Jule Reimer: Ein Paradox: Weil Wind- und Solarkraftwerke hierzulande so viel Strom produzieren, kostet Energie an der Strombörse so wenig, dass es sich nicht mehr lohnt, Gaskraftwerke zu betreiben. Die sind nämlich Kohlekraftwerken nicht nur beim CO2-Ausstoß, sondern auch unter Effizienzgesichtspunkten weit überlegen. Aber weil die Preise für die CO2-Verschmutzungsrechte im Emissionshandel derart am Boden liegen, ist es gerade egal, ob der Strom klimafreundlich produziert wurde oder nicht. In der Wirtschaft mehren sich derweil die Warnungen vor Stromknappheit und Blackouts. Deshalb denkt die Bundesregierung jetzt über ein gesetzliches Abschaltverbot für dringend benötigte Kraftwerke, also auch Gaskraftwerke, nach.
Felix Matthes arbeitet beim Berliner Ableger des Ökoinstituts Freiburg, das einer der Geburtshelfer der Energiewende gewesen ist. Kurz vor der Sendung fragte ich ihn, ob das geplante Abschaltverbotsgesetz für konventionelle Kraftwerke der richtige Ansatz ist.
Felix Matthes: Ein gesetzliches Abschaltverbot für von der Stilllegung bedrohte Kraftwerke ist sicherlich allenfalls eine ganz kurzfristige Lösung. Das Problem besteht ja nicht nur für Gaskraftwerke, sondern auch für ältere Kohlekraftwerke. Hier gehen viel mehr Kapazitäten vom Netz als erwartet. Dem versucht man, jetzt einen Riegel vorzuschieben. Längerfristig muss man das Problem aber an der Wurzel angehen.
Reimer: Das Abschaltverbot läuft ja auch unter dem Schlagwort "Bereitstellung einer Kaltreserve", und diskutiert wird langfristig die Einrichtung von Kapazitätsmärkten und auch das Ökoinstitut ist dafür. Was ist denn der Unterschied zwischen der Kaltreserve und den Kapazitätsmärkten?
Matthes: Eine Kaltreserve ist eine kurzfristige Maßnahme. Längerfristig besteht aber das Problem, dass ältere Kraftwerke, die wir bis auf weiteres noch brauchen, wie auch neue Gaskraftwerke am heutigen Strommarkt nicht genug Geld verdienen, um weiter im System zu bleiben oder überhaupt gebaut zu werden, und dafür braucht man dann andere Maßnahmen. Das sind die sogenannten Kapazitätsmärkte. Das Prinzip hier besteht darin, dass man einen Markt erzeugt, in dem nicht nur die Produktion von Kilowattstunden einen Preis erzielt, sondern in dem auch die Bereitstellung von Kapazität, ohne dass zunächst erst mal produziert werden muss, einen Einkommensstrom, also ein Einkommen erzielt und damit einen bestimmten Anteil der Investitionen oder der Betriebskosten decken kann.
Reimer: Das Umweltbundesamt, das auch ein Befürworter der Energiewende ist, das warnt vor der Idee der Kapazitätsmärkte: da würden mit staatlichem Anreiz Investitionsentscheidungen für Neubauten gefällt, eine Art Parallelmarkt geschaffen, Kraftwerke, für die der Steuerzahler beziehungsweise der normale Stromkunde ist es dann wahrscheinlich über Jahrzehnte zahlt und die man vielleicht dann gar nicht mehr braucht. Deshalb möchte das Umweltbundesamt lieber nur eine kleine strategische, flexible Reserve vorhalten. Klingt auch plausibel, oder?
Matthes: Na ja, das ist kurzsichtig. Erstens muss man berücksichtigen, dass in allen liberalisierten Märkten – ob jetzt ohne Energiewende oder mit Energiewende oder mit vielen erneuerbaren oder ohne viele erneuerbare – solche Märkte geschaffen werden müssen, weil sozusagen die Märkte, die wir haben, nicht in der Lage sind, die entsprechenden Einkommen zu erzielen. Das was das Umweltbundesamt vorschlägt, die strategische Reserve, ist nichts anderes als ein getarntes "wir warten mal ab, was passiert". Wenn man diese Problematik aber mit solchen Übergangslösungen wie einer strategischen Reserve auf die lange Bank schiebt, muss man irgendwann dann eine ganz große Lösung wahrscheinlich unter hohem Zeitdruck schaffen, und die wird dann zu den kontraproduktiven Lösungen führen. Die Befürchtung, dass mit Kapazitätsmärkten ganz viele Kohlekraftwerke gebaut werden – und das schwingt ja bei diesen Unterstellungen mit -, kann man ausschließen, …
Reimer: …, die dann vor allen Dingen 40 Jahre betrieben werden wollen.
Matthes: …, die 40 Jahre betrieben werden wollen, kann man ausschließen, wenn man diese Kapazitätszahlungen im Wettbewerb organisiert. Das heißt: derjenige, der Kapazität zu den geringsten Kosten zur Verfügung stellt, nur der bekommt den Zuschlag. Kohlekraftwerke sind sehr kapitalintensive Kraftwerke, brauchen also viele Investitionen, Gaskraftwerke sind niedrig kapitalintensiv, brauchen also wenig Investitionen, sodass das Problem, dass hier in großem Stile Kohlekraftwerke ins System kommen, die über lange Zeit eine Last erzeugen, unbegründet ist. Diese Gefahr besteht eher dann, wenn man unter der Parole "wir warten mal ab" zu lange zuwartet und dann ganz schnell Lösungen schaffen muss. Dann besteht eine reale Gefahr, dass sich dann die Lobbyisten von Kohlekraftwerken durchsetzen.
Reimer: Das heißt, Sie gehen nicht davon aus, dass jetzt alle Stromerzeuger Geld bekommen würden für das Vorhalten von Kapazitäten?
Matthes: Nein. Wir schlagen hier ein Modell vor, wo Geld fließt nur für neue Kraftwerke, die auch bestimmte Standards erfüllen in Bezug auf Flexibilität, dass sie schnell hoch- und runterfahren können, dass sie niedrige Emissionen haben müssen. Damit wird die Gefahr dieser CO2-intensiven Kraftwerke, die lange Zeit leben, verhindert. Und wir wollen ein zweites Segment schaffen, nämlich nur für die Kraftwerke, die im Moment von Stilllegungen bedroht sind und die wir für die nächsten 10, 15 oder 20 Jahre als Ergänzung zu den erneuerbaren Energien noch im System halten.
Weil eins muss man sich auch klar machen: Wir werden in der Zukunft einen Strommarkt bekommen, der ist durch Wind und Solar geprägt. Und diese Kraftwerke haben hohe Kapitalkosten und fast keine Betriebskosten. Das heißt, auch solche Investitionen werden zukünftig auf Marktbasis nur dann refinanziert werden können, wenn man Geldströme organisiert für die Bereitstellung dann von erneuerbaren Kapazitäten. Dafür müssen wir Erfahrungen sammeln, dafür müssen wir uns vorbereiten, und wenn wir dabei noch ein Problem auf dem konventionellen Strommarkt lösen können, ist das sozusagen eine Win-win-Situation.
Reimer: Auch bei der Stromnachfrage will die Regierung eingreifen: Industrieunternehmen wie Aluminiumhütten sollen für die Bereitschaft belohnt werden, ihren Betrieb kurzfristig herunterzufahren, und zwar mit 20.000 Euro pro Megawatt allein für die pure Bereitschaft, dies zu tun, und dann noch einmal mit einem Betrag zwischen 100 und 500 Euro für jede Megawattstunde, auf die das Unternehmen tatsächlich verzichtet. Da kommen schnell ein paar Millionen zusammen. Stimmt dieser Preis für die Netzstabilität?
Matthes: Der Preis stimmt auf alle Fälle, weil man muss sich immer vergegenwärtigen, dass die Alternative dafür ist, ein Kraftwerk zu bauen, und dann kann man 20 Euro pro Kilowatt oder 20.000 Euro pro Megawatt bezahlen für eine solche kurzfristige Maßnahme, oder man kann eben 500 Euro pro Kilowatt oder 500.000 Euro pro Megawatt für eine neue Gasturbine bezahlen und dann ist die Aktivierung der Verbrauchsseite, also die Reduktion von Last, von Strombedarf, statt die Erzeugung von Strom auf alle Fälle eine bessere Lösung und wie man an diesem Zahlenvergleich sieht auch eine deutlich kostengünstigere.
Reimer: Noch ein Wort zum Erneuerbare-Energien-Gesetz. Die FDP will heute da ihre Modellvorstellungen vorstellen. Wie würden Sie es reformieren?
Matthes: Ich glaube, die Vorstellung der FDP mit einem technologieneutralen Quotenmodell, das heißt man schreibt bestimmte Mengen erneuerbarer Energien aus, ohne Technologien zu reflektieren, ist eine unsinnige Idee, weil wir müssen einen Mix für die erneuerbaren Energien entwickeln. Nur so kommen wir zu einem kostengünstigen Modell, weil Sie müssen sich klar machen: ein Quotenmodell führt dazu, dass nur noch Onshore-Windenergie gebaut wird. Onshore-Windenergie wird aber mittelfristig etwa den doppelten Speicherbedarf erzeugen, als das für Offshore-Wind der Fall ist. Fotovoltaik wird den vierfachen Speicherbedarf von Offshore-Wind erzeugen. Das heißt, wir müssen sehen, dass wir erstens einen Mix herbekommen. Wir müssen zweitens auch einen Ausbau hinbekommen, der den Ausbau der Infrastruktur ermöglicht. Wir müssen drittens einen Weg finden, an dem alle Bürger wie bisher an der Finanzierung der Energiewende beteiligt werden können. Das heißt, wir müssen das heutige Modell, das EEG, was nämlich eine Bezahlung für Kapazität vorsieht – man stellt eine regenerative Kraftwerkskapazität zur Verfügung, bekommt dafür implizit Geld -, das müssen wir ergänzen durch eine Integration in den Strommarkt, genau wie wir das auf der anderen Seite auch machen. Der heutige Strommarkt muss ergänzt werden durch Kapazitätszahlungen, und es geht nicht um Abriss des heute in vielen Punkten ja bewährten, wenn auch in einigen Punkten problematischen Modells, sondern um die Reform in verschiedenen Schritten auf ein Marktmodell, was in der Zukunft tragen kann für erneuerbare Energien, aber eben auch für konventionelle. Auch deswegen ist ein Abwarten im Bereich des konventionellen Strommarkt-Designs eigentlich nicht verantwortbar.
Reimer: Wie wird die Energiewende zukunftsfähig? – Das Interview mit Felix Matthes vom Ökoinstitut haben wir vor dieser Sendung aufgezeichnet.
Äußerungen unserer Gesprächspartner geben deren eigene Auffassungen wieder. Deutschlandradio macht sich Äußerungen seiner Gesprächspartner in Interviews und Diskussionen nicht zu eigen.
Felix Matthes arbeitet beim Berliner Ableger des Ökoinstituts Freiburg, das einer der Geburtshelfer der Energiewende gewesen ist. Kurz vor der Sendung fragte ich ihn, ob das geplante Abschaltverbotsgesetz für konventionelle Kraftwerke der richtige Ansatz ist.
Felix Matthes: Ein gesetzliches Abschaltverbot für von der Stilllegung bedrohte Kraftwerke ist sicherlich allenfalls eine ganz kurzfristige Lösung. Das Problem besteht ja nicht nur für Gaskraftwerke, sondern auch für ältere Kohlekraftwerke. Hier gehen viel mehr Kapazitäten vom Netz als erwartet. Dem versucht man, jetzt einen Riegel vorzuschieben. Längerfristig muss man das Problem aber an der Wurzel angehen.
Reimer: Das Abschaltverbot läuft ja auch unter dem Schlagwort "Bereitstellung einer Kaltreserve", und diskutiert wird langfristig die Einrichtung von Kapazitätsmärkten und auch das Ökoinstitut ist dafür. Was ist denn der Unterschied zwischen der Kaltreserve und den Kapazitätsmärkten?
Matthes: Eine Kaltreserve ist eine kurzfristige Maßnahme. Längerfristig besteht aber das Problem, dass ältere Kraftwerke, die wir bis auf weiteres noch brauchen, wie auch neue Gaskraftwerke am heutigen Strommarkt nicht genug Geld verdienen, um weiter im System zu bleiben oder überhaupt gebaut zu werden, und dafür braucht man dann andere Maßnahmen. Das sind die sogenannten Kapazitätsmärkte. Das Prinzip hier besteht darin, dass man einen Markt erzeugt, in dem nicht nur die Produktion von Kilowattstunden einen Preis erzielt, sondern in dem auch die Bereitstellung von Kapazität, ohne dass zunächst erst mal produziert werden muss, einen Einkommensstrom, also ein Einkommen erzielt und damit einen bestimmten Anteil der Investitionen oder der Betriebskosten decken kann.
Reimer: Das Umweltbundesamt, das auch ein Befürworter der Energiewende ist, das warnt vor der Idee der Kapazitätsmärkte: da würden mit staatlichem Anreiz Investitionsentscheidungen für Neubauten gefällt, eine Art Parallelmarkt geschaffen, Kraftwerke, für die der Steuerzahler beziehungsweise der normale Stromkunde ist es dann wahrscheinlich über Jahrzehnte zahlt und die man vielleicht dann gar nicht mehr braucht. Deshalb möchte das Umweltbundesamt lieber nur eine kleine strategische, flexible Reserve vorhalten. Klingt auch plausibel, oder?
Matthes: Na ja, das ist kurzsichtig. Erstens muss man berücksichtigen, dass in allen liberalisierten Märkten – ob jetzt ohne Energiewende oder mit Energiewende oder mit vielen erneuerbaren oder ohne viele erneuerbare – solche Märkte geschaffen werden müssen, weil sozusagen die Märkte, die wir haben, nicht in der Lage sind, die entsprechenden Einkommen zu erzielen. Das was das Umweltbundesamt vorschlägt, die strategische Reserve, ist nichts anderes als ein getarntes "wir warten mal ab, was passiert". Wenn man diese Problematik aber mit solchen Übergangslösungen wie einer strategischen Reserve auf die lange Bank schiebt, muss man irgendwann dann eine ganz große Lösung wahrscheinlich unter hohem Zeitdruck schaffen, und die wird dann zu den kontraproduktiven Lösungen führen. Die Befürchtung, dass mit Kapazitätsmärkten ganz viele Kohlekraftwerke gebaut werden – und das schwingt ja bei diesen Unterstellungen mit -, kann man ausschließen, …
Reimer: …, die dann vor allen Dingen 40 Jahre betrieben werden wollen.
Matthes: …, die 40 Jahre betrieben werden wollen, kann man ausschließen, wenn man diese Kapazitätszahlungen im Wettbewerb organisiert. Das heißt: derjenige, der Kapazität zu den geringsten Kosten zur Verfügung stellt, nur der bekommt den Zuschlag. Kohlekraftwerke sind sehr kapitalintensive Kraftwerke, brauchen also viele Investitionen, Gaskraftwerke sind niedrig kapitalintensiv, brauchen also wenig Investitionen, sodass das Problem, dass hier in großem Stile Kohlekraftwerke ins System kommen, die über lange Zeit eine Last erzeugen, unbegründet ist. Diese Gefahr besteht eher dann, wenn man unter der Parole "wir warten mal ab" zu lange zuwartet und dann ganz schnell Lösungen schaffen muss. Dann besteht eine reale Gefahr, dass sich dann die Lobbyisten von Kohlekraftwerken durchsetzen.
Reimer: Das heißt, Sie gehen nicht davon aus, dass jetzt alle Stromerzeuger Geld bekommen würden für das Vorhalten von Kapazitäten?
Matthes: Nein. Wir schlagen hier ein Modell vor, wo Geld fließt nur für neue Kraftwerke, die auch bestimmte Standards erfüllen in Bezug auf Flexibilität, dass sie schnell hoch- und runterfahren können, dass sie niedrige Emissionen haben müssen. Damit wird die Gefahr dieser CO2-intensiven Kraftwerke, die lange Zeit leben, verhindert. Und wir wollen ein zweites Segment schaffen, nämlich nur für die Kraftwerke, die im Moment von Stilllegungen bedroht sind und die wir für die nächsten 10, 15 oder 20 Jahre als Ergänzung zu den erneuerbaren Energien noch im System halten.
Weil eins muss man sich auch klar machen: Wir werden in der Zukunft einen Strommarkt bekommen, der ist durch Wind und Solar geprägt. Und diese Kraftwerke haben hohe Kapitalkosten und fast keine Betriebskosten. Das heißt, auch solche Investitionen werden zukünftig auf Marktbasis nur dann refinanziert werden können, wenn man Geldströme organisiert für die Bereitstellung dann von erneuerbaren Kapazitäten. Dafür müssen wir Erfahrungen sammeln, dafür müssen wir uns vorbereiten, und wenn wir dabei noch ein Problem auf dem konventionellen Strommarkt lösen können, ist das sozusagen eine Win-win-Situation.
Reimer: Auch bei der Stromnachfrage will die Regierung eingreifen: Industrieunternehmen wie Aluminiumhütten sollen für die Bereitschaft belohnt werden, ihren Betrieb kurzfristig herunterzufahren, und zwar mit 20.000 Euro pro Megawatt allein für die pure Bereitschaft, dies zu tun, und dann noch einmal mit einem Betrag zwischen 100 und 500 Euro für jede Megawattstunde, auf die das Unternehmen tatsächlich verzichtet. Da kommen schnell ein paar Millionen zusammen. Stimmt dieser Preis für die Netzstabilität?
Matthes: Der Preis stimmt auf alle Fälle, weil man muss sich immer vergegenwärtigen, dass die Alternative dafür ist, ein Kraftwerk zu bauen, und dann kann man 20 Euro pro Kilowatt oder 20.000 Euro pro Megawatt bezahlen für eine solche kurzfristige Maßnahme, oder man kann eben 500 Euro pro Kilowatt oder 500.000 Euro pro Megawatt für eine neue Gasturbine bezahlen und dann ist die Aktivierung der Verbrauchsseite, also die Reduktion von Last, von Strombedarf, statt die Erzeugung von Strom auf alle Fälle eine bessere Lösung und wie man an diesem Zahlenvergleich sieht auch eine deutlich kostengünstigere.
Reimer: Noch ein Wort zum Erneuerbare-Energien-Gesetz. Die FDP will heute da ihre Modellvorstellungen vorstellen. Wie würden Sie es reformieren?
Matthes: Ich glaube, die Vorstellung der FDP mit einem technologieneutralen Quotenmodell, das heißt man schreibt bestimmte Mengen erneuerbarer Energien aus, ohne Technologien zu reflektieren, ist eine unsinnige Idee, weil wir müssen einen Mix für die erneuerbaren Energien entwickeln. Nur so kommen wir zu einem kostengünstigen Modell, weil Sie müssen sich klar machen: ein Quotenmodell führt dazu, dass nur noch Onshore-Windenergie gebaut wird. Onshore-Windenergie wird aber mittelfristig etwa den doppelten Speicherbedarf erzeugen, als das für Offshore-Wind der Fall ist. Fotovoltaik wird den vierfachen Speicherbedarf von Offshore-Wind erzeugen. Das heißt, wir müssen sehen, dass wir erstens einen Mix herbekommen. Wir müssen zweitens auch einen Ausbau hinbekommen, der den Ausbau der Infrastruktur ermöglicht. Wir müssen drittens einen Weg finden, an dem alle Bürger wie bisher an der Finanzierung der Energiewende beteiligt werden können. Das heißt, wir müssen das heutige Modell, das EEG, was nämlich eine Bezahlung für Kapazität vorsieht – man stellt eine regenerative Kraftwerkskapazität zur Verfügung, bekommt dafür implizit Geld -, das müssen wir ergänzen durch eine Integration in den Strommarkt, genau wie wir das auf der anderen Seite auch machen. Der heutige Strommarkt muss ergänzt werden durch Kapazitätszahlungen, und es geht nicht um Abriss des heute in vielen Punkten ja bewährten, wenn auch in einigen Punkten problematischen Modells, sondern um die Reform in verschiedenen Schritten auf ein Marktmodell, was in der Zukunft tragen kann für erneuerbare Energien, aber eben auch für konventionelle. Auch deswegen ist ein Abwarten im Bereich des konventionellen Strommarkt-Designs eigentlich nicht verantwortbar.
Reimer: Wie wird die Energiewende zukunftsfähig? – Das Interview mit Felix Matthes vom Ökoinstitut haben wir vor dieser Sendung aufgezeichnet.
Äußerungen unserer Gesprächspartner geben deren eigene Auffassungen wieder. Deutschlandradio macht sich Äußerungen seiner Gesprächspartner in Interviews und Diskussionen nicht zu eigen.