr elektrische Energie generieren als der Energieaufwand für die Windkraftanlagen beträgt. Dieser Erntefaktor kommt bei Photovoltaik in unseren Breiten etwa auf ein Zehntel dessen von Windkraftanlagen bis bestenfalls nahe an ein Fünftel und schneidet somit bei dieser solaren Erzeugungstechnik deutlich schlechter ab. Allerdings liegt der Zeitpunkt der energetischen Amortisation von Photovoltaik nach den mir bekannten Zahlen dennoch deutlich vor den, in Ihrer Frage genannten, zehn Jahren. An guten Standorten in Afrika können sich die Energieerträge sowohl für den Solarstrom als auch für die Windenergie gut verdoppeln, da hier – insbesondere in den Wüsten – für beide teils erheblich bessere Standorte als bei uns gefunden werden können. Bei der Windenergie gilt das auch für viele Standorte in den Steppen-, Küsten- und Tundragebieten Eurasiens. Der Stromtransport über leistungsstarke HGÜ-Systeme hat nur einen geringen Einfluss, da bei relativ kleinem Materialaufwand sehr große Energiemengen transportiert werden können und selbst der Transportverlust in der Größenordnung von grob 10% bei Distanzen von einigen tausend Kilometern – so das Ergebnis meiner Szenarien – die Bilanz nur unwesentlich verschlechtert. Dagegen kann es bei schlechter Speicherauslegung in einem dezentralen System dessen Energiequelle beispielsweise in unseren Breiten über Photovoltaik erschlossen wird, schnell schon recht knapp werden mit der energetischen Amortisation, wenn man den Energieaufwand für den Speicher und die Speicherverluste berücksichtigt.

Solarthermische Kraftwerke weisen an guten Standorten in Afrika ähnlich gute Erntefaktoren auf wie Windkraftanlagen in Deutschland. An afrikanischen Spitzenstandorten für Windkraftanlagen übertrifft die Windenergienutzung aber mit Erntefaktoren nahe 100 auch die solarthermischen Kraftwerke deutlich.

Wie realistisch schätzen Sie es ein, dass Länder in Nordafrika ihre Windenergie zu uns exportieren, wo deren Energienachfrage im Inland selbst rasant wächst?

Das ist eine wichtige Frage, da oft unterstellt wird, man wolle die afrikanischen Länder ihres natürlichen Reichtums berauben, wenn man auf regenerative Energieexporte abzielt. Diese Idee wird gerne auch von „Dezentralisten“ instrumentalisiert. Tatsächlich entbehrt diese Befürchtung aber jeder Grundlage. Die Windenergiepotentiale in den nordafrikanischen Wüsten sind so groß, dass es praktisch unmöglich ist, sie auch nur annähernd auszuschöpfen. Alleine 8 der nordafrikanischen Sahara-Staaten haben jeweils ein Windpotential, das mehr als ausreichend wäre, um die Menge Elektrischer Energie zu erzeugen, die die gesamte EU und ganz Afrika gemeinsam verbrauchen. Eines davon kann sogar alleine fast das vierfache Potential dafür bieten. Da aber eine großräumige internationale Stromversorgung jedenfalls redundant und diversifiziert aufgebaut sein sollte und das auch das Ergebnis der Optimierung für die Szenarien ist, würde von diesen Potentialen jeweils nur ein bescheidener Bruchteil für die internationale Vollversorgung herangezogen werden müssen. Von einem, die Selbstversorgung gefährdenden Energieraub kann also keinesfalls die Rede sein. Viel mehr ist der Verbrauch in diesen Ländern heute meist noch so klein, dass sich die Investition in die Erschließung der Potentiale in größerem Rahmen als dem, der für die Selbstversorgung machbar ist, viel mehr lohnt. So könnte die internationale Stromversorgung zweierlei sein, Einnahmequelle mit Beschäftigungseffekt und Anschub zur regenerativen Selbstversorgung. Dazu kommt noch, dass die Möglichkeit des Exports überschüssigen regenerativen Stroms auch lokal einen viel höheren Anteil regenerativer Erzeugung erlaubt, da Überschüsse dann nicht verloren sind. Außerdem kommt hinzu, dass mit Hilfe des Stromtransportsystems für den Export in umgekehrter Richtung auch Engpässe besser und mit weniger teurer, vorgehaltener Leistungsreserve zu managen sind. Es handelt sich also um eine klassische Win-Win-Situation, die man mit der internationalen Kooperation und dem Energieexport schaffen könnte.

So gesehen ist es auch nicht verwunderlich, dass es Angebote von mindestens zwei Nordafrikanischen Ländern – namentlich Marokko und Ägypten – gibt, Flächen für europäische Partnerländer zur Verfügung zu stellen, damit diese dort regenerativen Strom für ihren Bedarf produzieren können. Leider haben diese Angebote praktisch keinen Widerhall in unserer Politik gefunden.

Sie haben schon 2001 in einem Aufsatz darauf hingewiesen, dass die unvermeidlichen Schwankungen in der Stromerzeugung beispielsweise durch Wind viel geringer ausfallen, wenn man größere Gebiete zusammenfasst. Uns leuchtet das ein: wenn der Wind in einer Region nicht weht, weht er mit hoher Wahrscheinlichkeit gerade woanders. Um diesen ausgleichenden Effekt über große Regionen zu nutzen, braucht man ein entsprechendes Netz, das den Strom von der gerade windreichen Region zum Verbraucher transportiert. Oder wie sehen Sie das?

Genau so ist es. In einem Verbund, in dem verschiedene Ressourcen genutzt werden, ist es zwar nicht nötig, die Produktion aus Windenergie alleine schon so zu positionieren, dass sie alle Schwankungen des Verbrauchs abdeckt, aber je großräumiger das Gebiet ist und je geschickter die Standorte gewählt werden, desto leichter fällt dies und desto weniger muss Energie und Leistung aus anderen Quellen zum Abgleich herangezogen werden.

Die Systematik bei der Nutzung der Windenergie ist, dass sich die kurzfristigen Fluktuationen über Minuten bereits in einem Verbund über etwa ein duzend Kilometer weitgehend ausgleichen lassen. Für den Ausgleich über einzelne Stunden wächst die notwendige Ausdehnung des Einzugsgebiets schon auf mehr als 100 Kilometer. Der Ausgleich über einen halben Tag erfordert ein Einzugsgebiet das sich über einige hundert Kilometer erstreckt, also nationale Dimensionen annimmt. Will man Schwankungen mit Zeithorizonten von Tagen, Wochen oder saisonalen Ausmaßen ausgleichen, muss man das elektrisch vernetzte Gebiet schon über viele hundert bis hin zu ein paar tausend Kilometern ausdehnen. Besonders günstig ist es, wenn es Gebiete im Versorgungssystem gibt, die systematisch antikorreliert sind, beispielsweise Winterwinde in Europa und Sommerwinde in Nordafrika. Dann lassen sich auch die schwierigsten, also langfristigsten saisonalen Schwankungen gut beherrschen. Die heute verfügbare Transporttechnik ermöglicht das zu sehr kleinen Kosten.

Die Untersuchung der Stochastik der Windenergie und ihrer verteilten Nutzung liefert also schon sehr vielversprechende Ergebnisse und Hinweise, wie man in Richtung Vollversorgung mit erneuerbaren Energien gehen könnte. Bei der Energieversorgung muss man aber immer auch die Kosten, das Zusammenpiel verschiedener Technologien und das Verbraucherverhalten berücksichtigen. In den Szenarien zur zukünftigen Stromversorgung für Europa und seine Nachbarn ist dieser systemische Ansatz gewählt worden. Bei ihnen fließen alle betriebs- und investitionsbedingten Kosten aller verfügbaren regenerativen Erzeugungstechniken sowie der Transporttechnik und alle räumlich-zeitlichen Eigenschaften der erneuerbaren Quellen und des Verbrauchs in einem Optimierungsansatz zur Suche nach der kostengünstigsten Versorgungsvariante zusammen. Die Optimierung wählt die Techniken für die Erzeugung so aus, dass die Stochastiken regenerativer Erzeugung und des Verbrauchs im Sinne der Kostenminimierung optimal berücksichtigt werden. Das Ergebnis ist ein kostenoptimaler Kompromiss zwischen Maximierung der Erzeugung durch die Auswahl möglichst ertragreicher Standorte in wirtschaftlich günstig zu erschließender Lage und dem Ausgleich des Erzeugungsverhaltens im Hinblick auf das zeitliche Verhalten des Verbrauchs in den verschiedenen Verbrauchsregionen. Von den nordafrikanischen Windstandorten wird dabei viel Gebrauch gemacht, da sie zusammen mit europäischen und östlich von Europa gelegenen Windstandorten eine gute und sehr kostengünstige Basis für die regenerative Vollversorgung bieten. Verbietet man dagegen den Austausch zwischen Afrika und Europa bei der Optimierung, wird es auf beiden Seiten teurer, weil aufwendigere Maßnahmen zum Abgleich von Erzeugung und Bedarf ergriffen werden müssen. Der bestehenden Wasserkraft, insbesondere den Speicherkraftwerken in den niederschlagsreichen Gebirgsregionen mit ihren riesigen Speichern, fällt ein wesentlicher Teil des verbleibenden Ausgleichs als Aufgabe zu. Sie werden leistungsstark in das Verbundsystem integriert und spielen den wichtigsten “Ausputzer”. Ist es der Optimierung erlaubt, die Leistung der Speicherwasserkraftwerke zu erhöhen – das lässt sich an bestehenden Kraftwerken vielfach relativ kostengünstig dadurch erreichen, dass man einen weiteren Stollen für das Wasser aus dem Speicherbecken zu einem neuen Krafthaus mit weiteren Turbinen und Generatoren errichtet – dann greift die Optimierung darauf zurück. Die höhere installierte Speicherleistung erlaubt der Optimierung, bei der Windenergie weniger auf Ausgleich, dafür aber mehr auf die Maximierung der Erzeugung und damit auf die Erzeugungskosten zu achten. Speicher spielen demnach schon eine wichtige Rolle, allerdings müssen zum einen die Kosten pro gespeicherter Energieeinheit um Größenordnungen niedriger sein als bei elektrochemischer Speicherung, zum anderen müssen die Verluste gering sein. Tatsächlich entstehen bei den Speicherwasserkraftwerken keine Verluste. Sie sind vom natürlichen Zulauf gespeist und die Entscheidung, wann dieser nun zur Stromerzeugung genutzt wird, hat keine große Auswirkung auf den Wirkungsgrad, mit dem die gespeicherte Energie genutzt wird. Anders ist es bei Pumpspeicherkraftwerken, deren Einsatz die Optimierung nicht zuletzt aufgrund des Speicher-Wirkungsgrades von ca. 80% – also aufgrund von 20% Verlusten – weitestgehend zu vermeiden sucht. Besser ist immer die direkte Nutzung der elektrischen Energie ohne vorherige Zwischenspeicherung. Dazu bietet ein großräumiges, internationales Versorgungssystem die besten Möglichkeiten.

Wenn man an den Import von Sonnen- oder Windenergie aus fernen Ländern denkt, kommt einem eventuell Desertec in den Sinn. Bei diesem Projekt wollte man Solarstrom aus der Sahara nach Europa bringen und so 20% des Energiebedarfs decken. 2013 ist das Projekt jedoch eingebrochen – „zu teuer und utopisch“ [1]. Was wurde hierbei falsch gemacht und was kann man aus dem Projekt lernen?

Desertec ist ein trauriges Beispiel vergebener Chancen. Nachdem ich 2005 die Promotion über meine Szenarien fertig hatte und damit die Szenarien, von denen ich einige schon 2001 Veröffentlicht hatte, wissenschaftlich abgesichert und für jedermann nachvollziehbar sind, habe ich mir überlegt, wer behilflich sein könnte, so eine großräumige Stromversorgung umzusetzen. Finanzierung, energiewirtschaftliches Know-How, Versicherung von Investitionen im Ausland und Engagement im Klimabereich wären dazu ein passendes Profil. Genau dieses weist MunichRe auf. Der Rückversicherer engagiert sich seit Jahrzehnten im Klimabereich, da er die klimabedingten Veränderungen der Schadenssummen weltweit am eigenen Leib verspürt und messen kann. Zudem hat die MunichRe aus ihrer Geschäftstätigkeit politisches Gewicht und beste Kontakte zur Versicherungs- und Finanzwirtschaft sowie zur Industrie. Vor diesem Hintergrund habe ich 2005 den Konzern kontaktiert und mit meinen Forschungsergebnissen konfrontiert. Leider erhielt ich Anfang 2006 neben etwas Schulterklopfen nur die sehr ernüchternde Antwort:

Der Fokus der Münchener Rück in ihrem Kerngeschäft sind neben der grundsätzlichen Befürwortung und Unterstützung eines Ausbaus erneuerbarer Energien an der europäischen und letztlich auch globalen Energieversorgung die Risikoaspekte der betroffenen Technologien bezogen auf das versicherte Risiko. Bei der konkreten Unterstützung einzelner Initiativen müssen wir uns – nicht zuletzt wegen der großen Anzahl – begrenzen und besonderen Wert auf einen sehr engen Bezug zu unserem Kerngeschäft legen. Hier bitten wir um Verständnis für unsere Haltung. Bitte verstehen Sie unsere Zurückhaltung nicht im Sinne einer Ablehnung ihres Modells. Vielmehr wünschen wir Ihnen, dass Sie mit Ihrem Ansatz weiterhin Aufmerksamkeit erhalten und Umsetzungspfade eröffnen können.

Jahre später, 2009, schien sich die MunichRe daran zu erinnern, nachdem sie von der Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC) oder deren „Nachfolger“ Desertec Foundation angesprochen wurde, und gründete die Desertec Industrie Initiative (Dii), in der sich Unternehmen mit einem gemeinsamen Umsatz im zweistelligen Prozentbereich des deutschen Bruttosozialprodukts zusammenfanden. Noch vor der Gründung wurde ich – zum ersten und, trotz anderer Bekundungen seitens Dii und MunichRe, letzten Mal – zur MunichRe eingeladen, wo ich mit Bezug auf meine wissenschaftliche Arbeit unter anderem darauf hinwies, dass man sich für eine schnelle, leistungsstarke und kostengünstige Umsetzung der Vollversorgung mit regenerativem Strom auf die Windenergie konzentrieren müsse. Dies wurde wohl gehört und auch verstanden, dennoch konzentrierte sich die Dii fortan auf die Solarthermie, was – wie ich nicht zu erwähnen vergessen hatte – eine zeitliche Verzögerung von mindestens eineinhalb Jahrzehnten mit sich bringen muss, da sich die Solarthermie noch in den Kinderschuhen befand und ihre Kosten noch vergleichsweise hoch lagen und liegen. Diese Konzentration auf die Solarthermie von Seiten der Dii ist wohl nicht zuletzt auf den Einfluss von TREC – die ich 2003 mitbegründet, dann aber wegen der einseitigen Fokussierung auf die Solarthermie nach scheußlichem Streit informell verlassen hatte – oder den Einfluss ihres Sukzessors, Desertec Foundation, zurückzuführen. Mit Windenergie hätte man sofort beginnen können, Kraftwerke in Afrika zu bauen und den Stromtransport zu planen. Diese Chance wurde vergeben. Mitte 2012 legte dann zwar die Dii die Studie „Desert Power – Perspectives on a Sustainable Power System for EUMENA“ vor, in der sie – leider zu spät – praktisch zum gleichen Ergebnis kamen, wie ich schon 11 Jahre zuvor, nämlich, dass die Windenergie der Leistungsträger der zukünftigen Stromerzeugung werden müsse. Nicht zuletzt durch die inzwischen teils sehr problematische Entwicklung der Arabischen Revolution war der Initiative der Schwung genommen, den sie für ihren Erfolg so dringend gebraucht hätte. Das günstige Zeitfenster hatte sich inzwischen geschlossen und heute muss man hoffen, dass sich bald wieder ein neues öffnet. Das Zerwürfnis zwischen Desertec Foundation und Dii ließ übrigens auch nicht lange auf sich warten, da die Stiftung eine Abkehr von der Solarthermie offensichtlich nicht mittragen konnte. Seit dem Ende der Dii als großem Konsortium wird die Desertec Foundation nicht müde, sich des Erfolgs des Projekts zu rühmen, da es die Solarthermie gefördert hätte. Ich sehe darin das Bekenntnis, dass man mutwillig die wegweisende und äußerst wichtige Idee der internationalen Kooperation dem Ziel der Förderung einer Technologie – der solarthermischen Stromerzeugung – geopfert hat, die es für die Energiewende nicht wirklich braucht. Eigeninteressen einiger Beteiligter haben sich – wie leider nicht selten – gegen das Gemeinwohl durchgesetzt. Das ist aber nicht allein der Desertec Foundation anzulasten.

Nun gilt es neu zu starten.

Desertec hatte auch große Probleme, genügend Geld einzusammeln. Wie sehen Sie die Finanzierung Ihres Projekts? Ist es in der Lage sich selbst zu tragen?

Die Dii hatte ein Jahresbudget von ca. 5 Millionen €. Das ist schon ganz ordentlich. Ob sie das – beispielsweise mit einer Studie, die nichts Wesentliches zu Tage gefördert hat, das nicht schon lange zuvor bekannt gewesen wäre – gut genutzt hat, darf natürlich gefragt werden. Auch wenn die Dii anfangs mit einer proklamierten Investitionssumme von 400 Milliarden € für viel Aufsehens gesorgt hat, so muss jedem, der sich auch nur am Rande damit beschäftigt hat, klar gewesen sein, dass sich die gesammelte Industrie nicht als karitatives Unternehmen versteht, das ein solches Projekt auf eigene Kosten finanzieren will. Es ist klar, dass es geeigneter Finanzierungsinstrumente und der gesetzlichen Rahmensetzung bedarf, um ein solches Unternehmen zum Erfolg zu führen. Anfangs sah es diesbezüglich gar nicht so schlecht aus. Wie ich es beispielsweise in meinem Interview in EurActiv: Die Vision vom Super Grid, das auch dem damaligen EU-Energiekommissar Oettinger vorlag, gefordert habe, wäre ein europäisches oder internationales Einspeisegesetz (EEG), das die Vergütung importierten regenerativen Stroms regelt, eine gute Finanzierungsbasis, um die großräumige regenerative Vollversorgung aufzubauen. Oettinger nahm sich dieser Sache auch an und forderte ein Europäisches EEG. Leider konzentrierte er sich dabei sehr auf die Harmonisierung der bisherigen europäischen Förderinstrumente. Das wiederum rief die deutschen und europäischen Grünen auf den Plan, die statt mit Oettinger über die Ausgestaltung zu diskutieren, das ganze Projekt verteufelten, jede ernstzunehmende Diskussion mit Oettinger versagten und es bekämpften. Es ist anzunehmen, dass sich die Grünen dabei auch als Schutzherren der „Dezentralisten“ und ihrer Industrie verstanden, die befürchteten, dass ihnen die Felle wegschwimmen könnten, wenn es möglich würde, eine viel günstigere regenerative Versorgung aufzubauen. Natürlich hätte man auch dieser Befürchtung durch eine geschickte Gestaltung des neuen europäischen EEGs entgegentreten können. Der Frage danach, warum nun das Teure gefördert wird, wenn es auch günstiger geht, hätten sich die Verantwortlichen jedoch schon stellen müssen. In einem gewissen Rahmen hätte man darauf aber auch für alle Seiten annehmbare Antworten geben können. Klar ist jedenfalls, dass eine großräumige regenerative Vollversorgung viel geringere Investitionen erfordert und viel geringere Kosten verursacht als eine rein nationale oder gar kleinräumig dezentrale Versorgung. Der Widerstand der Grünen alleine hätte das Projekt des europäischen EEG mit Vergütung importierten regenerativen Stroms aber wohl kaum zu Fall bringen können. Leider entzog aber auch die Regierung Merkel ihrem CDU-Parteigenossen in Europa die Unterstützung und auch von Seiten der Sozialdemokraten wurde die Unterstützung offensichtlich verweigert, jede Seite mutmaßlich aus anderen opportunistischen Gründen. Dass damals die Dii noch vorwiegend an teuren Strom aus Solarthermie dachte und dies auch nach außen transportierte, war sicher auch nicht sonderlich hilfreich, da so die Vorzüge der internationalen Kooperation nicht leicht erkennbar wurden. Letztendlich wurde der großräumigen regenerativen Stromversorgung die Finanzierungsgrundlage verweigert. So scheiterte die Finanzierung an einem totalen Politikversagen, was sicherlich vielfach auch interessengeleitete Hintergründe hatte.

Auch hier muss man also auf einen konstruktiveren Neuanfang setzen.

Welche politischen Weichen müssten gestellt werden/ Unionen gebildet werden um solch ein Projekt zu implementieren? Welche Rolle müsste Deutschland darin spielen?

Die Europäische Union war bisher immerhin nicht ganz untätig. So wurde vor einigen Jahren schon geregelt, dass die Mitgliedsstaaten ihren Verpflichtungen, den regenerativen Anteil ihrer Versorgung anzuheben, auch mittels Import regenerativer Energien nachkommen können. Es gibt Bestimmungen, nach denen es auch erst einmal reicht, die Erzeugung im Ausland zu beginnen, um dann – planerisch schon von Anfang an nachgewiesen – zu einem späteren Zeitpunkt den Stromimport zu realisieren. Diese Bestimmungen sind gut geeignet aber nicht hinreichend, um den Prozess zur Gestaltung des regenerativen Supergrids anzustoßen. Leider fehlt dazu als wesentliche Zutat die Finanzierungsgrundlage, die bisher weder von der EU als Ganzes noch von irgendeinem Mitgliedsstaat bereitgestellt wurde. Ein internationales EEG wäre dazu ideal geeignet, egal, ob es nun von der EU oder vielleicht auch auf Bestreben der UNO weltweit in Kraft gesetzt würde und so auch in anderen Weltregionen für die notwendige finanzielle Basis sorgen könnte. Natürlich könnten auch einzelne Länder wie Deutschland mit gutem Beispiel voran gehen. Relativ einfach wären bilaterale Kooperationen zwischen Nachbarländern zu realisieren, wie Italien – Tunesien bzw. Algerien oder Spanien – Marokko und Russland – Deutschland, wenn man das derzeit in Anbetracht der schwelenden Ukrainekrise denken dürfte. Solche Länderunionen könnten kleine Schritte in die richtige Richtung sein, die vielleicht die nötige Sogwirkung entfalten würden.

Auch die Gründung neuer Industriekonsortien wäre zu begrüßen, wenn sie sich denn auf pragmatische Umsetzungsstrategien verständigen könnten, und sich nicht zu viel von widerstreitenden Eigeninteressen leiten ließen.

Können wir auf eine reibungsfreie Energiewende durch beispielsweise das Supergrid vertrauen oder müssen wir uns auch Alternativszenarien mit Ökonomischen Anpassungspfaden à la „Gürtel enger schnallen“ überlegen?

Ich würde gerne Antworten, dass wir auf das Supergrid vertrauen können. Leider ist aber die Politik so enttäuschend schlecht und unambitioniert, dass wir auf kein Szenario, auch kein Alternativszenario, vertrauen können. Die viel zu teure Energiewende wird in Deutschland miserabel gemanagt und führt in eine teure Gasse. Die „Alternative“ Gürtel enger schnallen ist ökonomisch höchst bedenklich und im Hinblick auf die riesigen erneuerbaren Energieressourcen auch nicht nötig, selbst wenn gesteigerte Energieeffizienz und Ressourcenschutz auf jeden Fall Teil unserer Bestrebungen sein sollte. Eine Umstellung auf eine Vollversorgung mit Strom aus erneuerbaren Energien – gemäß der Ergebnisse meiner Szenarien – würde sich technisch und wirtschaftlich ohne Weiteres in 20 Jahren realisieren lassen. Dazu bedarf es lediglich einer jährlichen Investition von ca. 0,6% des Bruttoinlandsprodukts. Wenn man das mit den Bruttoanlageninvestitionen unserer Volkswirtschaften vergleicht, erkennt man sofort, dass der Aufwand für die notwendigen Investitionen in das Supergrid einschließlich aller notwendigen Erzeugungsanlagen nur im einstelligen Prozentbereich der üblichen Investitionen liegt. Allein die Investitionen in Photovoltaik haben in Deutschland in manchen Jahren schon höhere Werte erreicht. So gesehen ist der Umstieg also problemlos zu bewältigen. Berücksichtigte man zudem, dass Erhaltungsinvestitionen in das fossil/nukleare Stromversorgungssystem ebenso entfallen würden, wie allmählich auch die Brennstoffkosten dieses Systems, käme man zu dem Ergebnis, dass die volkswirtschaftliche Belastung marginal ist. Auch deutlich kürzere Umsetzungshorizonte wären also denkbar. Hätte man 2001 angefangen, also in dem Jahr in dem ich meine Szenarien zum ersten Mal veröffentlicht habe, könnten wir heute schon fertig sein. Erschreckend wenig ist seither passiert. Und es ist zu befürchten, dass auch weiterhin nicht energischer und schon garnicht energisch genug voran geschritten wird, da sich selbst die ambitionierteren Politikentwürfe bis zum Jahr 2050 Zeit lassen wollen. Mit dem 2 Grad Klima-Ziel ist das natürlich nicht ansatzweise vereinbar, aber darüber scheint man geflissentlich hinweg sehen zu wollen. Insgesamt müsste eine internationale regenerative Vollversorgung jedenfalls nicht teurer sein als die fossil/nukleare, könnte sogar bei weiterhin fallenden Preisen für die regenerativen Erzeugungsanlagen deutlich billiger werden und bräuchte auch nicht lange auf sich warten lassen. So ließe sich der größte Teil der CO2-Emissionen aus fossilen Energien klimaneutral, kostengünstig und zeitgerecht einsparen und es eröffneten sich mittels Elektrifizierung der anderen Sektoren des Energieverbrauchs Möglichkeiten auch hier für die benötigten Emissionsreduzierungen zu sorgen.

Aber egal, welchem Szenario man nun anhängt, auf unsere derzeitige Politik ist so wenig Verlass, dass wir keineswegs auf eine zeit- und problemgerechte Umsetzung hoffen können. Wachsamkeit, Engagement und politischer Druck sind von allen privaten und juristischen Personen gefordert.

Die Förderlogik des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) hat dazu geführt, dass für viele Besitzer eines Hausdachs in Südrichtung die Montage von Photovoltaik ökonomisch attraktiv wurde. Zugleich sieht man z.B. entlang von Autobahnen oft größere Photovoltaikanlagen, für die offenbar landwirtschaftliche Flächen genutzt werden. Hier scheinen zwei Dinge zugleich zu passieren: Zum einen ist es ein relativ einfaches Rechenexempel, ob sich die Montage solcher Zellen “lohnt” oder nicht. Zum anderen scheint dieser Trend auch deshalb populär zu sein, weil man sich individuell “autark” fühlt. Wenn alles schiefgeht, produziere ich meinen Strom halt selbst, so könnte man die Stimmung beschreiben. Wieviel Rationalität oder Irrationalität verbirgt sich Ihrer Meinung nach dahinter?

Die kleinteilige Autarkie ist ja gegenwärtig eine Illusion und auch langfristig – spätestens aufgrund des saisonalen Angebotsverlaufs der Solarenergie in unseren Breiten – nicht realistisch. Meist sind die Anlagen so ausgelegt, dass jederzeit der Bezug fehlender Leistung aus dem Netz und die Einspeisung überschüssiger Leistung ins Netz möglich sein müssen. Der Überschuss wird nach EEG vergütet, generiert also für den Produzenten Einnahmen. Der ins Netz eingespeiste Teil erfordert bei zunehmenden Anteilen photovoltaischer Erzeugung immer häufiger den Ausbau der teuren Verteilnetze. Dieser Trend wird sich mit zunehmendem Ausbau der Photovoltaik weiter verstärken. Die Kosten werden aber nicht dem Solarstromproduzenten angerechnet. Er profitiert also von einer Leistung, deren Kosten auf die Allgemeinheit abgewälzt werden. Das wäre prinzipiell nicht unbedingt verkehrt, wenn es nicht viel kostengünstigere Ansätze für eine regenerative Versorgung gäbe, die den Geldbeutel der Anderen schonen würden. Mit sinkenden PV-Preisen wird es attraktiver, einen Teil des selbst erzeugten Stroms selber zu verbrauchen. Da aber die Kosten für die externe Infrastruktur bestehen bleiben und sogar steigen, verabschieden sich so die Solarstromproduzenten schleichend von der Mitfinanzierung des Gemeinguts. Wenn der Eigenverbrauchsanteil durch den Einsatz von Batterien weiter gesteigert wird, wächst bei den Produzenten das irrationale Gefühl der Autarkie. Dabei wird es jetzt doppelt unwirtschaftlich, da sich die Speicher in aller Regel wirtschaftlich auch für den PV-Anlagenbesitzer nicht rechnen. Sie verursachen erhebliche Kosten – selbstverständlich auch externe Kosten – und auch Verluste, die indirekt natürlich auch bezahlt werden müssen. Die gefühlte Autarkie erzeugt also zusätzliche Kosten bei der Allgemeinheit sowie beim vermeintlichen Profiteur, dem Speicher- und PV-Anlagen-Besitzer. Schon heute ist die Verteilung des Stroms zum Kleinverbraucher die teuerste Netzkomponente. Sie schlägt bei den Kleinverbrauchern mit 5 bis 6 Cent pro verbrauchter Kilowattstunde zu Buche und liegt für diese schon heute etwa bei der Hälfte der Produktionskosten von Solarstrom. Die gleichzeitige Produktion vieler PV-Anlagen in einem kleinen Einzugsgebiet – beispielsweise einer Einfamilienhaussiedlung – und ihre, im Vergleich zur üblichen Bezugsleistung der dortigen Verbraucher hohe, Nennleistung pro Anlage überfordert ab einem gewissen solaren Ausbaugrad die bestehenden Verteilnetze. Dies erfordert dann erhebliche Ausbaumaßnahmen mit hohen Kosten, die – umgelegt auf die bezogene Energie aller Stromverbraucher – die Stromkosten erhöhen. Ein Prozess, der durch den zurückgehenden Strombezug der Solarstromproduzenten für die Anderen noch verstärkt wird. So ist es absehbar, dass diese Mehrkosten bald das Niveau des Solarstroms erreichen.

Bei den Großanlagen zur Solarstromproduktion sieht die Situation etwas anders aus. Ab einer gewissen Größe speisen sie nicht mehr in das Verteilnetz, sondern in das viel günstigere Mittelspannungsnetz ein. Hier entfallen also die Mehrkosten für den Netzausbau weitgehend. Zudem profitieren Großanlagen von Skaleneffekten. Die Installationskosten werden mit der Größe deutlich geringer, der Einkauf großer Mengen von Solarmodulen hilft, den Preis zu senken. Es werden viel weniger, aber dafür größere und spezifisch günstigere Wechselrichter benötigt. Am meisten schlagen die Skaleneffekte bei Anlagen auf Freiflächen zu Buche. Deshalb ist die Aufstellung auf landwirtschaftlichen Flächen attraktiv, solange die EEG-Vergütung “stimmt”. Ein Preis, den man dafür zahlt, ist die Veränderung des Landschaftsbildes, die nicht allen gefallen mag.

Gäbe es keine Alternative, die kostengünstiger und auch ökologischer wäre, wäre das wohl ein Preis, den man für eine nachhaltige Energieversorgung bezahlen müsste. Da es diese Alternativen aber gibt, darf man die Frage schon stellen, ob man nicht besser auf sie zurückgreifen sollte. Allerdings müsste man sich dann auch für diese Alternativen einsetzen und nicht deren bloße theoretische Existenz für den allzu beliebten Nimbyismus instrumentalisieren.

Um diese Frage anders anzugehen und auch zuzuspitzen: Vermutlich könnte man in Deutschland rein technisch große Mengen an Bananen anbauen, wenn man unbedingt wollte. Es ist aber wirtschaftlich offenbar sinnvoller, sie zu importieren, und damit scheinen die Verbraucher auch ganz zufrieden zu sein. Wenn es sich nun mit der Produktion und dem Import von Strom ökonomisch genauso verhält, was führt dann dazu, dass dieses Gut “Strom” ganz anders wahrgenommen wird als das Gut “Bananen”?

Diese Zuspitzung hat was für sich. Es ist tatsächlich nicht leicht nachvollziehbar, wieso in einem Land wie Deutschland, das etwa die Hälfte seines Bruttosozialprodukts für das Auslandsgeschäft produziert und im Gegenzug Leistungen gleicher Größenordnung – wenn auch leider dauerhaft etwas niedriger – aus dem Ausland bezieht, gerade im Energiebereich “plötzlich” von Einigen die Vorzüge der Energieautarkie gepriesen werden. Im Energiebereich verlässt sich Deutschland bisher ohnehin zu vier Fünfteln auf Importe aus dem Ausland. Mit sinkendem Verbrauch heimischer Steinkohle zu Gunsten größerer Steinkohleimporte wurden die Importanteile in der Vergangenheit sogar freiwillig deutlich erhöht, ohne dass das zu einer Diskussion über Energieautarkie geführt hätte. In anderen Energiesektoren ist der Trend auch nicht vollkommen anders. Wenn man das bedenkt, drängt sich der Verdacht auf, dass die Idee der Energieautarkie eher instrumentalisiert denn wirklich angestrebt wird.

Ein Teil der Instrumentalisierung ist aber auch, dass gerne so getan wird, als würde eine international kooperative Stromversorgung automatisch bedeuten, dass man die eigene Stromproduktion zugunsten reiner Stromimporte aufgeben müsse. Schon im Grundszenario, in dem hinsichtlich des Eigenanteils bei der Stromproduktion keinerlei Vorschriften gemacht werden, werden als Ergebnis der Optimierung nur zwei Fünftel der Stromproduktion über das HGÜ-Netz transportiert, also im- und exportiert. Freilich gibt es Regionen mit weniger günstigen Produktionsstandorten, deren Importanteil recht hoch ist, aber es gibt keine, in denen nicht auch ein gewisser Teil des Strombedarfs selber produziert würde. Darüber hinaus zeigen Szenarien, in denen beispielsweise der minimale Eigenerzeugungsanteil für die Regionen vorgeschrieben wird, dass deshalb die Kosten nicht wesentlich steigen müssen. Bis zu einem Mindestanteil der Erzeugung von 50% in jeder Region erhöht eine solche Anforderung die Kosten nur unwesentlich. Man kann also – anders als bei Bananen – schon Forderungen nach einer gewissen – und sogar relativ hohen – Eigenproduktion stellen, ohne vollkommen utopische Ziele zu stecken.

Auch die Forderung nach einem nationalen Backup für die Absicherung gegen unerwartete Extremsituationen muss keineswegs zu einer sonderlich großen Mehrbelastung führen.

Wir haben uns gefragt, ob die Popularität dezentraler Stromerzeugung auch mit einer gewachsenen Abneigung gegen die großen Konzerne E.ON, RWE, EnBW und Vattenfall erklärbar ist. Die Wahrnehmung könnte sein, dass diese Großkonzerne ein Eigenleben führen und dass sie in bestimmten Regionen als Monopolisten zu hohe Preise nehmen. Demgegenüber erscheint die Eigenproduktion von Strom oder wenigstens die Vertragsbeziehung zum örtlichen Stadtwerk, das Strom selbst erzeugt, wesentlich attraktiver. Zumal das örtliche Stadtwerk in der Regel keine Kohle- oder Kernkraftwerke betreibt und insofern einen ökologischeren Anstrich hat.

Manch ein Propagandist der dezentralen Stromversorgung pflegt ein sehr simples Weltbild, bei dem der Ursprung fast aller Übel der Welt bei den Stromversorgern verortet wird. So eine einfache Sichtweise schützt vor den Mühen der Analyse der tatsächlichen Situation und lässt sich gut instrumentalisieren. Tatsächlich sind die Dinge komplizierter. Das fängt schon bei der Tatsache an, dass allzuoft übersehen wird, dass die Energieversorger zu großen Teilen in öffentlicher Hand sind. So ist EnBW fast vollständig im Besitz von Land und Kommunen, Tennet ist ein niederländischer Staatsbetrieb, Vattenfall ein schwedischer, RWE ist zu großen Teilen in kommunaler Hand. Wenn man das nicht berücksichtigt, vernachlässigt man Möglichkeiten der politischen Einflussnahme. So kritisieren manche Politiker Energieversorger, deren Verhalten sie besser über ihre Macht der öffentlichen Hand als Mehrheitseigner regeln sollten. Es geht weiter damit, dass man die ökonomische Situation der Energieversorger nicht versteht, wenn man sich nicht mit ihren betriebswirtschaftlichen Gegebenheiten auseinandersetzt. Was man nicht versteht, das macht einem aber leicht Angst. Angst ist aber, wie der Volksmund schon sagt, kein guter Ratgeber. So schließt sich der Kreis und man steht einem mysteriösen Feind entgegen. All seine Reaktionen werden fortan als böswillig interpretiert, anstatt ihren Ursprüngen auf den Grund zu gehen und Ideen zur gemeinnützigen und konsensfähigen Steuerung der Energieriesen zu entwickeln.

Die Energieversorger vertreten ihre betriebswirtschaftlichen Interessen. Dazu koordinieren sie sich, beispielsweise, indem sie wenig verhohlen gleichzeitig und gemeinsam – nach mutmaßlicher vorheriger Absprache – zu politischen Anhörungen erscheinen und hier offensichtlich abgestimmt auftreten. Was ihnen nicht dient, lassen sie gerne unter den Tisch fallen und sie betonen, was ihnen nützlich erscheint. Das muss nicht jedem gefallen, aber die Verteidigung eigener Interessen auch mit diesen Mitteln ist kein justiziables Verbrechen. Dagegen hilft, sich gut vorzubereiten und die Dinge selbständig zu analysieren. Das kostet ggf. auch den Aufbau und Unterhalt unabhängiger Kompetenz. Bei einer sorgfältigen Analyse wird dann auch auffallen, dass so manch ein Versorger nebenbei auch die wirtschaftlichen Interessen seiner Eigner, beispielsweise der Kommunen, vertritt. Auf der Basis eines besseren Verständnisses kann man beginnen, nach Möglichkeiten zu suchen, die beim Umbau der Energieversorgung Chancen für die Energiewirtschaft öffnen und so deren Kompetenz für das gemeinsame Vorhaben zu gewinnen. Wie alle etablierten Wirtschaftsunternehmen verteidigen die Unternehmen der Energieversorgung den Status quo. Jede Änderung könnte zu ihrem Nachteil sein. Tatsächlich waren sie aber in früheren Zeiten auch manchmal progressiv und konstruktiv. Beispielsweise sind Preußen Elektra vor der Fusion zu Eon und anderen europäischen Unternehmen wegweisende Studien zur Nutzung von Techniken zur internationalen Stromversorgung zu verdanken. Wer aber hoffte daran anzuknüpfen, fand sich schnell mit der Tatsache konfrontiert, dass um die Jahrhundertwende herum die intellektuellen Kapazitäten der Energieversorger mit der so genannten Liberalisierung der Energieversorgung ausgelastet waren. Vorschläge für gemeinsame Studien, die die großräumige Stromversorgung mit erneuerbaren Energien zum Ziel hatten, wurden teils mit genau diesem Argument abgelehnt.

Mit der politisch eingeleiteten Trennung in Produktion und Transport von Strom in unabhängige Unternehmen wurden den Versorgern die Möglichkeiten der koordinierten Planung des physikalisch untrennbaren Systems geraubt. In dieser Zeit haben die Versorger auch die Optimierung von Produktion und Transport einstellen müssen, da das ja fortan der Markt – angeblich besser – bewerkstelligen sollte. Dass sich die Physik aber nur mit großen Verrenkungen und nicht ohne zusätzliche Kosten “austricksen” lässt, hat man auf politischer Seite nicht bedenken wollen. Verantwortlich sind dafür aber nicht die Versorger, sondern die Politik und deren damaliger naiver Glaube an die Kräfte des freien Marktes.

Dass die Stadtwerke teilweise den Nimbus der Guten haben, hat nicht zuletzt auch mit Unkenntnis zu tun. Selbstverständlich gibt es Stadtwerke, die am Betrieb von Kernkraftwerken beteiligt sind, Stadtwerke betreiben auch Kohlekraftwerke.

Ins Reich der Übertreibungen gehört auch die Vorstellung, dass die monopolistisch organisierten Energieversorger uns ausplündern würden. Der These widersprechen nicht zuletzt die wirtschaftlichen Schwierigkeiten in denen die Energieversorger derzeit stecken. Von den 25 Cent, die wir inzwischen für jede Kilowattstunde unseres Haushaltsstroms bezahlen, macht der Börsenpreis für den von den Großen erzeugten Strom gerade mal etwa 4 Cent aus. Trotzdem hat sich der Strompreis für Haushaltskunden seit der unter Schwarz/Gelb initiierten und von Rot/Grün umgesetzten Strommarktliberalisierung verdoppelt, allein die EEG-Vergütung für das Fünftel, das heute erneuerbare Energien zusätzlich zur Stromversorgung beitragen, sorgt mit ca. 6 Cent pro kWh für einen höheren Anteil an den Stromkosten als die Einnahmen der Energieversorger aus der gesamten Stromproduktion.

All diese und weitere Zusammenhänge und Fakten werden gerne übersehen. Wenn man die Welt möglichst einfach in Gut und Böse einteilt, scheint das dem Wohlbefinden zuträglicher zu sein, als die mühsame Beschäftigung mit der Realität. Um aber eine wirkliche Energiewende hin zu einer nachhaltigen Wirtschaftsweise zu organisieren, reicht es nicht, es nur gut zu meinen oder sich nur gut zu fühlen. Es braucht ein unvoreingenommenes Verständnis der physikalischen bis hin zu den volks- und betriebswirtschaftlichen und nicht zuletzt den politischen Zusammenhängen. Dies alles ist leistbar und muss lediglich ernsthaft angegangen werden. Dann kann man eine bezahlbare und nachhaltige Stromversorgung klimaverträglich schnell realisieren. Die wissenschaftlichen Grundlagen für dieses Projekt sind gelegt. Das Know-How ist lebendig und abrufbar. Es fehlt an der Koordination und Umsetzung durch Politik und Wirtschaft. Das muss sich dringend und schnellstens ändern.


[1] Quelle: http://www.euractiv.com/energy/desertec-abandons-sahara-solar-p-news-528151

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