Ausgabe 04/2014 - Artikel

Unter Strom

Quellen: OECD, AGEB, REN21, Werte zum Teil gerundet oder hochgerechnet. *Bruttostromproduktion: 629 TWh, davon 72 TWh exportiert. Import 39: TWh. Inlandsstromverbrauch: 596 TWh.

Ein Überblick über den Stand der Dinge:

Biomasse

Erdgas

Nuklearenergie

Kohle

Sonnenenergie

Wasserkraft

Windenergie

 

Strom in Zehnerpotenzen

Watt (W): Einheit für die Leistung beziehungsweise den Anschlusswert eines elektrischen Geräts. Ein normaler Fernseher oder ein Notebook haben zum Beispiel eine ähnliche Wattzahl wie eine klassische Glühlampe. Sie verbrauchen um die 40 Watt.

Kilowatt (kW, 1000 W): haushaltsübliche Einheit, die eine wichtige Rolle für die Stromrechnung spielt (siehe Kilowattstunde). Bügeleisen, Staubsauger, Wäschetrockner und Herde haben oft Anschlusswerte von zwei kW und darüber.

Kilowattstunde (kWh): gebräuchlichste Einheit für den Energieverbrauch, etwa auf der Haushaltsstromrechnung. Eine kWh ist die Menge Energie, die nötig ist, um ein Gerät mit einem Kilowatt Leistung eine Stunde lang zu betreiben. Mit einer kWh lässt man einen 2000-W-Ölradiator eine halbe Stunde auf Anschlag bullern oder eine 5-Watt-LED-Lampe 200 Stunden leuchten. Jeder Deutsche verbraucht zu Hause etwa 4,7 kWh Strom pro Tag, also rund 1700 kWh jährlich.

Megawatt (1 MW = 1000 kW): Einheit, in der beispielsweise die Leistung von Windkraftanlagen angegeben wird. Deren Turbinen leisten zwischen 1,5 und 7 MW. Ein 2-MW-Windrad kann zwar bis zu 2000 kWh pro Stunde erzeugen, aber es wird niemals 48 000 kWh in 24 Stunden schaffen: Im Landesinnern ist ein Windrad statistisch nur etwa fünf Stunden am Tag ausgelastet (siehe „Volllaststunde“). Deshalb versorgt es im Jahr höchstens rund 1000 Haushalte oder etwas mehr als 2000 Menschen. Daraus ergäbe sich die Faustregel: ein Kilowatt pro Mensch. Selbst das ist noch schöngerechnet, denn die Energieversorger müssen ja auch Reservekraftwerke für Flauten bereithalten.

Megawattstunde (MWh, 1000 kWh): Einheit, in der Großverbraucher Strom handeln.

Volllaststunde: fiktive Zahl, mit der die Energiewirtschaft die Ausbeute von Windrädern und Solarpanels vergleichbar macht. Läuft ein Windrad mit halber Kraft, braucht es zwei Stunden, um eine Volllaststunde zu erwirtschaften. Windräder kommen an Land auf 1500 bis 2000 Volllaststunden pro Jahr, auf See sind bis zu 4500 drin; das entspricht einer Auslastung von 4500/8760, also 51 Prozent.

Gigawatt (GW, 1000 MW, 1 Million kW): Leistungsklasse von Großkraftwerken. Ein Kernkraftwerk bringt mehr als ein GW ans Netz.

Gigawatt Peak (GWp): in der Fotovoltaik übliche Einheit für die installierte Leistung von Solarzellen, die diese nur bei voller mittäglicher Sonneneinstrahlung erreichen. Um abschätzen zu können, wie hoch die tatsächliche Stromausbeute ist, schiebt man in Deutschland das Komma eine Stelle nach links. Das heißt: Um eine Leistung von durchschnittlich 1 GW zu erreichen, muss man 10 GW installieren.

Terawattstunde (TWh, 1 Milliarde kWh): Maßeinheit für Stromverbrauch auf nationaler Ebene. Mit einer TWh kommen Deutschlands Privathaushalte etwa zweieinhalb Tage aus. Zu Hause verbrauchen wir nur ein Viertel unseres Stroms, den Rest bei der Arbeit und in der Freizeit.

Petawattstunde (PWh, 1000 TWh, 1 Billion kWh): Dimension des weltweiten Stromverbrauchs. Dieser liegt bei 22 PWh pro Jahr. Der gesamte Primärenergiekonsum der Menschheit ist rund siebenmal so hoch. Er wird in Joule (J) berechnet und hat ein halbes Zettajoule (ZJ) pro Jahr überschritten – eine 5 mit 20 Nullen. Hinter diesem Ziffernbandwurm verbirgt sich neben 0,2 ZJ (200 Billiarden Kilojoule/50 Billiarden Kilokalorien/55 Billionen kWh) an fossilen Rohstoffen, die verstromt werden, eine ähnliche Menge an Mineralöl, mit dem wir heizen, fahren, schippern und fliegen. Außerdem Ethanolsprit und Biodiesel, Kohle und Gas für Hüttenwerke, andere Formen industrieller Prozesswärme und zum Heizen. Nicht zu vergessen: eine erhebliche Menge Brennholz, das für viele Menschen in armen Ländern immer noch die einzige Möglichkeit ist, an eine warme Mahlzeit und abgekochtes Wasser zu kommen.

• Unter dem Eindruck der Atomreaktor-Katastrophe von Fukushima konfrontierte Angela Merkel am 9. Juni 2011 das Land kraft ihrer Richtlinienkompetenz mit einer „Herkulesaufgabe ohne Wenn und Aber“: der Energiewende, dem Ausstieg aus dem schwarz-gelben Ausstieg aus dem rot-grünen Atomausstieg. Doch knapp drei Jahre später ist von Aufbruchstimmung nicht mehr viel zu spüren. Europas größtes Industrieland diskutiert den Übergang ins Zeitalter erneuerbarer Energien, bei dem es Vorreiter sein wollte, sehr defensiv. Begriffe wie „Strompreisbremse“, „Versorgungssicherheit“ und „Abstandsregelung“ beherrschen die Debatte – als sei es das vordringliche Ziel der Politik, den neuen, dezentralen Methoden der Stromerzeugung Grenzen zu setzen, statt deren naturgegebene Schwankungen besser zu managen.

Zu dieser Stimmungslage passen die (noch vorläufigen) Zahlen der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) für 2013: Wind und Wasser blieben unter dem Ertrag des Vorjahres, nur Fotovoltaik und Biomasse legten zu. In der Summe stieg der elektrische Output der Erneuerbaren um bescheidene 3,6 Milliarden auf nun 147 Milliarden Kilowattstunden, ein knappes Viertel des Elektrizitätsbedarfs. Steinkohle-Kraftwerke gewannen im Vergleich mehr als das Doppelte dazu, also ein Plus von knapp acht Milliarden Kilowattstunden. Westdeutschlands traditioneller Energieträger stellt nun einen Anteil von knapp 20 Prozent an der Bruttoproduktion, mehr als Wind, Biomasse und Fotovoltaik zusammen. Braunkohle – die Energiequelle mit der schlechtesten Ökobilanz – liegt mit 25,8 Prozent weit vorn. Mehr Strom als 2013 hat sie seit dem Ende der DDR nicht mehr geliefert.

Was aussieht wie die Renaissance der Kohle, ist allerdings eine trügerische Momentaufnahme. Sie belegt keinen Trend. Wer die Fakten nüchtern einordnen will, sieht sich mit einem Wust naturwissenschaftlich-technischer, ökonomischer und politischer Aspekte der Energiewende konfrontiert. Allein das Zusammenspiel von Ökostrom-Vergütung und Strompreisbildung an der Börse ist eine Wissenschaft für sich. Auf die Energiebranche spezialisierte Volkswirte streiten über das passende „Marktdesign“ für die Jahre ab 2015, in denen Atomkraftkapazitäten von rund zwölf Gigawatt verschwinden werden. Ohne erneute Eingriffe in den staatlich regulierten Elektrizitätsmarkt hat kein Investor einen Anreiz, schnell verfügbare konventionelle (Gas-) Kraftwerke bereitzustellen, die nur wenige Tage im Jahr auf Hochtouren laufen müssen, damit die Lichter auch bei Windstille in langen Winternächten nicht ausgehen.

Eine Option ist der sogenannte Kapazitätsmarkt, eine Auktion, bei der Versorger ermittelt werden, die Reserven gegen möglichst geringe Subventionen bereithalten – indem sie entweder alte Kraftwerke nicht stilllegen oder flexible neue bauen. Die Kosten sollen als Versorgungssicherheitsbeitrag die umfangreiche Liste von Abgaben verlängern, die die Stromkunden auf ihrer Rechnung finden.

Politiker aller Parteien tun sich schwer, den Bürgern plausibel zu erklären, wie die bezahlbare, stabile und umweltfreundliche Stromversorgung, die sie ihnen versprochen haben, denn nun funktionieren soll. Es fehlt zwar nicht an Ideen, doch es ist keine simple Lösung in Sicht.

Eine solche kann auch dieser Beitrag nicht liefern, wohl aber Fakten, Korrekturen verbreiteter Missverständnisse und den Versuch einer Einordnung. So gehen wir auf den folgenden Seiten der Frage nach, welche Anteile die wesentlichen Energieträger in Deutschland, Europa und der Welt zur Stromversorgung beitragen und welche Rolle sie in Zukunft spielen könnten. Wir gehen dabei von mehreren Prämissen aus:

– Die meisten Volkswirtschaften wollen unabhängiger werden von fossilen Rohstoffen, sei es wegen des CO2-Ausstoßes, der eklatanten Luftverschmutzung in asiatischen Megacitys oder des oft sehr hohen Devisenbedarfs für den Import.

– Kein größeres Land kann mit einem einzigen Energieträger seinen gesamten Bedarf decken; deshalb gibt es nur einen besseren oder schlechteren Energiemix.

– Bei Strom aus regenerativen Quellen und Biogas, deren Bedeutung wächst, existiert kein Weltmarkt, denn sie können nicht in beliebigen Mengen über weite Strecken transportiert werden.

– Die Spielregeln sind in jedem Land andere, je nach regionaler Verfügbarkeit natürlicher Ressourcen, politischem System, herrschender Wirtschaftsordnung und Subventionsgepflogenheiten.

– Es wird keine Veränderung ohne Verlierer geben.

Die Einschätzung der Kanzlerin, dass die Energiewende eine Herkulesaufgabe sei, wird in der Fachwelt durchaus geteilt. Das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES) hat seine Aktivitäten ganz offiziell unter das Motto „Herkulesprojekt Energiewende“ gestellt. Im Januar veröffentlichten die Kasseler Forscher ihr „Geschäftsmodell Energiewende“. Dabei handelt es sich um eine beherzte Replik an alle Politiker, die mit Kostenargumenten einen zügigen Aus- bau der Erneuerbaren bremsen. In Wirklichkeit handle es sich um „ein risikoarmes Investitionsvorhaben mit positiver Gewinnerwartung“. Bis 2050 sei eine elektrische Vollversorgung aus erneuerbaren Energiequellen „wirtschaftlich darstellbar“. Der Gesamtstromverbrauch soll in diesem Szenario vergleichsweise moderat von 600 auf 1000 Terawattstunden wachsen, der Bedarf an Primärenergie auf einen Bruchteil zusammenschmelzen.

Die Forscher setzen auf einen fast kompletten Ersatz von Erdgas, Heizöl, Diesel und Benzin durch Strom in den nächsten vier Jahrzehnten. Die Schlüsselbegriffe heißen Power-to-Heat (PtH) und Power-to-Gas (PtG), wobei Power für elektrische Energie steht. Da Heizung und Warmwasser heute den Löwenanteil der importierten fossilen Primärenergie verschlingen, plädieren die IWES-Experten für Abwrackprämien auf fossil befeuerte Zentralheizungen und den Umstieg auf elektrische Wärmepumpen. Diese arbeiten nach dem Kühlschrankprinzip und entziehen selbst bei Winterwetter dem Erdreich genug Wärme, um ein gut isoliertes Haus behaglich zu machen. Autos sollen entweder akku-elektrisch fahren oder mit Brennstoff, der im Power-to-Gas-Verfahren erzeugt wird: Wind- oder Solarstrom lässt sich nutzen, um per Elektrolyse Wasserstoff zu erzeugen, der wiederum per Brennstoffzelle einen Elektromotor oder (nach einer Methan-Synthese) einen konventionellen Verbrennungsmotor antreiben kann. Für E-Lastwagen müssten über den rechten Spuren der großen Autobahnen Oberleitungen montiert werden, damit das Gewicht der nötigen Akkus nicht zu sehr die Zuladung schmälert.

Die massive Öl-Einsparung soll die Herkulesaufgabe finanzieren. Volkswirtschaftlich, so die Kasseler, gehe die auf „konservativen“ Annahmen beruhende Rechnung auf. Zwar müsste über 40 Jahre hinweg ein Investitionsvolumen von insgesamt 1,5 Billionen Euro gestemmt werden. Dafür sänken aber kontinuierlich die Beschaffungskosten für die Primärenergie – derzeit 83 Milliarden Euro pro Jahr. Schon gegen Ende der Zwanzigerjahre rechnen die Forscher mit einem Break-even, vorausgesetzt, dass die Technikwende beim Heizen und Fahren nicht auf die lange Bank geschoben wird. „Die Ablösung des Öls“, schreiben sie, „ist die Basis für die volkswirtschaftliche Rendite der Energiewende.“

Ausdrücklich empfiehlt das IWES sein Energiewende-Geschäftsmodell auch anderen Ländern, inbesondere Volkswirtschaften im Süden der EU, die sich den Abfluss von Vermögen in Ölförderländer noch weniger leisten können als die deutsche. Um Kritikern, die technokratische Planwirtschaft wittern, den Wind aus den Segeln zu nehmen, verweisen die Kasseler Wissenschaftler auf die Mondlandung als „nationales Großprojekt“ in einer marktwirtschaftlichen Demokratie: Ohne sorgfältige Planung sei das Apollo-Programm undenkbar gewesen, und das Herkules-Projekt namens Energiewende sei doch „ungleich bedeutungsvoller“.

Die finanzielle und logistische Dimension ist in der Tat weitaus größer, denn ein Totalumbau der gesamten Energieversorgung betrifft jeden Bürger persönlich, und er könnte die Wirtschaftsstruktur ganzer Staaten verändern. Die in mehr als hundert Jahren gewachsene Infrastruktur mit ihren drei Netzspannungsebenen zwischen Großkraftwerk und Steckdose passt jedenfalls schon jetzt nicht mehr zum Ausbaustand der Erneuerbaren mit 1,4 Millionen Sonnenstrom-Erzeugern und fast 24 000 Windrädern. Bei Starkwind an der Küste wissen die Übertragungsnetzbetreiber manchmal nicht mehr wohin mit dem Strom; fegen bei Aprilwetter Wolkenfelder über die Solarflächen hinweg, müssen Stadtwerke Netzspannungen bändigen, die quasi Achterbahn fahren – und das mit Gegenverkehr.

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Vor dem Atomzeitalter war die Energieversorgung eine simple, weil alternativlose Sache: Die Industrialisierung folgte stets dem Angebot an energiereichen Bodenschätzen – wie beim Aufbau der Stahlindustrie im „Kohlenpott“ an der Ruhr. Das schwarze Gold machte zwar Dreck, versorgte aber die Wirtschaft zuverlässig mit Strom und Prozesswärme. Dann verhalf die Kernenergie, die außer einem Fluss fürs Kühlwasser keine natürlichen Ressourcen brauchte, auch rohstoffarmen Landstrichen zu florierenden Wirtschaftszentren mit vergleichsweise reiner Luft; der Aufstieg Münchens und seiner Satelliten wie der BMW-Stadt Dingolfing war eng mit dem Bau der beiden Kraftwerksblöcke an der Isar verbunden.

Seit Sonne und vor allem Wind immer mehr zur Energiegewinnung beitragen, entkoppelt sich das Angebot von der Nachfrage. Der Wind weht weder wann er soll noch wo er soll. Beim Ertrag herrscht ein klares Nord-Süd-Gefälle, das Bayerns Solardächer nur im Sommer um die Mittagszeit kompensieren können. Hinzu kommt, dass sich die Windrad-Konstrukteure lange Zeit schwertaten, die Rotoren so zu formen, dass sie auch unter typischen süddeutschen Windverhältnissen zufriedenstellende Ausbeuten bieten. Die von Standorten entlang der Nordsee gewohnten Erträge sind in Bayern aber auch mit modernster Technik (hoher Turm, Flügel mit Schwachwindgeometrie) nicht zu erzielen. Südlich der fränkischen Mittelgebirge sind die weißen Masten deshalb selten, und das könnte so bleiben. Nach dem aktuellen Willen der Staatsregierung sollen Windräder zwei Kilometer Mindestabstand zu Wohngebieten halten. Damit wird es schwieriger, Areale zu finden, in denen sich Anlagen zu Parks oder Clustern bündeln lassen. Einzelne Windräder in die Landschaft zu stellen würde die Erschließungs- und Bürokratiekosten in die Höhe treiben und ist deshalb unrealistisch.

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Mit der Abschaltung der Atomkraftwerke avanciert das Regionalklima zum relevanten Standort- und Produktionsfaktor. Während sich die Menschen in Südbayern langsam Sorgen machen, was in acht Jahren ohne Ohu und Gundremmingen aus ihren Jobs und ihrem Lebensstandard wird, falls ihr Ministerpräsident Horst Seehofer die Energiewende weiterhin ausbremst, arbeiten die Bundesländer im Norden an ihrer neuen Traumrolle als Energieversorger der Nation. Vorbild ist Dänemark, das mehr als ein Drittel seines Stroms mit Windkraftanlagen gewinnt.

Aus wirtschaftsgeografischer Sicht haben die Norddeutschen zwei Optionen: Rein theoretisch könnten sie die Großkunden zu den neuen Stromquellen locken; dann müssten aber viele Fabriken samt Personal aus dem Süden umziehen. Ein solcher Strukturwandel dauert Jahrzehnte. Oder sie produzieren, wie derzeit geplant, Gigawattstunden für den Transport in andere Bundesländer. Das erfordert Investitionen in „Stromautobahnen“. Die sind vor allem für die Versorgung von Großstädten wichtig. Im ländlichen Baden-Württemberg und in Bayern gibt es viele Gegenden, die sich notfalls als autarke Strominseln behaupten könnten, wenn sie Bürgerwindparks bauten und bei nächtlicher Flaute auf regional erzeugtes Agrargas auswichen.

Gerade in Regionen, die sich auf diese Weise gut selbst versorgen könnten, wehren sich die Bürger seit einigen Monaten vermehrt gegen die Hochspannungs-Gleichstromleitungen, die von Brandenburg kommend durch ihre Heimat nach Südbayern gebaut werden sollen. Sie argwöhnen, statt der versprochenen Windenergie könnte politisch unkorrekter Braunkohlestrom in die Großstädte an Lech und Isar gelangen. Fakten, die dieses in Online-Foren kolportierte Gerücht stützen, gibt es nicht, und die genaue Trassenführung innerhalb des 15 Kilometer breiten Grobkorridors steht laut Auskunft der verantwortlichen Bundesnetzagentur noch lange nicht fest. Wahr ist, dass die Mitteldeutsche Braunkohlengesellschaft (Mibrag), ein Tagebau-Unternehmen in tschechischem Besitz, tatsächlich gern ein eigenes Großkraftwerk im sächsisch-anhaltinischen Profen bauen würde, das dank moderner Feuerungstechnik flexibler auf Nachfrageschwankungen reagieren könnte als die trägen Altanlagen, die das Gros des Kraftwerksparks von Vattenfall und RWE ausmachen. Allerdings sucht die Mibrag schon seit Jahren erfolglos nach Investoren. Vor allem aber hätte der Windstrom als „Must Run“-Energiequelle bis auf Weiteres gesetzlichen Vorrang – was wiederum das Desinteresse der Investoren an Profen erklärt.

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Das scheinbare Comeback der Kohle im vergangenen Jahr ist denn auch nicht mit Energiepolitik zu erklären, sondern mit dem Weltmarkt für fossile Rohstoffe, der Rangordnung der verschiedenen Energieträger an der Strombörse, dem niedrigen Preis für CO2-Emissionszertifikate, technischem Fortschritt – und dem Wetter. 2013 war ein schlechtes Windjahr, das auf ein gutes folgte. Daher stagnierte die Ausbeute trotz neun Prozent Kapazitätszubaus. Zugleich stieg die deutsche Brutto-Stromproduktion, da die beiden neuen Blöcke des riesigen RWE-Braunkohle-Kraftwerks Neurath erstmals ganzjährig Strom ins Netz einspeisten.

Unterm Strich flossen 72 Milliarden Kilowattstunden billigen Überschuss-Stroms in die Nachbarländer, mehr als je zuvor. Dennoch verheizten die deutschen Kraftwerkskessel weniger Braunkohle als im Vorjahr, denn die neu gebauten Feuerungsanlagen haben einen erheblich höheren Wirkungsgrad als die alten, vom Netz gegangenen. Der Gesamtanteil aller Verbrennungskraftwerke lag daher 2013 nicht höher als vor Fukushima: 57 Prozent. Das Kontingent der sieben stillgelegten AKW (Krümmel war wegen Pannen schon vor 2011 offline) wurde komplett von den Erneuerbaren kompensiert. So gesehen war die Energiewende bis dato kein Fehlschlag.

Die klimapolitisch schlechte Nachricht: Der eigentliche Verlierer hieß, wie schon im Vorjahr, Erdgas. Sein Beitrag zur deutschen Stromerzeugung ging um fast 14 Prozent zurück und liegt jetzt um ein Viertel unter dem Wert von 2011. Dabei gelten Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke wegen ihrer Flexibilität als ideale Ergänzung zu Windrädern, bei denen es bei bestimmten Wetterlagen zu steilen Leistungsabbrüchen kommen kann.

Ursache Nummer eins für die Verschiebung: Der Trend zum Schiefergas in den USA drückte auf die dortige Nachfrage und damit auf den Weltmarktpreis für Steinkohle. Ursache Nummer zwei: Die Kraftwerksbetreiber bekommen ihre CO2-Emissionsrechte zwar nicht mehr kostenlos zugeteilt, doch die Zertifikate sind zurzeit extrem billig; dank der Fortschritte bei der Senkung des Ausstoßes an Treibhausgasen herrscht in der EU ein massives Überangebot. Der Preis für das Recht, eine Tonne Kohlendioxid in die Atmosphäre zu blasen, liegt aktuell bei vier Euro – einem Betrag, der kaum ins Gewicht fällt.

Hiervon profitierten insbesondere RWE und Vattenfall, die in den großen Tagebaurevieren Großkraftwerke betreiben, die mit bis zu 4,4 Gigawatt jeden Atommeiler in den Schatten stellen. Die in Neurath, Niederaußem, Boxberg oder Jänschwalde verfeuerte Braunkohle ist der mit Abstand billigste fossile Energieträger. Derzeit sind die beiden Konzerne in der Lage, an nur sechs Standorten etwa ein Fünftel des gesamten deutschen Spitzenbedarfs von rund 80 Gigawatt zu decken. Nur die neun verbliebenen AKW können Elektrizität noch billiger produzieren.

Die Kohlegiganten drängen an der Leipziger Strombörse EEX immer wieder die wesentlich CO2-ärmer arbeitenden Gaskraftwerke aus dem Markt. Der Börsenkurs für die Megawattstunde wird im sogenannten Merit-Order-System nämlich für jede Stunde so ermittelt, dass zunächst alle Kraftwerke nach ihren Grenzkosten sortiert werden. Das teuerste Angebot, das abhängig vom aktuell ermittelten Strom- bedarf gerade noch zum Zug kommt – bei hoher Netzlast kommt es meist von einem Gaskraftwerk, bei niedriger von einem Steinkohlekraftwerk –, wird als Preis fixiert. Diesen erhalten alle erfolgreichen Anbieter. Während Erdgas hierzulande so teuer ist, dass es – wenn überhaupt – nur bescheidene Deckungsbeiträge abwirft, fällt bei der Braunkohle die zweithöchste Marge an. Denn das System belohnt stets den Billigsten, und zwar umso mehr, je weiter sich die Schere zum Teuersten hin öffnet. Der Charme eines Erdgaskraftwerks mit seinen hohen Grenzkosten liegt für einen deutschen Energiekonzern in solchen Windfall Profits, also Gewinnen ohne eigenes Zutun: Je länger es am Tag läuft, desto mehr Gewinn werfen die gleichzeitig im Hintergrund als Grundlast-Versorger durchbullernden Braunkohlekessel ab.

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Deutsche Politiker könnten hier – via Brüssel – durchaus gegensteuern, indem sie dafür stimmen, Emissionszertifikate aus dem Markt zu nehmen und so die Wirtschaftlichkeit von Erdgas zulasten der Kohle zu verbessern. Einen solchen Vorstoß gab es im Frühjahr 2013; er scheiterte an den Neinstimmen von CDU und FDP. Das Öko-Institut hat seinerzeit im Auftrag von Greenpeace durchgerechnet, wie sich eine leichte oder auch drastische Verteuerung des CO2-Ausstoßes auswirken würde. Ergebnis: Die EEG-Umlage – also der Anteil des Strompreises, mit dem die „Letztverbraucher“ (die privaten Kunden) die Einspeiser von Ökostrom subventionieren – sänke zwar automatisch. Die Ersparnis könnte aber die Verteuerung durch die CO2-Abgabe nie ganz kompensieren. Selbst wenn die Emissionen sinken, bleibt also der Strom teuer.

Immerhin machen die Autoren der Studie einen Vorschlag, wie Politiker ehrlicher über den Strompreis reden könnten: Statt mit der umstrittenen EEG-Umlage zu argumentieren, sollten sie den jeweiligen Börsenstrompreis hinzuaddieren. Die Summe aus beiden Zahlen schwankt weniger, da sie miteinander korrelieren. Steigt konventionell erzeugter Strom im Kurs, sinkt im nächsten Herbst die Ökostrom-Umlage – und umgekehrt: Eine der Ursachen für deren steilen Anstieg in den vergangenen Jahren sei der Preisverfall bei Steinkohle gewesen.

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Der Streit über den Preis pro Kilowattstunde für die Kunden dürfte über kurz oder lang in den Hintergrund treten, denn der Handlungsdruck wächst. Schon 2015 soll das erste der neun noch aktiven Atomkraftwerke stillgelegt werden, die derzeit 97 Milliarden Kilowattstunden ins Netz speisen: Grafenrheinfeld am bayerischen Main. Zu den letzten, die bis Ende 2022 folgen, gehören Neckarwestheim, das den Stuttgarter Raum versorgt, Gundremmingen bei Ulm und Isar 2 in Essenbach-Ohu bei Landshut, das München beliefert. Weder die Südost-Stromautobahn nach Meitingen bei Augsburg noch zusätzliche Gaskraftwerke lassen sich von heute auf morgen errichten. Daher wird die Energiewende ohne Erdgas nicht gelingen – darin waren sich vom Berliner Thinktank Agora zum Thema befragte Fachleute einig. Strittig blieb indes, ob der Staat diese Blackout-Prophylaxe dem Markt überlassen kann oder ob das System der Börsenpreise in diesem Fall zu einem Marktversagen führen würde. Ein Gaskraftwerk, das ausschließlich für diesen Zweck gebaut und in Bereitschaft gehalten würde, müsste nach den Berechnungen der Wissenschaftler jedenfalls die Schmerzgrenze von einem Euro pro Kilowattstunde überschreiten dürfen, um die Investition zu amortisieren. Schließlich könnte es sein, dass es nicht einmal 100 Stunden im Jahr liefe.

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Solange offen ist, von wo nach wo künftig wie viel Strom fließen kann oder soll, lässt sich auch das Smart Grid schwer planen, das intelligente Netz der Zukunft. Um Stromausfälle zu vermeiden, die bei zu hoher wie bei zu niedriger Spannung drohen, muss die Elektrizitätswirtschaft zu jeder Tages- und Nachtzeit just so viel einspeisen, wie verbraucht wird. Das Ausbalancieren in Echtzeit wird umso schwieriger, je mehr Bürger völlig unvorhersehbar ihren Solarstrom ins Netz einspeisen, der qua Gesetz Vorfahrt genießt. Spielte sich die Anpassung bislang vor allem auf der Hochspannungsebene ab, also bei den Kraftwerken, muss nun auch in den Verteilnetzen, die zum Hausanschluss führen, immer stärker nachjustiert werden.

Das Smart Grid schickt Steuerbefehle in beide Richtungen. Das schwankende Ökostrom-Angebot kann so die Nachfrage lenken, etwa durch flexible Tarife oder das automatische An- oder Abschalten von Geräten. Dieses Demand Side Management (DSM) ist im Prinzip nicht neu. So wurden die inzwischen verpönten Nachtspeicheröfen von den Energieversorgern in den Siebzigerjahren in den Markt gedrückt, um überschüssigen Atomstrom bei Nacht abzusetzen und den Reaktoren Lastwechsel zu ersparen. Praktiziert wird eine sehr grobe Form von DSM auch bei Großkunden, die für ihren Beitrag zur Netzstabilisierung Gutschriften erhalten. Bei Spannungsabfall im Netz wird zum Beispiel ein Tiefkühllager für eine halbe Stunde vom Netz getrennt. Sogar Aluminiumfabriken können ihren hohen Strombedarf bei laufender Produktion in gewissen Grenzen einschränken. Bis 2022 die letzten deutschen AKW vom Netz gehen, könnte DSM reif für den Massenmarkt sein.

Eine der spannendsten Fragen ist, wie sich die vor Fukushima noch kraftstrotzenden Energie-Riesen für diese Zukunft rüsten. Abgesehen von ein paar mächtigen und modernen Kohlekraftwerken wie Neurath, dessen technische Lebensdauer bei 40 Jahren liegt, einigen Offshore-Windparks sowie Laufwasserturbinen in einigen Flüssen bleibt ihnen vor allem ein großer Bestand an abgeschriebenen, stark veralteten Fossil-Kraftwerken – viel Kohle, wenig Gas. Deren Auslastung wird sinken, wenn Ökostrom Vorfahrt behält.

Welche Rolle spielen die vier Konzerne im „Geschäftsmodell Energiewende“ der Fraunhofer-Forscher? Sie werden keines Wortes mehr gewürdigt.

Biomasse

Biomasse

Wo liegen ihre Stärken?

Besonders Mais sowie Gülle und organische Abfälle bilden zusammen den mit Abstand dicksten Brocken unter den erneuerbaren Energien, denn bei der Verarbeitung von Biomasse fällt neben Strom auch Heiz- und Prozesswärme an. Das flexibel einsetzbare Agrargas (Biogas) eignet sich für virtuelle Kombikraftwerke, die die Versorgungslücken von Windkraft und Fotovoltaik schließen.

Wie viel Strom liefert sie?

In Deutschland waren es 2013 fast sieben Prozent des Bedarfs, nämlich knapp 43 Terawattstunden, mehr als hundertmal so viel wie vor 20 Jahren. Die installierte Leistung entspricht der von zwei AKW. Das Wachstum geht seit Jahren fast ausschließlich aufs Konto der Maisbauern: Die Hälf-te des aus Biomasse erzeugten Stroms stammte aus ihren 7700 Agrargas-Anlagen. Die meisten stehen in Bayern, Niedersachsen und Baden-Württemberg.

Zweitgrößter Posten waren Holzreste, Sägespäne und Abfälle der Papierindustrie. Außerdem zählt die Statistik den organischen Anteil des in Müllkraftwerken verbrannten Abfalls mit.

Weltweit erzeugen dem Kölner Beratungsunternehmen Ecoprog zufolge 2350 Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 37,5 Gigawatt Strom aus Holz und anderer fester Biomasse; die Hälfte dieser Anlagen stehe in Europa. Die EU-27-Staaten erzeugten 2012 insgesamt 145 Terawattstunden aus Biomasse aller Art.

Wie viel könnte sie liefern?

Darüber ist sich die Wissenschaft uneins. Typische Hochrechnungen siedelten das weltweite Potenzial der Energiepflanzen zwischen etwa 55 000 und 165 000 Terawattstunden jährlich an, von denen nur ein kleinerer Anteil in elektrischer Form bereitgestellt würde. Diese Zahlen bewegen sich in ähnlichen Dimensionen wie der Weltstrombedarf (dieser wird auf etwa 22 000 TWh geschätzt) und der globale Primärenergiekonsum (etwa 145 000 TWh). Demnach ließe sich der Energiehunger der Menschheit tatsächlich aus nur einer erneuerbaren Quelle stillen.

Welche Zukunftsaussichten hat sie?

Hierzulande keine guten. Laut Koalitionsvertrag sollen keine neuen Anlagen mehr gebaut werden, um eigens angebaute Energiepflanzen wie Mais zu vergären, sondern vor allem, um Abfall- und Reststoffe zu verwerten. Versuche mit Kleegrasmischungen und Luzerne sind von den Einschränkungen ausgenommen.

Wenn sie erfolgreich verlaufen, könnten die deutschen Biomasse-Verarbeiter vielleicht doch noch ihr Ziel erreichen, ihren Anteil an der Stromerzeugung bis 2020 auf etwa neun Prozent zu steigern. Flächen für den Anbau zusätzlicher Energiepflanzen scheint es jedenfalls zu geben. Forscher des Deutschen Biomasseforschungszentrums (DBFZ) haben hierzu drei Szenarien verglichen, die von Zuwächsen um ein bis zwei Millionen Hektar gegenüber 1,7 Millionen Hektar im Jahr 2007 ausgehen, mehr oder weniger massiv getrieben von der Anpflanzung sogenannter Kurzumtriebsplantagen (KUP), also schnell wachsender Bäume. Statt Vermaisung der Landschaft hieße das Aufforstung: In zwei der Szenarien liefern KUP wesentlich mehr Energie als Mais.

International erwarten die Ecoprog-Experten in den nächsten sechs Jahren einen Boom der festen Biomasse. Mehr als 1000 neue Kraftwerke sollen demnach eine Leistung von 17,5 Gigawatt liefern. Besonders ambitionierte Pläne verfolgt China, auch mithilfe deutscher Technik.

Welche politischen Probleme gibt es?

Wie alle subventionsabhängigen erneuerbaren Energien steht Biogas in der Kritik – auch wegen Zweifeln am ökologischen Sinn. Die Anlagen werden bislang unabhängig davon gefördert, ob sie tatsächlich die Versorgungslücken von Fotovoltaik und Windkraft schließen. So läuft die Produktion oft im Sommer auf vollen Touren, obwohl es keinen Wärmebedarf gibt.

Auch der Maisanbau ist umstritten. So liegt der Fachverband Biogas im Dauerclinch mit Naturschützern wie dem NABU-Landesverband Schleswig-Holstein, der behauptet, die Anlagen seien „ohne Wenn und Aber umweltschädlich“. In der Praxis gibt es diese Wenns und Abers allerdings sehr wohl: Wenn die Bauern so zurückhaltend düngen und spritzen, wie es ihr Fachverband für ausreichend hält, wenn sie Vorsorge gegen das Entweichen von Methan treffen, kein traditionelles Weideland mit Mais bepflanzen, die Transportwege kurz halten und ihren Strom bedarfsgerecht produzieren, ergibt ihr Tun Sinn.

Welche ökonomischen Probleme gibt es?

Biogas-Erzeuger machen nur dank staatlich garantierter Einspeisevergütungen und EU-Agrarzuschüssen ihren Schnitt. Die Produktionskosten sind zu hoch, um den Strom ohne Subventionen an der Börse verkaufen zu können.

Sind technische Fortschritte in Sicht?

Aufbereitetes Agrargas könnte ins überregionale Gasnetz eingespeist werden. Herkömmliche Gaskraftwerke, die bei Dunkelheit und schwachem Wind einspringen, bräuchten dann weniger Erdgas.

So funktioniert ein Biogaskraftwerk: Biomasse wird vergoren. Dabei entsteht Agrargas, das wiederum zur Stromgewinnung genutzt werden kann
Die Top 5: Anteil von Biomasse und Müll an der Gesamtstromproduktion 2012 in Prozent
Starker Anstieg: Anteil von Biomasse an der Bruttostromerzeugung in Deutschland in Prozent

Erdgas

Erdgas

Wo liegen seine Stärken?

Im Schließen von Ökostrom-Lücken. Gaskraftwerke können sehr schnell einspringen, wenn das Angebot an Wind- und Solarstrom zurückgeht. Gas verbrennt umweltverträglicher als Kohle oder Öl. In manchen Weltgegenden ist es auch billig, wie derzeit in den USA – wo in den vergangenen Jahren ein Erdgas-Boom den Kohle-Konzernen das schon durch Umweltauflagen schwieriger gewordene Geschäft vermasselte.

Wie viel Strom liefert es?

Im Jahr 2013 trug es hierzulande nur noch gut ein Zehntel zur Stromerzeugung bei. Nachdem sich sein Anteil über 20 Jahre hinweg verdoppelt hatte, geht der Verbrauch wieder zurück. In den USA steigt er. Dort verbrennen die Gaskraftwerke, die inzwischen einen Teil der bislang von Kohlekraftwerken getragenen Grundlast mit übernehmen, im Jahr knapp 270 Milliarden Kubikmeter. Zum Vergleich: Mit der Hälfte dessen ließe sich der gesamte deutsche Stromverbrauch decken.

Wie viel könnte es liefern?

Das hängt davon ab, inwieweit „unkonventionelle“, also mit klassischen Methoden schwer erreichbare Lagerstätten genutzt werden können. Vor allem die USA, die kaum über konventionelle Erdgasreserven verfügen, haben seit 2006 massiv das sogenannte Fracking vorangetrieben. Dabei wird der Schiefer, in dem das Gas eingeschlossen ist, mittels Horizontalbohrungen, Druck, viel Wasser und Chemikalien durchlässig gemacht. Die Tagesförderung in den USA ist mittlerweile auf 800 Millionen Kubikmeter gewachsen, das entspricht einem Energie-Inhalt von sieben Terawattstunden.

Auch in Europa gibt es Gesteinsformationen, aus denen sich mit modernen Fracking-Methoden Gas gewinnen ließe. Die in Deutschland realistisch abbaubaren Reserven an Schiefergas schätzen Geologen auf etwa ein Zehntel der vorhandenen Mengen, also auf ein bis zwei Billionen Kubikmeter. Nicht mitgerechnet, weil noch nicht seriös abschätzbar, ist die Ausbeute aus den insgesamt drei Billionen Kubikmetern Kohleflözgas, die unter deutschem Boden vermutet werden. Würde der gesamte deutsche Strom auf diese Weise erzeugt, wären die Vorräte im Tonschiefer (Tonstein) um das Jahr 2030 herum erschöpft. Auf heutigem Verbrauchsniveau käme Deutschland damit aber gut und gern ins 22. Jahrhundert, ohne auf Gazprom-Pipelines angewiesen zu sein. Derzeit werden 86 Prozent des Bedarfs importiert.

Welche Zukunftsaussichten hat es?

Keine allzu guten. Aufgrund von Berichten über tatsächliche und vermutete Umweltschäden in den USA steht Fracking in Europa unter keinem guten Stern. In Großbritannien gehen die Bürger gegen die Technik auf die Straße, in Frankreich ist sie verboten, in Polen zogen sich Investoren zurück, weil sich die Ausbeute-Prognosen als weit übertrieben herausstellten. Auch aus Plänen der Ukraine, sich mit unkonventioneller Gasförderung unabhängiger von Importen zu machen, scheint nichts zu werden. In Deutschland mag niemand Fracking genehmigen; das Spektrum der Gegner reicht von den Grünen bis zu Bierbrauern und Getränkeherstellern, die um ihr sauberes Brunnenwasser bangen. Konventionelles Erdgas hat solche Imageprobleme zwar nicht, bleibt aber wegen seines Preises auf dem europäischen Markt für Grundlast-Strom vorerst chancenlos gegen Kohle und Atomkraft.

Welche politischen Probleme gibt es?

Die Rechtslage beim unkonventionellen Gas in Deutschland ist noch nicht eindeutig geklärt. Ohne Bürgerbeteiligung werden sich größere Projekte jedoch nicht verwirklichen lassen. Da wesentliche Vorkommen unter dicht besiedeltem Gebiet lagern, etwa im Ruhrgebiet, ist mit erheblichen Widerstand der Anwohner zu rechnen. Zudem zieht das Hauptargument für den Fracking-Einsatz in Mitteleuropa nicht: Im Gegensatz zu Nordamerika ist hier die Versorgung mit konventionellem Gas kein logistisches Problem. Somit lässt sich der Einsatz der neuen Technik nur politisch rechtfertigen – mit dem Wunsch nach einer geringeren Abhängigkeit von russischen Importen.

Welche ökonomischen Probleme gibt es?

In Deutschland führt das sogenannte Merit-Order-Strommarktdesign zu der absurden Situation, dass hocheffiziente Gaskraftwerke wie Irsching 5 bei Ingolstadt kaum noch rentabel betrieben werden können. Sie werden zuerst vom Netz genommen, wenn das Angebot an Ökostrom steigt, denn eine mit Gas erzeugte Kilowattstunde kostet etwa doppelt so viel wie eine aus dem Kohlekessel.

In den USA hat der Fracking-Boom nicht zu den erhofften Gewinnen, sondern zu einem Preisverfall geführt. Der wertvolle Bodenschatz wird wegen des scharfen Wettbewerbs mit Tagebau-Steinkohle geradezu verramscht: Die Stromkonzerne nutzen ihre Gas- und Kohlekraftwerke opportunistisch, fahren also je nach Einkaufspreis die Kapazitäten hier hoch, dort hinunter. Dadurch sanken die Marktchancen der erneuerbaren Energien – zumindest vorläufig: Einige Investoren haben die mögliche Ausbeute ihrer Gasfelder zu optimistisch eingeschätzt und letztlich draufgezahlt.

Sind technische Fortschritte in Sicht?

Nicht beim Ersatz ökologisch bedenklicher Frac-Chemikalien. So werden in jedes Bohrloch zusammen mit dem Wasser zentnerweise Biozide gepresst, damit keine Algen die Gesteinsporen verstopfen, durch die das Gas entweichen soll. Es gab Versuche, die Keime mit UV-Licht abzutöten, was sich als wenig effizient erwies und nicht durchsetzte.

Technisch möglich wäre aber eine Nutzung der 150 Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr, die bei der Förderung von Erdöl weltweit abgefackelt werden, weil an den Lagerstätten keine Infrastruktur zum Abtransport des Beiproduktes Gas bereitsteht. Eine Option wäre Flüssiggas (Liquid Natural Gas); die derzeitigen Marktpreise bieten aber offenbar noch keinen ausreichenden Investitionsanreiz für den Bau von Verflüssigungsanlagen.

Die Top 5: Anteil von Erdgas an der Gesamt­stromproduktion 2011 in Prozent
Leichtes Wachstum: Anteil von Erdgas an der Bruttostromerzeugung in Deutschland in Prozent

Nuklearenergie

Nuklearenergie 

Wo liegen ihre Stärken?

Sie ist prädestiniert für die Grundlast, also den kontinuierlichen Dauerbetrieb, und hat eine gute Klimabilanz, da lediglich bei der Herstellung der Brennstäbe und beim Bau der Reaktoren eine gewisse Menge Kohlendioxid anfällt.

Wie viel Strom liefert sie?

In Deutschland sind von ursprünglich 17 Atomreaktoren noch 9 am Netz. Sie leisten zusammen rund zwölf Gigawatt. Mit einer Strommenge von 97 Terawattstunden deckten sie 2013 knapp ein Sechstel des Elektrizitätsbedarfs. Weltweit sind offiziell 435 Kernkraftwerke in Betrieb, ihre Gesamtkapazität stagniert bei etwa 372 Gigawatt. Dabei zählt die Internationale Atomenergie-Organisation (IAEA) allerdings die einstweilen abgeschalteten 50 japanischen Anlagen mit. Ohne Japan sind es lediglich 328 Gigawatt, so wenig wie seit den Jahren nach Tschernobyl nicht mehr. Die Hälfte der verfügbaren Kapazität ballt sich momentan in den USA und Frankreich. China deckt gerade einmal zwei Prozent seines Strombedarfs nuklear.

Wie viel könnte sie liefern?

Nahezu beliebige Mengen. Kernbrennstoff ist nicht knapp und wird es nicht sein, allenfalls wird der Abbau des Urans aufwendiger und umweltschädlicher. Notfalls ließe es sich durch Thorium ersetzen. Kasachstan, einer der Hauptlieferanten auf dem Weltmarkt, hat die Förderung ausgeweitet, außerdem wurden in Afrika neue Lagerstätten entdeckt. In Grönland wurde kürzlich das nach der Katastrophe von Tschernobyl erlassene Verbot des Uranabbaus aufgehoben. Die Preise sind auf dem niedrigsten Stand seit acht Jahren. Lässt man politische und ökonomische Erwägungen außer Acht, ist der einzige limitierende Faktor beim Ausbau der Atomenergie die Verfügbarkeit ausreichender Mengen an Kühlwasser. Deshalb stehen große AKW stets am Ufer eines Flusses oder Sees oder an der Küste.

Wie sehen die Ausbaumöglichkeiten aus?

In Kontinentaleuropa schlecht bis sehr schlecht. In der Hälfte der EU-Staaten ist kein AKW am Netz. Viele der anderen haben den Ausstieg beschlossen oder zumindest – wie die Schweiz – ihre Ausbaupläne auf Eis gelegt. Außer Deutschland gehören hierzu Belgien, Bulgarien, Kroatien, Litauen und die Niederlande.

Dennoch prophezeit die IAEA dem Energieträger Uran unverdrossen ein signifikantes Marktwachstum. Die Schätzungen der Agentur bewegen sich allerdings in einem sehr breiten Korridor, nämlich zwischen 23 und 100 Prozent bis 2030. Derzeit wird nur ersetzt, was anderswo wegfällt. So gingen 2012 drei neue Atomreaktoren ans Netz, während drei alte endgültig stillgelegt wurden. Nach Angaben der IAEA sind derzeit 72 Atomkraftwerke im Bau, davon 28 in China, 10 in Russland und 6 in Indien. Nur einzelne Länder steigen jetzt noch in die Nutzung der Kernkraft ein: In den Vereinigten Arabischen Emiraten wird ein AKW gebaut, Weißrussland und die Türkei planen welche.

Eine Renaissance der Kernkraft bahnt sich derzeit in Großbritannien und den USA an. In Hinkley Point in der Nähe von Bristol wollen je zwei französische und chinesische Staatskonzerne gemeinsam zwei neue Kraftwerksblöcke errichten. In den USA sind es vor allem technikbegeisterte Umweltschützer wie Stewart Brand (Erfinder des Whole Earth Catalog) und die früheren Microsoft-Größen Bill Gates, Paul Allen und Nathan Myhrvold, die für ein Comeback der Nuklearenergie und den Ausstieg aus der Kohlewirtschaft werben, weil sie sich davon die Rettung des Weltklimas erhoffen.

Welche politischen Probleme gibt es?

Im Wesentlichen die altbekannten. Erstens die Entsorgung: Es gibt keine Endlager für den Atommüll, und die Standortsuche gestaltet sich nicht allein deshalb schwierig, weil kaum jemand so eine beängstigende großtechnische Einrichtung vor seiner Haustür haben möchte, sondern auch, weil sich mit dem Bau eines Endlagers das zugkräftigste Argument gegen Atomkraft erledigt hätte. Zweitens das Horror-Gespann Proliferation und Terrorismus: Die großen Industrienationen achten argwöhnisch darauf, zweifelhaften Staaten den Zugang zu Kernbrennstoffen und -technik zu versperren. Drittens das Misstrauen: Nach den Katastrophen von Tschernobyl und erst recht Fukushima ist der Bau von Atomkraftwerken an neuen Standorten fast unmöglich geworden. Aus Gemeinden, deren Bürger sich daran gewöhnt haben, in der Nachbarschaft eines AKW zu leben, und dessen Mitarbeiter sie persönlich kennen, wird hingegen sehr selten von Akzeptanzproblemen berichtet. Deshalb werden neue Meiler gern in der Nähe von alten gebaut.

Welche ökonomischen Probleme gibt es?

Die Baukosten steigen, die Refinanzierung wird immer schwieriger – zumal sich Investoren nicht einmal grob auf die angekündigten Inbetriebnahmetermine verlassen können. Der europäische Druckwasserreaktor „Olkiluoto 3“ an der finnischen Ostseeküste, dessen Bau 2005 begann, wird statt 2009 nun wohl erst 2016 fertig werden und statt drei rund neun Milliarden Euro kosten. Die Bauzeit des französischen Gegenstücks Flamanville zieht sich ähnlich lange hin. Etliche der Kraftwerke, die derzeit fertiggestellt werden, gehen auf jahrzehntealte Planungen zurück oder stehen sogar auf Uralt-Fundamenten. Den Rekord hält Watts Bar im Tennesseetal: Baubeginn war 1972, Block 1 ging 1996 ans Netz, Block 2 folgt frühestens 2015. Nicht zuletzt wegen solcher Unwägbarkeiten blieb den deutschen Stromriesen RWE und Eon nach der deutschen Energiewende nichts anderes übrig, als auch ihre Expansionspläne in Osteuropa und Großbritannien aufzugeben. Mit den Gewinnen aus dem Betrieb abgeschriebener deutscher Meiler hätten sie sich diese Risiko-Investitionen noch erlauben können. Jetzt machen EdF, Areva und die chinesischen Unternehmen CNNC und CGN das Geschäft mit den Briten – allerdings nur, weil ihnen Premierminister David Cameron die 19-Milliarden-Euro-Investition in Hinkley Point mit einem garantierten Abnahmepreis von 10,6 Cent pro Kilowattstunde versüßt, der sogar mit der Inflationsrate steigen soll. An der Leipziger Strombörse kostet Atomstrom nicht einmal die Hälfte.

Sind technische Fortschritte in Sicht?

Kurzfristig nicht. Anfang der Zwanzigerjahre soll allerdings endlich der Forschungsreaktor ITER stehen, von dem sich europäische Physiker den Beweis erhoffen, dass eine Energieerzeugung durch Kernfusion wirtschaftlich ist – eine Technik, bei der weder Atommüll anfällt noch Strahlung freigesetzt wird. Mit sehr viel Glück könnte 2035 oder 2040 die erste Kilowattstunde Fusionsstrom ins öffentliche Netz fließen.

Die Top 5: Anteil der Atomkraft an der Gesamtstromproduktion 2012 in Prozent

Kohle

Kohle

Wo liegen ihre Stärken?

Kohle ist billig und länger verfügbar als alle anderen fossilen Energieträger. Zwar ist der Steinkohlebergbau im Inland unwirtschaftlich geworden. Zumindest bei der Braunkohle mit ihren oberflächennahen Lagerstätten ist Deutschland aber nicht auf Importe angewiesen.

Wie viel Strom liefert sie?

Deutsche Kraftwerke verbrennen mehr als 200 Millionen Tonnen Kohle pro Jahr, zu 80 Prozent Braunkohle. Deren Anteil an der Bruttostromerzeugung liegt seit 2012 wieder über 25 Prozent. Insgesamt kommt Kohlestrom auf einen Anteil von fast 46 Prozent. Der größte Verbraucher China deckt seinen Strombedarf zu 79 Prozent aus Kohle.

Welchen Beitrag könnte sie leisten? 

Würden alle alten, ineffizienten Kohlekraftwerke durch modernste Technik ersetzt, die einen um die Hälfte besseren Wirkungsgrad erzielt, könnte man aus der gleichen Menge Kohle bei gleichem CO2-Ausstoß mehr Strom gewinnen, als alle Kohlekraftwerke und Windräder heute zusammen erzeugen. Mit großem technischem und finanziellem Aufwand ließe sich der Großteil des CO2 sogar aus dem Abgas abscheiden; dann sänke der Wirkungsgrad allerdings wieder.

Welche Ausbaupläne gibt es?

Hierzulande keine, im Gegenteil: Kohle ist out. Eon hat kürzlich seinen Tagebau abgestoßen; im rheinischen Braunkohlerevier bei Garzweiler wird womöglich nicht so lange gebaggert wie vorgesehen. RWE und Eon kämpfen mit Überkapazitäten. Aus den Plänen, veraltete Kraftwerke durch moderne zu ersetzen, wird – bis auf einige wenige, die kurz vor der Inbetriebnahme stehen – wohl nichts mehr.

Selbst die chinesische Führung steuert um. Angesichts der dramatischen Luftverschmutzung in den großen Industrieregionen setzt sie auf einen verstärkten Ausbau nicht fossiler Energien.

Welche politischen Probleme gibt es?

Kohle hat einen schlechten Ruf, nur in traditionellen Abbau-Regionen wie Nordrhein-Westfalen oder Polen macht sich die Politik noch für den Energieträger stark. Auch in den USA haben die Bergbaufirmen inzwischen einen schlechten Stand.

Welche ökonomischen Probleme gibt es?

In Deutschland schmälert Ökostrom, der nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz Vorfahrt im Stromnetz hat, die Erlöse von Kohlekraftwerken. Investitionen in den Neubau umweltfreundlicherer Anlagen rechnen sich auf absehbare Zeit nicht. So erwies sich das 2013 fertiggestellte Steinkohlekraftwerk in Lünen für die Stadtwerke-Kooperative Trianel als Verlustbringer.

Sind technische Fortschritte in Sicht?

Effizientere Feuerungsanlagen sind bereits verfügbar. Insbesondere bei Steinkohle ließe sich viel machen, allerdings nicht per Nachrüstung bestehender Werke. Die wenigen in den vergangenen Jahren neu errichteten Kraftwerke wie Hamburg-Moorburg erreichen einen elektrischen Wirkungsgrad von etwa 46 Prozent. Braunkohlekraftwerke der neuesten Generation wiederum verkraften schnellere Lastwechsel, können also besser auf Bedarfsschwankungen reagieren.

Im Vergleich zu Gasturbinen bleiben sie aber sehr träge. Eine verstärkte Nutzung der Abwärme (Kraft-Wärme-Kopplung) scheitert nicht an der Technik, sondern daran, dass man viele kleinere Anlagen bauen müsste. Noch nicht praxisreif sind Verfahren, mit denen sich das in Kohlekraftwerken entstehende Kohlendioxid unschädlich machen oder sogar in Sekundärrohstoffe umwandeln ließe. Die unsichere Zukunft der Kohlewirtschaft droht jetzt auch solchen Forschungsvorhaben die Grundlage zu entziehen.

Die Top 5: Anteil der Kohle an der Gesamtstromproduktion 2011 in Prozent
Kräftiger Zuwachs: Anteil von Kohle an der Bruttostromproduktion in Deutschland in Prozent

Sonnenenergie

Sonnenenergie

Wo liegen ihre Stärken?

Photovoltaik (PV) hat die erneuerbaren Energien im Alltag sichtbar gemacht – weit über ihre quantitative Bedeutung hinaus. Technisch eignet sie sich hierzulande hervorragend dazu, die mittägliche Lastspitze abzudecken (außer bei tief stehender Wintersonne) und in heißen Ländern Klimaanlagen mit Strom zu versorgen. Außerdem kann sie Elektrizität in abgelegene Gegenden bringen. Technisch interessant, aber wegen der hohen Investitionssummen vorerst nicht weltmarktfähig sind solarthermische Kraftwerke, die mit gebündeltem Sonnenlicht Dampf erzeugen, der eine Turbine antreibt.

Wie viel Strom liefert sie?

Weltweit sind (ohne Solarthermie) etwas mehr als 100 Gigawatt Nennleistung installiert; darunter versteht man das Maximum, das die Module bei prallem Sonnenschein hergeben. Übers Jahr gemittelt, liegt die Ausbeute, so die Faustregel, bei etwa einem Zehntel der Maximalleistung, in sonnigen Ländern darüber, in den meisten deutschen Regionen deutlich darunter. 1000 Volllaststunden pro Jahr (das entspricht zwei Stunden und rund 45 Minuten pro Tag) sind schon viel.

Trotz des unterdurchschnittlichen Sonnenscheins und der kräftig gekürzten Förderung behauptet Deutschland seine Stellung als Vorzeige-Solarland: Ende 2012 war hierzulande rund ein Drittel aller weltweit beziehungsweise knapp die Hälfte aller in Europa verkauften PV-Module installiert. Die Gesamtleistung übertraf voriges Jahr mit 34 Gigawatt sogar die der Windkraftanlagen. Zur Stromproduktion steuert die Sonne aber nur halb so viel bei: gut 28 Terawattstunden im Jahr, also 4,5 Prozent. Europaweit waren es zuletzt 2,6 Prozent.

Privatkunden spielen entgegen landläufiger Meinung nur eine kleine – und weiter abnehmende – Rolle auf dem Solarmarkt. In Deutschland kommt nur jede achte Kilowattstunde Solarenergie vom Dach eines Wohnhauses, jede vierte von Freiflächen, jede zweite von Gewerbebauten. Inzwischen leben die Solar-Installateure fast ausschließlich von kommerziellen Auftraggebern; der Löwenanteil ihrer Module landet auf Wiesen von Landwirten. Das klassische Häuslebauergeschäft schrumpfte 2012 auf acht Prozent.

Das Angebot an Sonnenstrom schlägt allerdings überproportional auf den Energiemarkt durch, denn die Einstrahlung ist genau in den Stunden am stärksten, in denen auch der Verbrauch am höchsten ist. Deshalb wird an sonnigen Tagen im Sommerhalbjahr weniger Regelenergie benötigt. Das spart Gas und vermasselt Pumpspeicherkraftwerken die Bilanz.

Wie viel könnte sie liefern?

Global gesehen jede Menge, jedenfalls tagsüber. In unseren Breiten macht ein weiterer Zubau wenig Sinn, solange weder der solare Mittagsstrom billig gespeichert werden kann noch der Wirkungsgrad der Zellen so steigt, dass sie über den ganzen Tag verteilt ansehnliche Erträge erzielen.

Zwar wird es für Privatleute – wegen steigender Stromtarife, sinkender Modulpreise und schrumpfender Einspeisevergütungen – rein rechnerisch lukrativer, Solarenergie selbst zu verbrauchen, als sie einzuspeisen. Typische Besitzer von Dachanlagen schaffen es aber bestenfalls, ein Drittel ihres produzierten Stroms selbst zu verbrauchen. Der Löwenanteil fließt unweigerlich ins Netz. Ohnehin kann kein normaler Privathaushalt seine Elektrogeräte so einsetzen, dass sich die Last exakt der verfügbaren Leistung anpasst. Um den mittäglichen Überschuss auszunutzen, bräuchte er also einen kapitalen Akku im Keller.

Erste Produkte sind auf dem Markt, doch nach Berechnungen des Bundes der Energieverbraucher verteuern sie jede zwischengespeicherte Kilowattstunde um 25 bis 50 Cent. Energieautark machen sie niemanden. Um ein Einfamilienhaus im trüben Spätherbst eine halbe Woche zu versorgen, bräuchte man eine für den Alltagsbedarf vielfach überdimensionierte 50-Kilowattstunden-Batterie im Gegenwert eines großen Autos – und die Dächer mehrerer Häuser, um ihn solar vollladen zu können. Finanzkräftige Pioniere kaufen bisher meist kompakte Akkus, deren Kapazität für ein paar Stunden reicht, und versorgen sich so zu 50 oder 60 Prozent selbst. Ob die Erfindung eines mittelständischen bayerischen Unternehmens – die Energiespeicherung mittels Druckluft im Keller – eine wirtschaftlichere (und praktikable) Alternative zu Akkus wird, bleibt abzuwarten.

Experten diskutieren außerdem über ein zweites Leben künftiger Elektroauto-Akkus: Wenn die nicht mehr genug Leistung für den Straßenverkehr bringen, tun sie es noch ein paar Jahre als kleiner Pufferspeicher, der aber Energie nicht für Tage, sondern für Stunden speichert und beim Ausgleich von lokalen Netzschwankungen hilft.

Welche Zukunftsaussichten hat sie?

Der europäische Photovoltaik-Industrieverband EPIA rechnet in den kommenden Jahren mit steigender Nachfrage in anderen Weltgegenden. Tatsächlich gibt es in den USA große Zuwächse, aber auf einer niedrigen Ausgangsbasis. Ob hierzulande noch Bedarf bestehen wird, wenn billige Batterien auf den Markt kommen und alle Subventionen gestrichen sind, hängt von so vielen Faktoren ab, dass es sich nicht seriös abschätzen lässt.

Welche politischen Probleme gibt es?

Eine gescheiterte Subventionspolitik. Die PV-Förderung sollte Arbeitsplätze in der Produktion zu schaffen – vor allem in östlichen Bundesländern; Solarmodule made in Germany sollten zum Exportschlager werden. Die üppige, langfristig gewährte Einspeisevergütung provozierte aber eine so große Nachfrage auf hohem Preisniveau, dass sich ein lukrativer Markt für chinesische Konkurrenten auftat. Diese waren dank ihrer von deutschen Maschinenbauern konstruierten Fertigungsanlagen sehr schnell in der Lage, akzeptable Qualität in großen Stückzahlen zu liefern. Der scharfe Wettbewerb drückte die Preise, was einen drastischen Abbau der Subventionen zur Folge hatte. Der PV-Branche hülfe es, wenn der Staat den Kauf von Akkus spürbar förderte. Dies tut er bisher nur in minimalen Umfang.

Welche ökonomischen Probleme gibt es?

Aufgrund der stark geschrumpften Produktionsbasis fehlen den verbliebenen Anbietern hierzulande Mittel zur Weiterentwicklung der Technik. In der Landwirtschaft hat die Umwandlung von Ackerflächen in Sonnenkraftwerke die Pachten in die Höhe getrieben. Außerdem ist das Problem des Strommarktdesigns ungelöst: Es sorgt dafür, dass Bewohner von städtischen Mietwohnungen sowie kleine und mittelständische Unternehmen sich als Zahlmeister einer Energiewende sehen, die Eigenheimbesitzer und Energie-Großverbraucher begünstigt.

Sind technische Fortschritte in Sicht?

Nein. Jedenfalls keine dramatischen, die die Bedeutung der Photovoltaik im Energiemix grundlegend ändern könnte.

Die Top 5: Anteil der Solarenergie an der Gesamtstromproduktion 2012 in Prozent

Wasserkraft

Wasserkraft

Wo liegen ihre Stärken?

Die traditionsreichste der erneuerbaren Energien ist nicht nur klimafreundlich, sondern auch beliebig skalierbar – vom Wasserrädchen im Bachlauf bis zum Drei-Schluchten-Staudamm. Laufwasserkraftwerke, deren Turbinen von der Strömung eines Flusses angetrieben werden, liefern kontinuierlich Elektrizität. Pumpspeicherkraftwerke springen in Zeiten des Spitzenbedarfs ein; sobald billiger oder kostenloser Überschussstrom verfügbar ist, wird das Wasser ins obere Bassin zurückgepumpt. Talsperren und Staustufen können innerhalb gewisser Grenzen beide Rollen spielen. Die eingesetzte Technik ist zudem langlebig und wartungsarm.

Wie viel Strom liefert sie?

Obwohl Mitteleuropa zu den wasserreicheren Regionen der Erde gehört, deckt die Wasserkraft in Deutschland nur etwa 3,4 Prozent des Stromverbrauchs ab.

Unter günstigen geografischen Bedingungen kann Hydroenergie ein ganzes Land vollständig versorgen. So kommt das dünn besiedelte Norwegen fast ohne fossil erzeugte Elektrizität aus. Sieben der zehn leistungsstärksten Kraftwerke der Welt beziehen ihre Energie aus Stauseen, darunter die drei größten: Die Drei- Schluchten-Talsperre in China leistet 18,5 Gigawatt, etwa so viel wie 15 AKW-Blöcke oder 3000 Offshore-Windräder. Itaipú in Brasilien bringt es auf knapp 15 Gigawatt, der venezolanische Bolivar-Damm auf zehn.

Welchen Beitrag könnte sie leisten?

In Asien einen erheblich größeren, in Mitteleuropa keinen wesentlich höheren als jetzt. Ein begrenztes Potenzial bieten in Deutschland kleine Anlagen bis zu einem Megawatt, vor allem in Bayern. Denkbar ist eine internationale Zusammenarbeit. So gibt es die Idee, mit Hydrostrom aus Norwegen und Schweden den Ausfall von Ökostrom bei Windstille hierzulande auszugleichen. Solch ein Verbund erfordert allerdings Investitionen ins Leitungsnetz.

Welche Ausbaupläne gibt es?

Vor allem asiatische, aber auch lateinamerikanische Staaten planen in großem Stil neue Wasserkraftwerke. Indien und mehrere Nachbarstaaten wollen an den Oberläufen der großen Flüsse, die im Himalaja entspringen, 400 Staudämme errichten und damit 160 Gigawatt Strom erzeugen – doppelt so viel, wie ein Industrieland von der Größe Deutschlands in der Spitzenlast benötigt. Die Chinesen, die im tibetischen Hochland buchstäblich an der Quelle sitzen, verfolgen ähnlich ehrgeizige Pläne.

Welche politischen Probleme gibt es?

Wasserkraftwerke arbeiten zwar CO2-neutral, jede größere Staustufe bedeutet jedoch einen gravierenden Eingriff in Flora, Fauna, Grundwasserpegel und Mikroklima. Während sich autoritäre Staaten wie China über ökologische Bedenken meist hinwegsetzen, sind Großprojekte in Demokratien oft nicht mehrheitsfähig. Zudem zeichnen sich diplomatische Konflikte ab: Anrainerstaaten der Unterläufe der großen asiatischen Ströme fürchten, dass ihnen die Chinesen das Wasser abgraben, das sie für die Landwirtschaft und als Trinkwasser benötigen. Im tibetanischen Hochland entspringen der Gelbe Fluss, der Jangtsekiang, der Mekong, der Brahmaputra, der Indus sowie mehrere Zuflüsse des Ganges und die beiden großen myanmarischen Flüsse Saluen und Irrawaddy.

Welche ökonomischen Probleme gibt es?

Während bei Talsperren und Laufwasserkraftwerken nicht die Frage ist, ob, sondern wann sie sich amortisieren, ist das Geschäft mit Pumpspeicherwerken schwierig geworden. Solche künstlichen Seen wurden früher von Konzernen angelegt, denen sowohl große Kraftwerke als auch das Stromnetz gehörten. So konnten sie Kraftwerksleistungen und Speichermengen in perfektem Timing aufeinander abstimmen. In der arbeitsteiligen Elektrizitätswirtschaft des 21. Jahrhunderts muss ein Speicherwerk zu nicht vorhersehbaren Zeiten billig an der Börse Überschussstrom abschöpfen und die Energie zu Spitzenzeiten teuer ins Netz zurückspeisen. Da mittags auch die Fotovoltaik zur Höchstleistung aufläuft, ist ausgerechnet zur traditionell lukrativsten Tageszeit die Nachfrage nach Wasserstrom eher mäßig und der erzielbare Kilowattstundenpreis entsprechend niedrig. Zugleich muss der Strom zum Hochpumpen des Wassers zu Marktbedingungen eingekauft werden – und keineswegs nur dann, wenn die Windräder auf Hochtouren laufen und den Börsenpreis gen null treiben. Die Schluchseewerke, ein Gemeinschaftsunternehmen von EnBW und RWE, haben deshalb bereits ihren Plan auf Eis gelegt, bei Atdorf ein Stück Hochschwarzwald für den Beckenbau zu roden. Auch dem bayerischen Jochberg bleiben die von Naturschützern befürchteten Riesenbassins voraussichtlich erspart. Ohne Subventionen rechnen sich Pumpspeicherwerke nicht.

Sind technische Fortschritte in Sicht?

Mit der Energie, die in Meereswellen steckt, könnten Küstenländer theoretisch einen großen Teil ihres Strombedarfs decken. Über Prototypen und Pilotanlagen sind die Forscher bisher allerdings nicht hinausgekommen.

Strom aus dem Meer: Wellenkraftwerk
Die Top 5: Anteil der Wasserkraft an der Gesamtstromproduktion 2011 in Prozent
Die Drei-Schluchten-Talsperre in China leistet 18,5 GW, so viel wie 15 AKW

Windenergie

Windenergie

Wo liegen ihre Stärken?

Besonders viel Strom erzeugen Windräder im Winter, wenn die Fotovoltaik nur wenig Ertrag abwirft. Im Landesinnern aufgestellt, tragen sie zu einer weniger zentralistischen Energieversorgung bei. Ihr Bau lässt sich noch von Mittelständlern oder auch genossenschaftlich finanzieren. Offshore-Windparks erzielen wegen der stetigeren Winde über dem Meer die doppelte bis dreifache Ausbeute. Sie sind die Domäne kapitalstarker Investoren und entsprechen eher dem alten Modell der industriellen Stromproduktion.

Wie viel Strom liefert sie?

Weltweit um 2,3 Prozent des Bedarfs. Die etwa 24 000 deutschen Windkraftanlagen stellen knapp acht Prozent der Brutto-Stromerzeugung und sind damit die wichtigste erneuerbare Energiequelle. Ihre Nennleistung, die sie allerdings nur bei sehr starkem Wind abgeben, liegt bei mehr als 30 Gigawatt. Ihr durchschnittlicher Beitrag zur Stromversorgung – 50 Terawattstunden im Jahr 2013 – entspricht dem von vier bis fünf Kernkraftwerken. Die Rolle der Offshore-Parks ist hierzulande noch unbedeutend.

Weltweit leisten Windräder mittlerweile etwa 300 Gigawatt (GW). Europa liegt mit einem Anteil von 40 Prozent vorn, gut ein Drittel entfällt auf Asien, knapp ein Viertel auf Nordamerika. Vorreiter bei Offshore ist Großbritannien (3,7 GW).

Große Teile der Welt haben die saubere Elektrizitätsquelle noch nicht erschlossen. So gewinnen Afrika (1 GW) und Australien (3 GW) zusammen mit Windkraft weniger Energie als Dänemark (4,6 GW).

Wie viel könnte sie liefern?

Nach einer Studie der Harvard University ließe sich sogar in energiehungrigen Ländern wie den USA der gesamte Strombedarf allein mit Windkraft decken. Voraussetzung wäre aber der Aufbau einer kostspieligen Infrastruktur mit großen Speicherkapazitäten. Die Forscher schlagen vor, überschüssigen Strom zum Laden von Elektroautos und zur Produktion von Wasserstoff zu nutzen. Dieser könnte bei Flaute zur Stromerzeugung mittels Brennstoffzellen eingesetzt werden.

Welche Ausbaupläne gibt es?

Im Ausland konzentrierte sich das Wachstum bis 2012 vor allem in zwei Staaten: In der Volksrepublik China legte die Windkraft erstmals stärker zu (plus 26 Terawattstunden) als die Kohle (12 TWh). Ihr Beitrag zur Stromversorgung liegt inzwischen gleichauf mit der Atomkraft. In den USA hingegen hörte der Boom 2013 schlagartig auf, da das Förderprogramm auslief und nicht gleich verlängert wurde.

In Deutschland steht der Ausbau der Offshore-Kapazitäten an. Bis Ende 2012 waren bereits 32 Windparks im Bau oder genehmigt, davon 27 in der Nordsee, nur fünf in der Ostsee. Ihre Leistung soll zusammen neun Gigawatt betragen, also um die Hälfte mehr als die Summe aller rund 2000 Anlagen, die bis dato weltweit vor den Küsten stehen. Außerdem kommen mehr als 10 000 kleine Anlagen, die vor allem entlang der Nordseeküste stehen, langsam in die Jahre. Aus Sicherheitsgründen müssen diese technisch überholten Neunzigerjahre-Modelle über kurz oder lang abgeschaltet werden. Ein Großteil kann durch neue, leistungsstarke Turbinen ersetzt werden. Ein solches „Repowering“ würde die Nennleistung von derzeit 8,3 in die Nähe von 30 Gigawatt bringen.

Wie es im Landesinneren weitergeht, ist unklar. Grundsätzlich einigte sich die Große Koalition darauf, nur noch Standorte mit nachweislich guten Windverhältnissen zu fördern. Der Zubau soll begrenzt werden. Das kollidiert mit Beschlüssen der bisherigen Atomkraft-Hochburgen Baden-Württemberg, Bayern und Hessen, die Ausweisung neuer Standorte zu forcieren. Der bayerische Windenergie-Erlass sah etwa die Errichtung von 1000 bis 1500 zusätzlichen Anlagen vor; dies hätte in der Spitze etwa dem Output von drei AKW entsprochen. Eine flächendeckende „Verspargelung“ der Landschaft wäre mit einem beherzten Ausbau nicht zwangsläufig verbunden. Nach Berechnungen aus Hessen reicht es hierzulande, ein bis zwei Prozent der Fläche für Anlagen freizugeben.

Welche politischen Probleme gibt es?

In Frankreich und Großbritannien werden nur wenige Anlagen an Land errichtet, da Windturbinen als Landschaftsverschandelung gelten. In den USA gibt es keine Planungssicherheit, weil die Förderung nur noch jahresweise verlängert wird. In Deutschland leidet die Akzeptanz unter hohen Ökostrom-Umlagen, die auf die Bürger abgewälzt werden; deshalb wird die Förderung jetzt zurückgefahren. In Bayern gilt zudem künftig ein Mindestabstand zur Wohnbebauung von zwei Kilometern. Ob die Offshore-Pläne aufgehen, hängt davon ab, ob die neuen Hochspannungstrassen, die den Nordseestrom in den Süden bringen sollen, zur Eröffnung der Windparks fertig werden. Dies ist angesichts von Bürgerprotesten fraglich.

Welche ökonomischen Probleme gibt es?

Das größte ist die Subventionsabhängigkeit. Die Gestehungskosten pro Kilowattstunde liegen nach aktuellen Überschlagsrechnungen für Offshore-Standorte bei bis zu 13 Cent. Genaue Zahlen kennt niemand, weil zum Wartungsaufwand auf See noch keine Erfahrungswerte vorliegen. In den ersten acht Betriebsjahren stehen den Betreibern allerdings 19 Cent zu. Die jetzt geplanten Kürzungen bei der Einspeisevergütung könnten das bisherige Geschäftsmodell zumindest für Binnenland-Standorte infrage stellen.

Sind technische Fortschritte in Sicht?

Ja. Die Masten der Onshore-Anlagen werden länger, sodass die Rotoren in Luftschichten mit höherer Windgeschwindigkeit ragen. Dank neuer Flügelgeometrien ist es möglich, schwache Winde zu nutzen. Diese Technik kommt aber wohl zu spät: Schwachwind-Standorte sollen künftig nicht mehr förderfähig sein. Bei den Hochleistungsturbinen fürs Meer und die Küste geht der Trend zu noch längeren Rotoren. Geforscht wird aber auch an völlig anderen Konstruktionen, die auf eine Abkehr von der Großtechnik hinauslaufen würden. Ein niederländischer Hersteller setzt etwa auf spiralförmige Rotoren, die sich entlang der Straße um Laternenmasten drehen.

Sparen, speichern und vernetzen

Sparen, speichern und vernetzen

Hilft Stromsparen der Umwelt? 

Ja, aber nicht immer. Baut sich Starkwind schneller auf als von den Meteorologen erwartet, fällt der Börsenpreis der Elektrizität schon mal unter null. Dann bekommen Betreiber von Pumpspeicherwerken und andere Großverbraucher Geld dafür, dass sie überschüssigen Strom abnehmen. Sind alle Oberbecken vollgepumpt, müssen Windräder vom Netz genommen werden, um einen Blackout durch Überspannung zu verhindern. Während solcher Angebotsspitzen könnte man ohne ökologische Bedenken aus dem Vollen schöpfen.

Zahlt sich Stromsparen wirklich aus?

Energieeffizientere Elektrogeräte und Lampen tragen dazu bei, sowohl die Grundlast zu senken als auch die maximale Leistung, die das Netz den Verbrauchern zur Verfügung stellen muss, damit bei niemandem die Lichter ausgehen. Das senkt den Investitionsbedarf der Kraftwerks- und Netzbetreiber, die traditionell viel Geld in Überkapazitäten stecken, weil sie ihren Kunden Versorgungssicherheit versprochen haben. Machen viele Bürger mit, wird das eine oder andere Kraftwerk entbehrlich.

Solange zu allen Tages- und Jahreszeiten ein Einheitstarif gilt, kann der Käufer der sparsamen Technik strategisch planen, wann sich die Anschaffung lohnt. Verkauft etwa Aldi für 9,95 Euro einen LED-Spot, der rund 50 Watt spart, ist es nach rund 35 Kilowattstunden so weit, das entspricht 700 Betriebsstunden. Brennt der Strahler zwei Stunden am Tag, ist der Besitzer nach einem Jahr in den schwarzen Zahlen. Bei weißer Ware (Kühlschrank, Waschmaschine, Trockner) dauert es Jahre.

Smart Grid, das viel diskutierte Konzept des „schlauen“ Netzes, setzt hingegen auf taktisches Sparen. Dabei schwankt der Strompreis auch für Bürger je nach Angebot und Nachfrage. Stürmt es am helllichten Tag bei geringer Bewölkung, wäre der Strom ein paar Cent billiger als normal. An einem windstillen Winterabend könnte der Preis die Schmerzgrenze überschreiten – vorausgesetzt, der Stromanbieter darf extreme Einkaufspreise von einem Euro oder gar mehr pro Kilowattstunde voll auf die Kunden umlegen.

Voraussetzung für ein Smart Grid ist der Aufbau einer IT-Infrastruktur, die in Echtzeit alle Produktions- und Verbrauchsdaten erfasst – am besten nicht nur vom Kraftwerk bis zum Zählerkasten, sondern bis zum Elektrogerät im Haushalt. Theoretisch könnten sogar Geräte, die viel Strom fressen, automatisch abgeregelt werden, wenn eine tariflich vereinbarte Preisschwelle überschritten wird. Zuvor müssen sich Hersteller und Netzbetreiber auf eine Norm einigen. Bis der Altbestand durch smarte Elektrogeräte ersetzt ist, vergehen weitere 10 bis 15 Jahre.

Kommt das Smart Grid überhaupt? 

Internationale Normungsgremien wie die IEEE befassen sich bereits intensiv mit dem klugen Netz. Die Fachwelt diskutiert auch radikalere Innovationen – etwa die Ablösung der vertrauten Hausverkabelung mit einer Wechselspannung von 240 oder 110 Volt. Solarzellen erzeugen Gleichspannung, elektrische Geräte benötigen sie. Mit Gleichstrom-Steckdosen fiele das Hin- und Hertransformieren weg, die Effizienz stiege. Auf was auch immer sich die Industrie bei der Smart-Grid-Initiativen einigt: Schnell wird nichts umzusetzen sein. Unklar ist zudem, wer bei der Modernisierung wie viel bezahlen soll.

Sind technische Fortschritte bei der Speicherung von Ökostrom in Sicht?

Ideen gibt es viele, aber noch keine in großem Maßstab erprobten. Eine sind Pumpspeicher in nicht mehr genutzten Bergwerken: Das Oberbecken könnte auf einer Abraumhalde stehen, das Unterbecken unter Tage. Das exotischste Konzept hat sich der Furtwanger Physiker Eduard Heindl ausgedacht – den „Lageenergiespeicher“, einen kreisrunden künstlichen Berg, der auf einem unterirdischen Pumpspeichersee ruht. Dazu braucht man ebenes Gelände, dessen Grundgebirge aus Granit besteht. Aus dem Fels würde ein Zylinder von einem Kilometer Durchmesser gefräst und unter diesen Kolben bei Stromüberschuss Wasser gepumpt, sodass er sich bis zu 500 Meter hoch aus der Landschaft erhebt, um bei Strombedarf wieder langsam zu versinken und dabei durch sein Gewicht das Wasser in Turbinen zu pressen.

Weniger aufwendig ist die Speicherung von überschüssiger Windenergie in Form von Wasserstoff, wie sie Eon in einem Pilotprojekt im brandenburgischen Falkenhagen erforscht. Das Gas könnte – pur oder in Methan gebunden – ins bestehende Netz eingespeist werden. Bei diesem Verfahren bleibt zwar ein relativ großer Teil der ursprünglichen Windernte auf der Strecke. Es handelt sich aber um Strom, der sonst ungenutzt bliebe und nichts kostet.

Wird Strom irgendwann wieder billiger?

Das ist womöglich bald keine Frage mehr. Bei einem Ökostrom-Kongress in München diskutierten Experten über neue Geschäftsmodelle. Die radikalste Idee nimmt Anleihen bei der Telekommunikation: die Haushalts-Flatrate. So steigen die Kosten bei Wind und Sonne nicht mit der Intensität der Nutzung. Sie hängen genau wie im Festnetz von einer Infrastruktur ab, die für den Maximalbedarf ausgelegt ist, damit nicht irgendwann das Netz kollabiert. Und die logischste Art der Refinanzierung von Fixkosten (Kapitaldienst, Wartung und Personal) ist die monatliche Pauschale. In dieses Geschäftsmodell lassen sich auch die konventionellen Reservekraftwerke einbauen und über einen Rabatt oder Bonus auch Do-it-yourself-Erzeuger, die im Keller einen Akku haben, der mit dem öffentlichen Netz gekoppelt ist: Das künftige Produkt heißt nicht mehr Strom, sondern Versorgungssicherheit. ---

Weitere interessante Listen und Reports finden Sie hier.

Der Beitrag aller deutschen Windkraftanlagen zur Stromversorgung entsprach 2012 der von vier bis fünf Atomkraftwerken
Die Top 5: Anteil der Windkraft an der Gesamtstromproduktion 2012 in Prozent
Windkraftanlagen vor der Küste erzeugen doppelt bis dreifach so viel Strom wie solche an Land.
Dänemark entzieht dem Wind mehr Energie als Afrika und Australien zusammen
Anteil der erneuerbaren Energien an der Bruttostromerzeugung in Deutschland 2013 in Prozent
In China übertraf das Wachstum der Stromerzeugung aus Windkraft das der Kohle

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