Die Zukunft des deutschen Energiemarktes: Photovoltaik und Onshore-Windkraft werden das Wachstum beherrschen

Dr. Matthias von Bechtolsheim
Dr. Matthias von Bechtolsheim

Dr. Matthias von Bechtolsheim ist Partner im Geschäftsbereich Energy & Utilities bei Arthur D. Little Central Europe. Sein Schwerpunkt liegt auf Innovation und Strategie sowie Transformation und Organisation der Energiewirtschaft.

Mit mehr als 20 Jahren Erfahrung aus der nationalen und internationalen Arbeit unterstützt er Energieversorger und Klienten in angrenzenden Industrien. In diesem Interview beantwortet von Bechtolsheim unter anderem Fragen zur Zukunft des deutschen Energiemarktes.

 

Die Rufe nach einer europäischen Energieunion mehren sich. Vor dem Hintergrund der Ukraine-Krise und den schwierigen Beziehungen zu Russland scheint eine Energieunion vielen EU-Verantwortlichen ein Ausweg aus der Abhängigkeit von Energieimporten zu sein. Welche Vorteile hätte eine solche Energieunion?

Ein großes Problem ist, dass bereits bestehende EU-Vorgaben zu Energieeffizienz, den erneuerbaren Energien und der CO2-Reduzierung nicht durchgängig umgesetzt werden –ebenso wie die Vorgaben zur Integration der Strom- und Gasmärkte.

Um die Abhängigkeit von russischem Öl und insbesondere russischem Gas zu reduzieren, sind im Wesentlichen zweierlei Maßnahmen zu ergreifen. Zu allererst gilt es, den Öl- und Gasverbrauch zu reduzieren. Das kann durch Energieeffizienzmaßnahmen erreicht werden, wie Gebäudeisolierung, aber auch durch die Substitution von Öl und Gas durch Strom – sowohl in der Mobilität, in Form von Elektro- und Wasserstoffantrieben, als auch in Privathaushalten durch Wärmepumpen. Dabei sollte der verwendete Strom möglichst aus erneuerbaren Energien stammen. Im zweiten Schritt sind die russischen Öl- und Gasquellen außerdem durch europäische Quellen zu ersetzen – wie Öl und Shale Gas aus der Nordsee. Im Extremfall könnte auch die Kohlevergasung aus Steinkohle und Braunkohle wieder eine Rolle spielen.

 

Sehen Sie Schwierigkeiten auf dem Weg zu einer Energieunion?

Definitiv. Diese liegen vor allem in der konsequenten Umsetzung der EU-Klima- und Energieziele in den Mitgliedsländern. Der EU „Fahrplan zu Energieunion“ enthält deshalb eine Vielzahl von Maßnahmen, um die Umsetzung bestehender Vorgaben zu prüfen und zu beschleunigen. Er beschäftigt sich ausführlich mit der Entwicklung der Erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2050.

 

Wie hoch schätzen sie die Wahrscheinlichkeit ein, dass in naher Zukunft eine Energieunion geschaffen wird?

Der Erfolg wird hier wie immer abhängig davon sein, ob und inwieweit die Mitgliedsländer die bestehenden EU-Vorgaben umsetzen. Wenn es um kurzfristig lebensnotwendige Versorgungssicherheit bei Gas geht, werden die Mitgliedsländer allein aus Eigeninteresse die Maßnahmen umsetzen – z.B. Vorgaben für Speicherbevorratung für Gashändler oder Speicherbetreiber.

 

Die konventionelle Energieerzeugung aus Kohle und Gas ist nach wie vor unverzichtbar. Die Bundesregierung hält jedoch an ihrem Ziel fest, die CO2-Emissionen bis 2020 gegenüber 1990 um 40% zu senken. Für wie realistisch halten Sie vor diesem Hintergrund die Erreichung des Klimaziels?

Das Klimaziel erscheint mir aktuell schwer erreichbar. Wie die geplante Marktstabilitätsreserve im Emissionshandel für 2019 zeigt, wird bis 2020 kein signifikanter Effekt zu erreichen sein. Gleichzeitig konterkarieren sinkende Öl-, Gas- und damit auch Kohlepreise den Emissionshandelsmechanismus. Selbst das Abschalten deutscher Kohlekraftwerke bewirkt nichts, weil diese dann durch Kohlekraftwerke im Ausland – in Polen oder Tschechien – ersetzt werden. Zudem wird die Gebäudeenergieeffizienz angesichts sinkender Öl- und Gaspreise weniger attraktiv und kann ohne massive Subventionen nicht beschleunigt werden.

Im Verkehrssektor sind viele Potenziale bei Verbrennungsmotoren schon erreicht – die Elektromobilität kommt aufgrund hoher Anschaffungskosten und vieler Nachteile in der Nutzung nicht richtig in Schwung. Nur eine massive Rezession könnte daher zu einem konjunkturbedingten Verbrauchsrückgang und daraus resultierenden geringeren CO2-Emissionen führen – oder ein Umdenken auf Seiten der Verbraucher im Hinblick auf die Leistungskraft der Motoren.

 

Wagen Sie eine Prognose. Wie wird der Energieversorgung im Jahr 2030 aussehen?

Hier sind verschiedene Szenarien denkbar. Eine Grundkonstante wird sicherlich der Ausbau der Wind- und Solarenergie sein, der durch stark sinkende Preise für Photovoltaik noch beschleunigt wird. Wir sehen die angestrebten Anteile von Erneuerbaren an der Stromproduktion daher in Deutschland auf der Zielgeraden – mit ca. 50% bis 2030. Braunkohle und Steinkohle werden dann mit ca. 40% als Backup fungieren. Gaskraftwerke hingegen werden nur noch in der Kraft-Wärmkopplung und bei entsprechender Subventionierung überleben. Der Gasverbrauch wird durch Gebäudeisolierung und Wärmepumpen weiter reduziert. Im Verkehrssektor ist es vorstellbar, dass sich Brennstoffzellen-Antriebe durchsetzen, zumindest im Falle massiver Überschüsse von Wind- und Solarstrom.

 

Für welche Formen der Energieerzeugung sehen Sie in den nächsten Jahren die größten Wachstumspotenziale?

Onshore-Windkraft und Photovoltaik werden, aufgrund der Kostenvorteile im Wachstum, bei den Erneuerbaren dominieren. Lokal installierte Photovoltaik hat in Deutschland heute schon Netzparität erreicht und wird in Kombination mit kostengünstigeren Batterien zukünftig zum Selbstläufer im Haushalts- und Gewerbesektor werden.

 

Die Energieversorger fordern die Einführung eines Kapazitätsmarktes. Die Bundesregierung hat daher in einem „Grünbuch“ Möglichkeiten zur Umgestaltung des Strommarktes gesammelt. Viele Experten sind sich allerdings einig, dass die Versorgungssicherheit auch ohne einen Kapazitätsmarkt gegeben sein wird. Wie ist Ihre Meinung zu diesem Thema? Braucht Deutschland einen zusätzlichen Kapazitätsmarkt?

Backupkapazitäten werden zweifelsohne benötigt. Zumindest braucht es einen Kapazitätsmarkt nicht mittelfristig, da genügend konventionelle Kapazität vorhanden ist. Diese lässt sich über den angedachten „Energy Only 2.0“-Markt mit verschärften Mechanismen, wie Peak-Preisen, Pönalen etc. hinreichend „anreizen“. Langfristig mögen Kapazitätszahlungen erforderlich sein, um Neubauinvestitionen zu stimulieren. Dabei ist aber zu berücksichtigen, wie weit bis dahin die Netzintegration in Europa ist, mit der auch Kapazitäten im Ausland verfügbar gemacht werden können.

 

Mit welchem Ergebnis rechnen Sie?

Das Eckpunktepapier Strommarkt der Bundesregierung macht deutlich, dass ein expliziter Kapazitätsmarkt als gegenwärtig nicht notwendig angesehen wird. Dabei wird es mittelfristig bleiben. Die Erzeuger werden sich den Gegebenheiten anpassen und ihre verbleibenden Kraftwerke für den „Energy Only 2.0“-Markt fit machen.

 

In wieweit ist die von Wirtschaftsminister Gabriel angedachte Kapazitätsreserve von acht bis neun Kraftwerken also notwendig? Handelt es sich bei dieser Idee um einen faulen Kompromiss?

Bei einer stringenten Umsetzung des „Energy Only 2.0“-Marktes wäre eine staatlich beauftragte Reserve grundsätzlich nicht notwendig. Dennoch ist eine Kraftwerksreserve für einen Übergangszeitraum vertretbar, bis eine ausreichende Vorhaltung von Kapazität im „Energy-Only 2.0“-Markt sichergestellt ist. Eine sogenannte „Strategische Reserve“ ist in anderen Ländern ein praktizierter Mechanismus und keinesfalls ein fauler Kompromiss. Schließlich werden die Betreiber, sofern möglich, über einen Wettbewerb ausgewählt – das vermeidet hohe Gewinnmargen.

 

Stichwort Netzausbau und Lastmanagement: Wie sieht das Netz der Zukunft aus?

Im Bereich der Übertragungsnetze bzw. Höchstspannungsnetze zeigt der Netzentwicklungsplan das Zukunftsbild. In den Verteilnetzen müssen Mechanismen für ein lokales Balancing („Smart Grid“) sowohl technisch wie auch regulierungsseitig geschaffen werden. Das kann sowohl durch regelbare Ortsnetztrafos und Speicher, als auch mit Hilfe von Lastmanagement seitens der Verteilnetzbetreiber geschehen.

 

Was muss an dieser Stelle noch staatlicherseits und seitens der Netzbetreiber geleistet werden?

Vorrangig müssen die Hürden zur Verteilnetzstabilität, die durch die Trennung von Netz und Vertrieb entstanden sind, regulatorisch überwunden werden. Vor allem eine Optimierung auf der lokalen Netzebene muss daher die Konsequenz sein. Zusätzlich müssen vorausschauende Investitionen in die Netzstabilität durch die Netzbetreiber seitens des Regulators anerkannt werden.

 

Welche Auswirkungen haben die Veränderungen des Strommarktdesigns auf die deutsche Wirtschaft?

Ein „Energy-Only“ Marktdesign mit wirksamen Anreizen zur Kapazitätsvorhaltung wird dazu beitragen, die Kosten der Energiewende zu dämpfen. Ein konsequentes Monitoring der Versorgungssicherheit durch den Regulator stellt sicher, dass es zu keinem Marktversagen kommt. Negative Effekte auf bestimmte Branchen erwarte ich nicht. Im Gegenteil: Durch die Vermarktung von flexiblen Lasten und eigenen Erzeugungskapazitäten können Unternehmen sogar ihre eigene Energieinfrastruktur mitfinanzieren.