PDF (Bericht) - Bremer Energie Institut

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Dr. Jürgen Gabriel, Sabine Meyer M.A.,
Dipl.-Geogr. Philipp Wellbrock
Zukunft der Stromerzeugung im
europäi
europäischen Vergleich:
Vergleich:
Auswirkungen der europäischen InvestiInvestitionsbedingungen auf die Beschäftigung
in der deutschen Stromwirtschaft
Abschluss
Abschlussbericht
Gefördert durch:
durch:
Hans-Böckler-Stiftung, Düsseldorf
Juli 2011
Autoren:
Dr. Jürgen Gabriel
Sabine Meyer M.A.
Philipp Wellbrock Dipl.-Geogr.
Unter Mitarbeit von:
Christine Brandstätt M.Sc., Tina Brauns, Marius Buchmann M.A.,
Isabelle Gawenat, Jasper Meya, Martin Palovic M.A., Anna Poblocka,
Daniel Schnepel, Katja Sengebusch B.A., Mareike Tepe
Ansprechpartner:
Dr. Jürgen Gabriel
Bremer Energie Institut
Tel.: +49 (0) 421 / 200 - 4882
Fax: +49 (0) 421 / 200 - 4877
College Ring 2 / Research V
28759 Bremen
Email: Gabriel@bremer-energie-institut.de
www.bremer-energie-institut.de
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis ................................................................
................................................................................................
.....................................................................
..................................... 5
Abbildungsverzeichnis ................................................................
..............................................................................................
.............................................................. 9
Tabellenverzeichnis ................................................................
................................................................................................
.................................................................
................................. 10
Abkürzungsverzeichnis ................................................................
...........................................................................................
........................................................... 12
Zusammenfassung ................................................................
................................................................................................
..................................................................
.................................. 17
Aufgabe ............................................................................................................... 17
Vorgehen.............................................................................................................. 17
Ergebnisse der Untersuchung ............................................................................... 18
Fazit ................................................................................................................... 32
Handlungsempfehlungen ..................................................................................... 34
1
Einleitung ................................................................
................................................................................................
.........................................................................
......................................... 39
1.1
2
Untersuchungskonzept ............................................................................... 39
1.1.1
Analysefokus auf Investitionsentscheidungen .................................. 39
1.1.2
Auswirkungen aktueller energiepolitischer Ereignisse...................... 40
1.2
Arbeitsprogramm ........................................................................................ 43
1.3
Methodisches Vorgehen .............................................................................. 46
1.3.1
Forschungsansatz und Analysefokus ............................................... 46
1.3.2
Empirische Länderanalyse ................................................................ 47
1.3.3
Experteninterviews........................................................................... 49
1.3.4
Darstellung der Arbeitsergebnisse ................................................... 51
Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft ...................................
................................... 53
2.1
2.2
Investitionen in der Energiewirtschaft ......................................................... 53
2.1.1
Investitionsverhalten der deutschen Energiewirtschaft ..................... 54
2.1.2
Investitionsbedarf in Deutschland und Europa ................................. 55
Beschäftigungseffekte in der Stromerzeugung ............................................ 56
2.2.1
Was sind regionale Beschäftigungseffekte der Stromerzeugung? ..... 57
2.2.2
Vergleich der betrieblichen Beschäftigungseffekte verschiedener
Stromerzeugungstechnologien ........................................................ 59
2.2.3
Auswirkungen verschiedener Investitionsarten auf die Beschäftigung
in der Stromerzeugung .................................................................... 62
2.3
3
Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor ................ 63
EUEU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in
Europa ................................................................
................................................................................................
.............................................................................
............................................. 68
3.1
5/390
Energiepolitische Kompetenzen der EU ....................................................... 68
3.1.1
EU-Energiepolitik im Primärrecht ..................................................... 68
3.1.2
Handlungsspielräume und Zielkonflikte ........................................... 70
Inhaltsverzeichnis
3.2
Integrierte EU-Energiepolitik ....................................................................... 71
3.2.1
Versorgungssicherheit durch Ausbau des europäischen
Verbundnetzes................................................................................. 73
3.3
3.2.2
Wettbewerbsfähigkeit ...................................................................... 75
3.2.3
Nachhaltigkeit .................................................................................. 79
3.2.4
Zusammenfassung zur integrierten EU-Energiepolitik ..................... 85
Auswirkungen der integrierten EU-Energiepolitik auf Investitionen im
Stromsektor ................................................................................................ 87
3.4
4
3.3.1
Versorgungssicherheit ..................................................................... 87
3.3.2
Wettbewerbsfähigkeit ...................................................................... 93
3.3.3
Nachhaltigkeit .................................................................................. 99
Chancen und Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland....... 111
Investitionsbedingungen und –entscheidungen
entscheidungen in sechs EUEU-Mitgliedstaaten ..... 116
4.1
Wettbewerbsstrukturen und ordnungsrechtlicher Rahmen der
Stromversorgung....................................................................................... 116
4.1.1
Marktkonzentration im Strommarkt ............................................... 116
4.1.2
Marktmacht dominierender Stromerzeuger .................................... 120
4.1.3
Einflussmöglichkeiten der Regierung (ordnungsrechtlicher
Rahmen) ........................................................................................ 132
4.1.4
Einschätzung der befragten Experten zum Verhältnis zwischen
Regierung und Energiewirtschaft ................................................... 140
4.1.5
Zwischenfazit aus der Analyse der Wettbewerbsbedingungen
und des ordnungsrechtlichen Rahmens ......................................... 141
4.2
Energiewirtschaftliche Strategien im Ländervergleich ................................ 144
4.2.1
Zukünftiger Energiemix ................................................................. 145
4.2.2
Expertenmeinung zur Realisierung der EE-Ausbauziele ................. 168
4.2.3
Zukünftige Strominfrastrukturen ................................................... 174
4.2.4
Expertenmeinung zum Ausbau der Strominfrastrukturen .............. 188
4.2.5
Expertenmeinung zu Konkurrenzen zwischen alternativen
Erzeugungsstrukturen ................................................................... 195
4.2.6
4.3
Zwischenfazit zu energiewirtschaftlichen Länderstrategien ........... 204
Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien
in der Energiewirtschaft ............................................................................ 214
4.3.1
Partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien........................... 215
4.3.2
Öffentliche Akzeptanz von Stromerzeugungs- und
Infrastrukturinvestitionen .............................................................. 227
4.3.3
Expertenmeinung: Trends/Tendenzen der öffentlichen Akzeptanz
in Deutschland ............................................................................... 239
4.3.4
Zwischenfazit zum Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung
von Investitionsstrategien in der Energiewirtschaft ........................ 241
6/390
Inhaltsverzeichnis
4.4
Investitionsstrategien von Stromerzeugern zwischen deutscher und
europäischer Energiepolitik ....................................................................... 246
4.4.1
Auswirkungen des Energiekonzeptes auf Investitionsbedingungen
und –strategien in Deutschland ..................................................... 247
4.4.2
Investitionsstrategien im Kontext des europäischen
Binnenmarktes ............................................................................... 255
4.4.3
Zwischenfazit zu energiewirtschaftlichen Unternehmensstrategien ...................................................................................... 266
5
Analyse der Divergenzen und normative Bewertung .........................................
......................................... 269
5.1
5.2
Analyse der Divergenzen aus den vorigen Kapiteln ................................... 269
5.1.1
Deutschland ................................................................................... 270
5.1.2
Frankreich ...................................................................................... 273
5.1.3
Großbritannien............................................................................... 276
5.1.4
Niederlande ................................................................................... 278
5.1.5
Polen.............................................................................................. 280
5.1.6
Slowakische Republik ..................................................................... 283
5.1.7
Zwischenfazit zu den Divergenzen in den ausgewählten Ländern .. 286
Normative Bewertung der Situation in den ausgewählten Ländern ............ 288
5.2.1
Deutschland ................................................................................... 288
5.2.2
Frankreich ...................................................................................... 293
5.2.3
Großbritannien............................................................................... 298
5.2.4
Niederlande ................................................................................... 304
5.2.5
Polen.............................................................................................. 307
5.2.6
Slowakische Republik ..................................................................... 311
5.2.7
Zwischenfazit zur normativen Bewertung der Situation in den
ausgewählten Ländern ................................................................... 315
6
Beschäftigungstrends der Stromerzeugung......................................................
...................................................... 318
6.1
Grundlegende Beschäftigungstrends in der deutschen Stromerzeugung
bei Umsetzung des Energiekonzepts ......................................................... 318
6.2
Expertenmeinungen zu den Voraussetzungen für einen hohen nationalen
Wertschöpfungsanteil im deutschen Elektrizitätssektor............................. 320
6.3
Expertenmeinungen zu strukturellen Veränderungen in den
Beschäftigungseffekten ............................................................................. 322
6.4
Auswirkungen energiewirtschaftlicher Trends auf die Beschäftigungseffekte in der deutschen Stromerzeugung................................................. 323
6.4.1
Auswirkungen der EU-Energiepolitik auf die Beschäftigung in der
deutschen Stromerzeugung ........................................................... 325
6.4.2
Auswirkungen der energiewirtschaftlichen Strategien ausgewählter
Länder auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung ... 326
7/390
Inhaltsverzeichnis
6.4.3
Auswirkungen des Einflusses der Öffentlichkeit auf die
Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung .......................... 327
6.4.4
Auswirkungen der energiewirtschaftlichen Unternehmensstrategien
auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung .............. 328
6.5
7
Zwischenfazit zu den Beschäftigungstrends in der Stromerzeugung ......... 329
Handlungsempfehlungen ................................................................
................................................................................
................................................ 332
7.1
Energiepolitische Grundausrichtung .......................................................... 334
7.2
Europäische Marktintegration.................................................................... 335
7.3
Fossile Erzeugung ..................................................................................... 336
7.4
Zukunftsfähiges Marktdesign für die Stromerzeugung .............................. 337
7.5
Ausbau / Weiterförderung EE .................................................................... 338
7.6
Integration EE ............................................................................................ 339
7.7
Einbeziehung der regionalen/kommunalen Energiewirtschaft ................... 340
7.8
Öffentliche Akzeptanz ............................................................................... 341
7.9
Beschäftigungsstruktur ............................................................................. 342
Literatur................................
Literatur................................................................
................................................................................................
................................................................................
................................................ 343
8/390
Abbildungsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1–1:
Zentrale energiepolitische Ereignisse während des Projektverlaufs .. 40
Abbildung 1–2:
Disziplinäre Ansätze der Entscheidungsfindung .............................. 47
Abbildung 2–1:
Investitionen der deutschen Energiewirtschaft im Stromsektor
1950-2010 ...................................................................................... 54
Abbildung 2–2:
Netzinvestitionen der deutschen Stromversorger 1991-2011.......... 55
Abbildung 2–3:
Systematik der regionalen Beschäftigungseffekte ............................ 58
Abbildung 2–4:
Zentrale Fragen zur Untersuchung von Einflussfaktoren auf
Investitionsentscheidungen im Stromsektor im Rahmen des
Projekts ........................................................................................... 65
Abbildung 2–5:
Untersuchung unternehmensexogener Faktoren im Rahmen des
Projeks ............................................................................................. 66
Abbildung 3–1:
Zentrale Ziele der EU-Energiepolitik................................................. 72
Abbildung 3–2:
Entwicklung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes über
die Bildung von regionalen Teilmärkten ........................................... 78
Abbildung 4–1:
Marktkonzentration am Stromgroßhandelsmarkt (nach HHI) in
den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ........................................... 117
Abbildung 4–2:
Geplanter Ausbau der regenerativen Stromerzeugung
2010-2020 in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten .................... 208
Abbildung 4–3:
Anteile regenerativer Erzeugungsarten am regenerativen Strommix
2010 und 2020 (%) in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ......... 209
Abbildung 7–1:
Übersicht über zentrale Handlungsempfehlungen nach
Handlungsfeldern .......................................................................... 333
9/390
Tabellenverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1–1:
Aktuelle energiepolitische Entwicklung in Deutschland im Zeitraum
der Projektbearbeitung .................................................................... 42
Tabelle 1–2:
Auswahl der Untersuchungsländer im Rahmen der empirischen
Länderanalyse: Zentrale Auswahlkriterien nach
Untersuchungsländern ..................................................................... 49
Tabelle 1–3:
Verteilung der Interviews in Deutschland sowie in den ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten nach Expertengruppen ...................................... 50
Tabelle 1–4:
Übersicht über die Befragungsinhalte der Experteninterviews nach
Themenblöcken ............................................................................... 51
Tabelle 2–1:
Betriebliche Beschäftigungseffekte einzelner EE-Technologien ........ 60
Tabelle 2–2:
Betriebliche Beschäftigungseffekte neuer fossiler Kraftwerke .......... 60
Tabelle 2–3:
Vergleich betrieblicher Beschäftigungseffekte je erzeugter
Strommenge .................................................................................... 61
Tabelle 3-1:
Integrierte EU-Energiepolitik im Bereich Elektrizität ......................... 86
Tabelle 4-1:
Ausmaß der Marktkonzentration (HHI nach
Stromerzeugungskapazität) in den ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten (2007-2008) ................................................... 118
Tabelle 4-2:
Dominierende Stromerzeuger in ausgewählten
Tabelle 4-3:
Eigentümerstruktur der dominierenden Stromerzeuger in den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten .................................................. 121
Tabelle 4-4:
Marktanteile dominierender Stromerzeuger in den ausgewählten
Tabelle 4-5:
Eigentümerstruktur der Übertragungsnetzbetreiber in den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten .................................................. 126
Tabelle 4-6:
Marktstruktur bzgl. Gasimport und Gasproduktion in den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2007-2008) ............................. 128
Tabelle 4-7:
Eigentümerstruktur dominierender Gasunternehmen in den
Wertschöpfungsstufen Gasproduktion /-import und
Gasgroßhandel in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ............... 130
Tabelle 4-8:
Unbundling von Übertragungsnetzbetreibern in den ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten (2009) ............................................................. 132
10/390
Tabellenverzeichnis
Tabelle 4-9:
Unbundling von Verteilnetzbetreibern in den ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten (2009) ............................................................. 133
Tabelle 4-10:
Regulierungsbehörden und Regulierung der Übertragungsnetze in
den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ........................................... 135
Tabelle 4-11:
Zuständige Behörden für die Durchsetzung des europäischen
und des nationalen Kartellrechts in den ausgewählten EUMitgliedstaaten .............................................................................. 137
Tabelle 4-12:
Übersicht über die Rechercheergebnisse in Kapitel 4.1 .................. 142
Tabelle 4–13:
Ausrichtung des zukünftigen Energiemix in den ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten ........................................................................ 205
Tabelle 4–14:
Zentrale energiepolitische Konfliktlinien und ihre Ausgestaltung
in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ....................................... 242
Tabelle 4–15:
Reaktionen von Verbundunternehmen und Stadtwerken auf das
Energiekonzept .............................................................................. 248
Tabelle 4–16:
Überblick über die Experteneinschätzung zur Auswirkungen des
Energiekonzeptes auf Investitionsstrategien von Stromerzeugern . 252
Tabelle 4–17:
11/390
Investitionsstrategien der vier deutschen Verbundunternehmen .... 256
Abkürzungsverzeichnis
ACER
Agency for the Cooperation of Energy Regulators, neue EU-Agentur
für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden
ADEME
Agence nationale de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie,
französische Agentur für Umwelt- und Energiewirtschaft
AEUV
Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union
AP
Arbeitsplatz/Arbeitsplätze
BDEW
Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft
BMWi
Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie
CCS
Carbon Dioxide Capture and Storage, Abtrennung und geologische
Speicherung von CO2 im Prozess der Stromerzeugung
CDA
Christen Democratisch Appèl, christdemokratische Partei in den
Niederlanden
CDM
Clean Development Mechanism, Mechanismus für umweltverträgliche
Entwicklung
CDU
Christlich Demokratischen Union
CEE
Central-East Europe (deutsch: Mittelosteuropa)
CRE
Commission de Régulation de l’Energie, französische Regulierungsbehörde für den Energiemarkt
CSE
Central-South Europe (deutsch: Zentralsüdeuropa)
CSU
Christlich-Soziale Union
CSP
Concentrating Solar Power, deutsch: Solarwärmekraftwerk
CU
ChristenUnie, christdemokratische Partei in den Niederlanden
CWE
Central-West Europe, deutsch: Zentralwesteuropa
D66
Democraten 66, sozialliberale Partei in den Niederlanden
DE
Deutschland
DECC
Department of Energy and Climate Change, britisches Energie- und
Klimaministerium
dena
Deutsche Energie Agentur
DSO
Distribution System Operator, deutsch: Verteilnetzbetreiber (VNB)
EAP
Energieaktionsplan
EDF
Electricité de France
EE
Erneuerbare Energien
EEG
Erneuerbare Energien Gesetz
EGV
Vertrag zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft
EnLAG
Energieleitungsausbaugesetz
ENSG
Electricity Networks Strategy Group, deutsch: Stromnetz Strategiegruppe
12/390
ENTSO-E
European Network of Transmission System Operators for Electricity,
Europäischer Verbund der Übertragungsnetzbetreiber im Bereich
Elektrizität
EnWG
Energiewirtschaftsgesetz
EPR
European Pressurized Water Reactor, deutsch: Europäischer Druckwasserreaktor
ERGEG
European Regulators' Group for Electricity and Gas, Zusammenschluss der europäischen Regulierungsbehörden für Strom und Gas
ETS
Emissions Trading System, deutsch: Europäisches Emmissionshandelssystem
EU
Europäische Union
EUV
Vertrag über die Europäische Union
EVU
Energieversorgungsunternehmen
EW
Energiewirtschaft
FR
Frankreich
GB
Großbritannien
GL
GroenLinks, ökologisch ausgerichtete Partei in den Niederlanden
GuD
Gas- und Dampf (-Krafwerk)
GVU
Gasversorgungsunternehmen
HGÜ
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitung
HHI
Herfindahl-Hirschman-Index
IAEA
International
Atomic
Energy
Agency,
deutsch:
Internationale
Atomenergie-Organisation (IAEO)
IGCC
Integrated Gasification Combined Cycle, deutsch: Kombinierter Gasund-Dampf-Prozess mit integrierter (vorgeschalteter) Brennstoffvergasung
ISO
Independent System Operator
IT
Italien
ITO
Independent Transmission Operator
KDH
Kresťanskodemokratické hnutie, deutsch: Christlich-demokratische
Bewegung.
Konservativ-christliche
Partei
in
der
Slowakischen
Republik
KfW
Kreditanstalt für Wiederaufbau
KKW
Kernkraftwerk
KW
Kraftwerk
KWK
Kraft-Wärme-Kopplung
KWKG
Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz
LPR
Liga Polskich Rodzin, deutsch: Liga Polnischer Familien. Nationalistische, konservative, euroskeptische Partei in Polen
13/390
LS-HZDS
Ľudová strana – Hnutie za demokratické Slovensko, deutsch:
Volkspartei – Bewegung für eine demokratische Slowakei. Konservativ,
rechtspopulistische Partei in der Slowakischen Republik
MOE
Staaten Mittel- und Osteuropas
Most–Híd
Most–Híd az együttműködés pártja – strana spolupráce, deutsch:
Brücke, Partei der Zusammenarbeit. Partei in der Slowakischen
Republik,
welche
die
Interessen
der
inländischen
ungarischen
Minderheit vertritt.
NABEG
Netzausbaubeschleunigungsgesetz
NE
Northern Europe, deutsch: Nordeuropa
NIMBY
Not in my Back Yard, deutsch: Nicht in meinem Garten/Hinterhof. Der
entsprechende deutsche Ausdruck lautet Sankt-Florians-Prinzip
NL
Niederlande
NorNed
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitung zwischen Norwegen und den Niederlanden
OVG
Oberverwaltungsgericht
PACA
Regionen Provence-Alpes-Côte D’Azur in Frankreich
PGE
Polska Grupa Energetyczna
PiS
Prawo i Sprawiedliwosc, deutsch: Recht und Gerechtigkeit. Konservativ, christlich-demokratische Partei in Polen
PL
Polen
PO
Platforma Obywatelska, deutsch: Bürgerplattform. Wirtschaftspolitisch liberale, gesellschaftspolitisch konservative Partein in Polen
PPI
La programmation pluriannuelle des investissements de production
électrique, französische Langfristplanung für den Elektrizitätssektor
PS
Parti
Socialiste,
sozialdemokratische
bzw.
demokratisch-
sozialisitische Partei Frankreichs
PSL
Polskie Stronnictwo Ludowe, Bauernpartei in Polen
PV
Photovoltaik
PvdA
Partij van de Arbeid, sozialdemokratische Partei in den Niederlanden
PvdD
Partij voor de Dieren, am Tierschutz ausgerichtete Partein in den
Niederlanden
PVV
Partij voor de Vrijheid, rechtspopulistische Partei in den Niederlanden
RL
Richtlinie
ROAD
Rotterdam Afvang en Opslag Demonstratieproject
RTE
Réseau de Transport d’Electricité
Samoobrona
Samoobrona Rzeczpospolitej Polskiej, deutsch: Selbstverteidigung
der Republik Polen. Wirtschaftspolitisch linke, gesellschaftspolitisch
katholisch-konservative Partei in Polen
SaS
Sloboda a Solidarita, deutsch: Freiheit und Solidarität. Rechts-liberale
Partei in der Slowakischen Republik
14/390
SDE
Stimuleringsregeling duurzame energieproductie, niederländisches
Feed-in Prämienmodell zur Förderung EE
SDKÚ-DS
Slovenská demokratická a kresťanská únia – Demokratická strana,
deutsch:
Slowakische
Demokratische
und
Christliche
Union
–
Demokratische Partei. Liberal-konservative Partei in der Slowakischen
Republik
SGP
Staatkundig Gereformeerde Partij, evangelisch-reformierte Partei in
den Niederlanden
SK
Slowakische Republik
SMER
SMER-sociálna demokracia, deutsch: Richtung – Sozialdemokratie.
Sozial-demokratische Partei in der Slowakischen Republik
SNS
Slovenská národná strana, deutsch: Slowakische Nationalpartei.
National-Konservative Partei in der Slowakischen Republik
SP
Socialistische Partij, sozialistische Partei in den Niederlanden
SPD
Sozialdemokratische Partei Deutschland
TEN
Transeuropäische Netze
TEN-E
Transeuropäische Energienetze
TSO
Transmission System Operator, deutsch: Übertragungsnetzbetreiber
(ÜNB)
UKCS
UK Continental Shelf
UKTI
UK Trade & Investment
UMP
Union pour un mouvement populaire, konservativ-liberale Partei
Frankreichs
ÜNB
Übertragungsnetzbetreiber
URE
Urząd Regulacij Energetyki, polnische Regulierungsbehörde für die
Energiemärkte
VKU
Verband kommunaler Unternehmen
VNB
Verteilnetzbetreiber
VVD
Volkspartij voor Vrijheid en Democratie, rechtsliberale Partei in den
Niederlanden
WEA
15/390
Windenergieanlage(n)
Zusammenfassung
Zusammenfassung
Aufgabe
Die Stromversorgung in Europa befindet sich im Umbruch, insbesondere durch den
Ausbau- und Ersatzbedarf von Stromerzeugungsanlagen, aber auch durch die Zielvorgaben der Europäischen Union zum Ausbau der regenerativen Stromerzeugung in
den europäischen Mitgliedstaaten. Dieser Umbruch findet in einem europaweit liberalisierten Markt statt, in dem Investitionsentscheidungen von Unternehmen vorrangig
unter wirtschaftlichen Aspekten getroffen werden, aber natürlich auch starke Auswirkungen auf die nationale Sicherheit der Stromversorgung, auf die Strompreise und
auf die regionale Beschäftigungssituation an den bisherigen sowie an den neuen
Kraftwerksstandorten haben.
In diesem Zusammenhang machen sich nicht nur Gewerkschaften Gedanken darüber,
ob die in Deutschland und darüber hinaus in Europa existierenden Investitionsbedingungen einen positiven oder eher einen negativen Einfluss auf die Entwicklung
der Beschäftigung in der deutschen Stromwirtschaft haben. Daraus entstand die
zentrale Forschungsfrage für diese Untersuchung:
Wie können gute Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für InvestitionsInvestitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten in Deutschland
geschaf
geschaffen werden?
Zielsetzung des Projektes ist es, durch die Untersuchung dieser Fragestellung Handlungsempfehlungen in Bezug auf die deutsche Energiepolitik und die deutsche
Energiewirtschaft1 zu entwickeln.
Vorgehen
Der
Forschungsansatz
der
Untersuchung
besteht
aus
einer
Kombination
der
empirischen Länderanalyse mit einem politisch-normativen Forschungsansatz. Die
Analyse von Investitionsentscheidungen wird überwiegend auf der Makroebene
erfolgen, da eine umfassende Untersuchung der Mikroebene u.a. aufgrund der
Vertraulichkeit der zu ermittelnden Daten nicht umsetzbar wäre.
1
Zur „Energiewirtschaft“ werden in dieser Studie neben den Energieunternehmen, die als Erzeuger,
Transporteur, Verteiler oder Lieferant von Strom zur „herkömmlichen“ Energiewirtschaft gehören, auch
die Stromerzeuger und –händler gezählt, die Strom aus erneuerbaren Energien erzeugen und vertreiben
(hauptberuflich
oder
nebenberuflich),
sowie
die
nach
der
Liberalisierung
als
reine
Dienstleistungsunternehmen entstandenen Stromhandelsunternehmen. Unternehmen, die technische
Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren oder fossilen Energien herstellen oder installieren,
werden hier dagegen nicht zur Energiewirtschaft gezählt.
17/390
Zusammenfassung
Die empirische Länderanalyse wurde für Deutschland, Frankreich, Großbritannien, die
Niederlande, Polen und die Slowakische Republik durchgeführt. Die hier gewonnenen
Ergebnisse werden durch leitfadengestützte Experteninterviews vertieft, die eine
ergänzende (anonymisierte) Betrachtung von Investitionsentscheidungen auf der
Mikroebene ermöglicht. Im Rahmen der Interviews werden im Schwerpunkt die
Entscheidungskriterien für Investitionen in der Stromerzeugung auf der Mikroebene
abgefragt.
Zusätzlich
dazu
werden
in
den
Experteninterviews auch
mögliche
Systemkonflikte zwischen dem Ausbau Erneuerbarer Energien und Investitionen in
Grundlastkraftwerke sowie Aspekte der öffentlichen Akzeptanz von Erzeugungs- und
Infrastrukturinvestitionen beleuchtet.
Insgesamt wurden 22 Experteninterviews durchgeführt; zum einen mit Konzernvertretern, Arbeitnehmervertretern und Stakeholdern ( politische und kommunale
Entscheidungsträger, Umweltverbände, Mediatoren), zum anderen mit Experten aus
Wissenschaft, Verbänden und Gewerkschaften.2
Ergebnisse der Untersuchung
Auswirkungen der EUEU-rechtlichen Rahmenbedingungen zur zukünftigen StromStromStromversorgung in Europa auf die Investitionsbedingungen für die deutsche Strom
erzeugung
Die europäische Energiepolitik bildet einen sehr komplexen Rahmen, in dem sich das
Investitionsverhalten der Energiewirtschaft abspielt. Dieser Rahmen wird von den
nationalen Energie- und Klimaschutzpolitiken ausgefüllt und betrifft erst in dieser
Konkretisierung die einzelnen Unternehmen. Da die Umsetzung EU-politischer
Vorgaben recht viel Zeit braucht, gehen die Bearbeiter - wie die befragten Experten für den Zeitraum bis 2020 („mittelfristig“) davon aus, dass sich an den konkreten
Standortbedingungen in Deutschland – in Relation zu den konkurrierenden Standorten
in den anderen EU-Mitgliedstaaten – nicht viel ändern wird und der Stromerzeugungsstandort Deutschland seine aktuell gute Position halten kann. Die Erfahrung der letzten
zehn Jahre hat gezeigt, dass in Deutschland, wie in den anderen Mitgliedstaaten, die
nationale Politik vorrangig die heimischen EVU und die heimischen Arbeitsplätze
schützt und nachrangig die EU-Vorgaben zur Energie- und Klimaschutzpolitik umsetzt.
Deswegen wird das Risiko, dass sich in Deutschland aufgrund EU-politischer Vorgaben
das Investitionsklima im Bereich der Stromerzeugung spürbar verschlechtert, mittelfristig als gering eingeschätzt. Langfristig, d.h. im Zeitraum 2020 bis 2050, wird
dieses Risiko vermutlich höher sein, aber es ist derzeit nicht genau einschätzbar. Die
2
Es wurden Interviews mit Expertinnen und Experten durchgeführt. Um die Lesbarkeit zu erleichtern, wird
hier und bei allen anderen personenbezogenen Aussagen nur die männliche Form verwendet. Gemeint
sind immer alle betroffenen Personen unabhängig von ihrem Geschlecht.
18/390
Zusammenfassung
mangelnde Einschätzbarkeit des langfristigen Investitionsklimas hat ihre Ursache in
einer weit verbreiteten Unsicherheit bezüglich der technischen, politischen und
wirtschaftlichen
Entwicklung
sowie
der
zukünftigen
öffentlichen
Akzeptanz
insbesondere beim Leitungsbau und gegenüber der CCS-Technologie.
Gleichzeitig ist das langfristige Risiko aber politisch gestaltbar: Wahlen, Lobbyarbeit
oder Verträge zwischen Industrie und Energiewirtschaft sind hier beispielhaft als
Gestaltungselemente zu nennen.
StandLändervergleich: Auswirkungen ausländischer Investitionsbedingungen auf den Stand
ortwettbewerb im Bereich der Stromerzeugung
Die energiewirtschaftliche Einschätzung, dass ein Ausbau des europäischen Verbundnetzes für eine in Zukunft stärker auf EE basierende Stromversorgung notwendig ist
und deshalb geeignete EU-Instrumente zur Förderung der Finanzierung und zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren angewendet werden sollten, wird von den
Autoren der Studie und von den meisten der interviewten Experten geteilt. Allerdings
kommen aus der Praxis der Experten doch erhebliche Zweifel an einer raschen Umsetzung und zielgerichteten Wirksamkeit der EU-politischen Instrumente. Individuelle
Erfahrungen, dass nationalstaatlich orientierte Politik und wirtschaftliche Interessen
großer Unternehmen „vernünftige“ Maßnahmen verhindern oder verzögern, führen zu
einer skeptischen Grundhaltung gegenüber der EU-Energiepolitik.
Nach Einschätzung der Autoren der Studie ergibt sich daraus eine Situation, in der die
hier diskutierten Maßnahmen der EU-Energiepolitik mit dem Fokus „Versorgungssicherheit“ keine spürbaren Auswirkungen auf das Investitionsklima im deutschen
Sektor Stromerzeugung haben: Mittelfristig werden daraus keine echten Investitionsanreize entstehen. Gleichzeitig ist allerdings in der Praxis festzustellen, dass in
Deutschland derzeit eine beachtliche Zahl von Kraftwerken und EE-Anlagen gebaut
oder geplant werden. Von den Bauherren werden das vorhandene Übertragungsnetz
und seine voraussichtliche Weiterentwicklung anscheinend als „ausreichend“ oder
zumindest nicht als Hinderungsgrund für ihre Investitionen angesehen. Dort, wo
Investitionsvorhaben der Stromerzeugung in Frage gestellt oder sogar gestoppt
werden, werden von den Investoren vorrangig andere Gründe genannt als eine unzureichende Entwicklung des gesamteuropäischen Übertragungsnetzes.
Das Zwischenfazit zu den Maßnahmen, die auf EU-Ebene den Wettbewerb zwischen
den Stromerzeugern und den Stromversorgern fördern sollen, fällt ähnlich aus wie das
Zwischenfazit zur „Versorgungssicherheit“. Die Stärkung des Wettbewerbs und die
einzelnen Maßnahmen werden von der Mehrzahl der Experten für sinnvoll gehalten,
jedoch glauben die Befragten nicht an eine Umsetzung innerhalb der nächsten Jahre.
Kritische Stimmen kommen zudem aus der Gruppe der Arbeitnehmervertreter und
Gewerkschaften, für die der Schutz der Arbeitsplätze in der deutschen Stromerzeu-
19/390
Zusammenfassung
gungsbranche Vorrang vor einer Verwirklichung des EU-weiten Wettbewerbs hat. Eine
differenzierte Darstellung für die drei betrachteten Handlungsfelder liefert das
folgende Zwischenergebnis:
-
Die Experten erwarten, dass sich der grenzüberschreitende Stromhandel nur in
dem Maße ausweiten kann, wie dadurch nationale Beschäftigungschancen
entstehen oder zumindest nicht eingeschränkt werden. Die Politik der
einzelnen Mitgliedstaaten wird den Wettbewerb zwischen Stromerzeugungsstandorten beschränken, wenn im eigenen Land Arbeitsplätze bedroht sind.
-
Von einem zunehmenden Stromaustausch mit Mittel- und Osteuropa werden
keine spürbaren Auswirkungen auf Entscheidungen über Investitionsvorhaben
in Deutschland erwartet.
-
Bezüglich einer Harmonisierung der Regulierung der Netznutzung und einer
Förderung des internationalen Netzausbaus gibt es kein Vertrauen in eine
umsetzungsstarke EU-Politik. „Die politische Steuerung und Regulierung der
Strommärkte wird weiterhin nationalstaatlich dominiert bleiben.“
Aus Sicht der Autoren dieser Studie sind aus den europäischen Anstrengungen zur
Förderung des Wettbewerbs auf den Strommärkten keine gravierenden Auswirkungen
auf den Standortwettbewerb der Stromerzeugung zu erwarten. Eine massive Verlagerung von Erzeugungskapazitäten zwischen den Mitgliedstaaten können sich die
befragten Experten nicht vorstellen. Allerdings sehen die befragten Experten im
Einzelfall doch regionale Standortkonkurrenzen, z.B. zwischen dem Norden der Niederlande und Norddeutschland oder zwischen Standorten diesseits und jenseits der
deutschen Grenze zu MOE-Ländern. Wenn zukünftig in diesen Regionen leistungsfähige(re) Übertragungsleitungen zwischen den benachbarten Ländern bestehen,
könnten Investitionsentscheidungen aus Sicht der Experten fallweise zu Lasten der
deutschen Kraftwerksstandorte getroffen werden.
Zusammenfassend zeigt der Ländervergleich unterschiedliche energiewirtschaftliche
Strategien im Hinblick auf die zukünftige Nutzung von Kernenergie, das regenerative
Ausbauvolumen, die Diversität des zukünftigen regenerativen Strommix und den
Ausbau bzw. die zukünftige Nutzung von Speichertechnologien. Im Hinblick auf die
zukünftige Stromerzeugung aus fossilen Kraftwerken, den Ausbau der Verbundkapazitäten sowie der inländischen Übertragungs- und Verteilnetze zeigt der Vergleich
der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten demgegenüber eine starke Konformität der
bestehenden Probleme und eine starke Synchronität der verfolgten energiewirtschaftlichen Strategien. Hier variieren vielmehr das Tempo der Strategieumsetzung
sowie geografische und finanzielle Handlungsoptionen der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten.
20/390
Zusammenfassung
Ob sich die energiewirtschaftlichen Strategien zukünftig weiter auseinander entwickeln
werden, hängt stark davon ab, wie konsequent die jeweilige Erzeugungsstrategie von
der bestehenden Regierung und von Folgeregierungen fortgeführt wird. Regierungswechsel führen nicht nur in Deutschland, sondern aktuell auch in den Niederlanden
und
Großbritannien
zu
einer
veränderten
Ausrichtung
energiewirtschaftlicher
(Erzeugungs-)Strategien und in Folge auch zu einer Veränderung von Investitionsbedingungen. Während diese Veränderungen zwar stabilen Investitionsbedingungen
entgegenwirken, sind sie dennoch für die Akteure aus der Energiewirtschaft in einem
bestimmten Rahmen abschätzbar bzw. vorhersehbar. Gleichzeitig können aktuelle
weltpolitische Ereignisse, wie die Atomkatastrophe in Japan, zu „unvorhersehbaren“ abrupteren Veränderungen energiewirtschaftlicher Strategien führen. Insgesamt
sind energiewirtschaftliche Strategien in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten daher
zwar auf eine mittelfristige Perspektive ausgerichtet. Gültigkeit besitzen sie jedoch
immer nur in kurzfristiger Perspektive, die von Legislaturperiode zu Legislaturperiode
und von einem weltpolitischen Ereignis zum nächsten quasi „verlängert“ wird.
Investitionsstrategien
egien in der
Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrat
Energiewirtschaft
Öffentliche Proteste gegen den Ausbau von Stromerzeugungsanlagen sind nicht nur in
Deutschland anzutreffen, sondern auch in den anderen ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. In allen Ländern gibt es trotz hoher öffentlicher Akzeptanz gegenüber dem
Ausbau Erneuerbarer Energien Proteste auf lokaler Ebene gegenüber dem Aus- bzw.
Neubau von Onshore-WEA und in Teilen auch gegenüber dem (geplanten) Ausbau von
Offshore-WEA. Die Proteste richten sich zumeist auf das Argument der Landschaftszerstörung. Daneben werden Lärm, Avifauna, Stadtplanung, Zivilluftfahrt oder Störung
der Radarsysteme als Gründe für die Ablehnung von WEA aufgeführt. Auch gegen den
Neubau fossiler Kraftwerke, zumeist Kohlekraftwerke, wurden öffentliche Proteste in
allen untersuchten Ländern außer in Frankreich ermittelt. Im Bereich der Kernenergienutzung erscheint die öffentliche Akzeptanz in Deutschland im Vergleich der untersuchten Länder am geringsten ausgeprägt. In den Niederlanden gab es in der Vergangenheit immer wieder Protestaktionen durch Greenpeace gegen die Nutzung der
Kernenergie. In Großbritannien ist die Anti-Atom-Bewegung durchaus medial wahrnehmbar, hat aber längst nicht die gesellschaftliche Relevanz und Breite wie etwa in
Deutschland. In Frankreich scheint es vergleichsweise wenig Kritik an der Kernenergienutzung zu geben. In Polen gab es in der Vergangenheit Widerstände gegen den
Einstieg in die Kernenergienutzung. Für den aktuell geplanten Bau von Kernkraftwerken ist ein Referendum im Gespräch. In der Slowakischen Republik findet die
Stromerzeugung aus Kernkraftwerken gemäß Presseberichten eine breite öffentliche
Unterstützung.
21/390
Zusammenfassung
Die
Auswertung
der
Experteninterviews
erbrachte
große
Unterschiede
in
der
Einschätzung der öffentlichen Akzeptanz der verschiedenen energiewirtschaftlichen
Investitionsbereiche in Deutschland:
-
Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau fossiler Kraftwerke ist nur
schwach.
-
Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von EE-Anlagen war bisher
gut, könnte sich aber mittelfristig abschwächen.
-
Die CCS-Technologie hat derzeit mit großen Akzeptanzproblemen zu kämpfen
und es erscheint eher unwahrscheinlich, dass sich dieses in Zukunft ändert.
-
Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neu- bzw. Ausbau des Hochspannungsnetzes ist ebenfalls mangelhaft.
Das hat direkte Auswirkungen auf das Investitionsklima in der deutschen Energiewirtschaft. Im Bereich der fossilen Kraftwerke wurden in den letzten Jahren etliche
Neubauvorhaben gestoppt und das Investitionsniveau liegt eindeutig unter dem, was
bei allgemeiner öffentlicher Akzeptanz in diesem Sektor möglich wäre. Im Bereich der
erneuerbaren Stromerzeugung gibt es zwar einzelne öffentliche Konflikte, insgesamt
liegt das Investitionsniveau aber weit über dem der meisten anderen europäischen
Länder. Die Akzeptanzprobleme der neuen fossilen Kraftwerke werden dadurch
verschärft, dass Energiewirtschaft und Politik versuchen, den CO2-Ausstoß durch CCS
zu verringern, Teile der Bevölkerung dieser Technologie aber misstrauen, weil sie
Angst vor Leckagen bei Speicherung und Transport haben. Ohne CCS ist die geplante
Klimaneutralität dieser Kraftwerke nicht zu erreichen und es stellt sich die Frage, ob
fossile Kraftwerke, insbesondere Braunkohlekraftwerke, in Deutschland überhaupt
noch gebaut werden können. Letztendlich wird hier ein wesentlicher Pfeiler der
europäischen und der deutschen Klimaschutzpolitik in Frage gestellt. Da ist es ein
schwacher Trost, dass CCS auch in anderen EU-Staaten eher auf Ablehnung trifft. Von
zentraler Bedeutung für die Investitionen in die Offshore-Windenergienutzung ist die
mangelnde Akzeptanz des Hochspannungsnetzausbaus. Auch hier könnten MilliardenInvestitionen blockiert werden, wenn es innerhalb der nächsten Jahre zu keiner Lösung
kommt, wobei auch der Neubau fossiler Kraftwerke in Norddeutschland mit betroffen
wäre.
Der Mangel an öffentlicher Akzeptanz ist mit verantwortlich für ein insgesamt reduziertes Investitionsniveau in Deutschland. Da gleichzeitig deutsche Unternehmen,
insbesondere die großen vier Energiekonzerne, auch in anderen EU-Mitgliedstaaten
investieren, stellt sich die Frage, ob es zu Verlagerungen von Investitionen gekommen
ist und in Zukunft kommen wird. Diese Frage kann allerdings auf der Basis unserer
Erhebungen nicht beantwortet werden. In der globalen Wirtschaft ist das Kapital sehr
flexibel und nicht standorttreu. Investitionschancen werden genutzt, wo sie sich bieten.
22/390
Zusammenfassung
Wären die Investitionschancen in Deutschland besser gewesen, hätten die großen
Konzerne vielleicht in Deutschland und genauso viel im Ausland investiert.
Auf die Frage nach den Trends bezüglich der öffentlichen Akzeptanz von Kraftwerksund Netzinvestitionen sehen die Experten für die Zeit bis 2020 keine spürbare
Veränderung. Erst langfristig, d.h. nach 2020, wird ein Umdenken der Bevölkerung
erwartet, bedingt durch sinkende Versorgungssicherheit und höhere Strompreise. Es
wird sich zeigen, ob es sich die Politik in Deutschland erlauben kann, auf diesen Effekt
zu warten. Angesichts des nach Fukushima dringlicheren Ausbaus der Erneuerbaren
Energien – und vielleicht auch der fossilen Stromerzeugung – sowie unter Berücksichtigung der Lehren aus „Stuttgart 21“ könnte es aber auch zu einem Umdenken
kommen. Am Ende könnte ein ganz neues Planungs- und Genehmigungsverfahren für
große Energie- und Infrastrukturprojekte stehen, in dem die betroffenen Bürger von
Anfang an intensiver einbezogen werden. Das könnte zu einer dauerhaften Verbesserung des Investitionsklimas und zu einem Abbau des Investitionsstaus im Bereich der
Energiewirtschaft führen.
Auswirkungen energiewirtschaftlicher Unternehmensstrategien
Die Analyse von Investitionsstrategien und die Auswertung der Expertenbefragung
verdeutlicht: Für den Übergang zu einem klimaschonenden Energieerzeugungsmix
sind aus Sicht der Energiewirtschaft zum einen investitionsfreundliche, langfristig
stabile politische und rechtliche Rahmenbedingungen und zum anderen die gesellschaftliche Akzeptanz aller „ökonomisch und ökologisch sinnvollen Technologien“ notwendig. Von der deutschen Politik wird in diesen Bereichen daher ein
größeres Engagement für mehr Investitionssicherheit gefordert.
Das Energiekonzept der Bundesregierung vom September 2010 hat demgegenüber aus
Sicht der Energiewirtschaft einen starken negativen Einfluss auf das Investitionsklima
in der Energiewirtschaft, weil es aufgrund einer fehlenden langfristigen und schlüssigen Perspektive zur zukünftigen Erzeugungsstruktur die Investoren erheblich
verunsichert. Insbesondere für die konventionelle Stromerzeugung aus Kohle und Gas
verschlechtern sich die Investitionsbedingungen, weil das Energiekonzept diesem
Bereich eine abnehmende Bedeutung zumisst. „Eingeklemmt“ zwischen stark wachsender EE-Stromerzeugung, einem Rückgang der Stromnachfrage aufgrund von Effizienzgewinnen und den länger produzierenden Kernkraftwerken wird es keinen Ersatz
aller derzeit existierenden fossilen Kraftwerke geben. Außerdem wird es aufgrund
sinkender Volllaststunden zunehmend schwieriger werden, die Wirtschaftlichkeit neu
zu bauender fossiler Kraftwerke über 20-40 Jahre sicherzustellen. Ob die von der
Regierung verkündete Laufzeitverlängerung eine sichere Basis darstellt, auf der die
KKW-Betreiber millionenschwere Investitionen in zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen
und in die technische Absicherung längerer Nutzungszeiten vornehmen wollen, war
23/390
Zusammenfassung
auch schon vor der KKW-Katastrophe in Japan3 im März 2011 unsicher. Die Verfassungsgerichtsklage der Oppositionsparteien und der fehlende grundsätzliche Konsens
in der Kernenergiepolitik verdeutlichen das Risiko der Ungültigkeit/Rücknahme der
Laufzeitverlängerung, mit dem die KKW-Betreiber leben müssen. Jede Bundestagswahl,
vielleicht sogar eine Reihe von Landtagswahlen oder eine Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts können die energiepolitischen Verhältnisse in Deutschland und die
erwartete Restlaufzeit der Kernkraftwerke ändern. Ein Ausdruck der fehlenden langfristig sicheren Perspektive der Energiewirtschaft findet sich in den – teilweise schon
vollzogenen – Plänen zur Verlagerung von Investitionen ins europäische Ausland. Diese
Option wird mittlerweile nicht nur von den internationalen Energiekonzernen, sondern
auch von Regionalversorgern erwogen, und wird in Zukunft an Bedeutung gewinnen.
Gleichzeitig erwarten die befragten Experten von dem regierungsseitig geplanten
Förderprogramm für den Neubau hocheffizienter und CCS-fähiger fossiler Kraftwerke
für kleine Unternehmen mit einem Marktanteil unter 5 % keine positive Wirkung.
Zusätzlich fühlen sich etliche spezielle Investorengruppen ganz konkret benachteiligt:
-
Stadtwerke und Regionalversorger fühlen sich durch die Verlängerung der
KKW-Laufzeiten im Wettbewerb schlechter gestellt,
-
potenzielle Investoren für fossile Kraftwerke sehen deren Gewicht im
Energiemix schwinden,
-
potenzielle Investoren für EE-Anlagen sind verunsichert: Bringt die nächste
EEG-Novelle weitere Verschlechterungen ihrer Investitionsbedingungen?
„Gewinner“ des Energiekonzepts sind die Erzeuger von Effizienztechnologien, die
Netzbetreiber sowie die Forscher, Produzenten und Betreiber im Bereich Energiespeicher. Ihre Investitionsbedingungen haben sich durch das Energiekonzept massiv
verbessert. Ob sich die KKW-Betreiber auch zu den Gewinnern zählen können, war
selbst vor der KKW-Katastrophe in Japan noch nicht entschieden, weil aufgrund der
anhängigen Verfassungsklage und einer instabilen politischen Lage mit fehlendem,
parteiübergreifenden Kernenergie-Konsens die dauerhafte Gültigkeit der Laufzeitverlängerung nicht als gesichert angesehen werden konnte. Nach der Katastrophe von
Fukushima gilt die Verunsicherung erst recht. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass
3
Während dieser Text geschrieben wird, herrscht in Japan und weltweit Unsicherheit über den Ausgang
der KKW-Katastrophe von Fukushima. Die Bundesregierung hat ein dreimonatiges Moratorium für die
Laufzeitverlängerung ausgerufen, über dessen rechtliche Wirksamkeit gestritten wird. Es könnte in
Deutschland und darüber hinaus in ganz Europa zu einer grundlegenden Umorientierung der
Energiepolitik und damit zu einer massiven Veränderung der Investitionsbedingungen der Stromerzeugung kommen. Angesichts des nahen Abgabetermins für die Studie können diese aktuellen
Entwicklungen leider nicht mehr berücksichtigt werden.
24/390
Zusammenfassung
das Energiekonzept zu einer Auseinanderentwicklung energiewirtschaftlicher Strategien zwischen Regierung und Energiewirtschaft in Deutschland geführt hat.
Auf europäischer Ebene zeigt sich aus Sicht der Bearbeiter der Studie eine geringere
Divergenz der Strategien von Politik und Energiewirtschaft. Das Ziel, eine nachhaltige,
kohlenstoffarme Wirtschaft mit wettbewerbsfähigen Preisen zu erreichen, wird im
Grundsatz von europäischer Politik und Energiewirtschaft geteilt. Es besteht auch eine
hohe Übereinstimmung zwischen EU-Kommission und Energiewirtschaft im Hinblick
auf die Ziele, die Energiepolitik innerhalb der EU stärker zu koordinieren, Rahmenbedingungen für die Stromerzeugung auch über die EU-Grenzen hinweg stärker zu
harmonisieren und die bestehende europäische Gesetzgebung auf nationalstaatlicher
Ebene vollständig zu implementieren. Starke Divergenzen zeigen sich demgegenüber
im Hinblick auf die Ausgestaltung der nationalen Fiskalpolitik.
Die Analyse der Investitionsstrategien von Verbundunternehmen und größeren
Stadtwerken bzw. Regionalversorgern zeigt, dass in den kommenden Jahren bis
Jahrzehnten
Erneuerbarer
einerseits
mit
EnergieProjekte
einer
zu
Verlagerung
rechnen
ist
von
und
Investitionen
andererseits
in
Richtung
eine
stärkere
Ausrichtung der Investitionsstrategien auf den europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt
zu erwarten ist. In Bezug auf die Marktausdehnung gehen die Bearbeiter der Studie
jedoch davon aus, dass Regionalversorger und größere Stadtwerke ihre Investitionen in
konventionelle und regenerative Erzeugungsanlagen auch zukünftig überwiegend
regional ausrichten werden. Die deutschen Verbundunternehmen verfolgen bereits
aktuell eine europäisch ausgerichtete Investitionsstrategie, sowohl im fossilen wie im
EE-Bereich, und treffen Ihre Investitionsentscheidungen im Vergleich der Investitionsbedingungen europäischer Erzeugungs- und Absatzmärkte. Dieser Trend wird sich in
Zukunft weiter verstärken. Im fossilen Erzeugungssegment wird eine verstärkte
Investitionstätigkeit in den sogenannten „Wachstumsmärkten“ in MOE und der Türkei
erwartet. Im Bereich der regenerativen Erzeugung wird aus Sicht der Autoren der Studie
in den kommenden Jahren ein Investitionsschub in Offshore-Windenergieanlagen und
Solarkraftwerke in Mittel- und Südeuropa sowie in Bioenergien in Mittel- und
Osteuropa vermutet. Für Stadtwerke und Regionalversorger liegt dagegen ein wichtiger
Investitionspfad in der Ausschöpfung lokaler EE-Projekte und Effizienzpotenziale im
Inland. Eine hohe Relevanz wird hier durch die Umsetzung regionaler Energie- und
Klimaschutzstrategien und dem Streben der Kommunen nach mehr Autonomie und
Gestaltungsmöglichkeit
gesehen.
Gleichzeitig
suchen
Regionalversorger
und
Stadtwerke aber auch vermehrt nach Investitionschancen im europäischen Umfeld. Hier
werden Partnerschaften aufgebaut, um mit gebündelter Expertise die Förderregime im
Ausland bewerten zu können und Investitionskosten und Risiken gemeinsam zu tragen.
Schwerpunkte werden aktuell vor allem in der Bioenergie und der OnshoreWindenergie gesehen. Eine Auseinanderentwicklung energiewirtschaftlicher Strategien
zwischen Verbundunternehmen und größeren Stadtwerken bzw. Regionalversorgern
25/390
Zusammenfassung
zeigt
sich
somit
insbesondere
Investitionstätigkeit
und
im
das
Hinblick
auf
die
Marktausdehnung
Investitionsinteresse
an
der
verschiedenen
Stromerzeugungstechnologien im Bereich Erneuerbarer Energien.
Attraktivität von ausgewählten Län
Ländern
dern als Investitionsstandort für Stromerzeugung im
Vergleich zu Deutschland
Deutschland
In Deutschland gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft mehrere
bedeutende Divergenzen. Das ist Ausdruck eines fehlenden gesellschaftspolitischen
Konsenses hinsichtlich der zukünftigen Ausrichtung der Energiepolitik und auch eines
fehlenden energiepolitischen Konsenses zwischen den staatstragenden Parteien. Die
bestehenden Konfliktlinien und die vielfach fehlende öffentliche Akzeptanz für
geplante energiewirtschaftliche Investitionen sind mitverantwortlich für die mangelnde
Attraktivität von Deutschland als Standort für Erzeugungsinvestitionen. Zudem gibt es
bei den nationalen energiepolitischen Zielen noch große Defizite im Bereich der
Erneuerung des Kraftwerksparks, des Ausbaus der Offshore-Windenergie und des Ausund Umbaus der Stromübertragungs- und Verteilungsnetze. Gleichzeitig bestehen in
Deutschland aber stabile wettbewerbspolitische und regulatorische Rahmenbedingungen und eine gute Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. Es
erscheint deshalb möglich, durch einen überparteilichen energiepolitischen Konsens
die Rahmenbedingungen grundlegend und dauerhaft zu verbessern.
Die öffentliche Akzeptanz gegenüber Erzeugungs- und Infrastrukturprojekten ist nach
Einschätzung der befragten Experten in Deutschland gering, wahrscheinlich sogar
niedriger als „irgendwo sonst“ in Europa. Insbesondere lokale Bürgerinitiativen und ein
starkes Eigenwohlinteresse, die sich in NIMBY-Proteste insbesondere gegenüber
fossilen Kraftwerksprojekten, dem Bau von WEA oder Netzausbauvorhaben ausdrücken,
stellen
ein
größeres
Problem
für
die
Attraktivität
des
Erzeugungsstandortes
Deutschland dar.
Aufgrund der bestehenden energiepolitischen Konfliktlinien werden in Deutschland
zukünftige Regierungswechsel mit hoher Wahrscheinlichkeit immer wieder zu einem
Umschwenken oder zumindest zu einer Anpassung energiepolitischer Strategien
führen. Dem aktuellen Energiekonzept kann somit nur eine kurzfristige Gültigkeit
innerhalb der aktuellen Legislaturperiode zugeschrieben werden.
Die Bundesregierung muss daher zunächst in Deutschland einen dauerhaften
Energiekonsens schaffen, bevor sie auf europäischer Bühne nach Verbündeten für eine
aus deutscher Sicht vernünftige europäische Energiepolitik suchen kann. Hierbei ist
erforderlich:
-
erstens die Entwicklung eines integrierten Gesamtkonzeptes, welches mit
konkreten Zeit- und Maßnahmenplänen hinterlegt wird,
26/390
Zusammenfassung
-
zweitens die Verbesserung energiewirtschaftlicher Investitionsbedingungen, um
den Anschluss an die europäische Spitze nicht zu verlieren bzw. sich im
Wettbewerb gegenüber den Wachstumsmärkten in MOE behaupten zu können,
und
-
drittens die Ausarbeitung eines energiewirtschaftlichen Alleinstellungsprofils im
europäischen Kontext.
Dabei
könnten
sich
„energiewirtschaftlichen
im
Hinblick
auf
eine
Systemausgestaltung“
europäische
zwischen
den
Profilierung
der
Niederlanden
und
Deutschland mittelfristig Konkurrenzen um eine Spitzenposition im Bereich dezentraler
Erzeugung in Kombination mit Smart Grids und leistungsfähigen, dezentralen
Speicher- und Regelungslösungen ergeben.
In Frankreich gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden
Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen Rahmen, allerdings
liegt
dieser
Ausbau
nicht
im
Interesse
des
dominierenden
(staatlichen)
Energieunternehmens und damit auch der Regierung. Die Einbindung in den regionalen
europäischen Energiemarkt ist sehr gut, weil Frankreich stark vom Stromexport
profitiert. Wegen der starken Dominanz der Kernenergie, die nur von der EDF betrieben
wird, sind die Chancen ausländischer Unternehmen für Investitionen in die französische Stromerzeugung gering. Da es auch zwischen Regierung und Opposition im
Hinblick auf die Energiepolitik keine nennenswerten Konfliktlinien gibt, ist in
Frankreich eine stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. Für
Investoren aus Deutschland ist Frankreich kein attraktiver Standort für Investitionen in
konventionelle Stromerzeugungsanlagen. Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung können interessante Rahmenbedingungen für Investitionen in Frankreich jedoch
dazu führen, dass Investitionskapital dort gebunden wird und nicht für Investitionen
im Erzeugungsstandort Deutschland zur Verfügung steht. Aufgrund der regionalen
Marktkopplung in CWE und der expansiven Stromexportpolitik Frankreichs werden die
Rahmenbedingungen für Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU, und die damit
verbundenen quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, tendenziell stark
durch die französische Kapazitätspolitik beeinflusst. Bezüglich industrieller Beschäftigungschancen tritt Frankreich demgegenüber nicht als ernst zu nehmender Konkurrent
für den Standort Deutschland an.
In Großbritannien gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine
bedeutenden Divergenzen, auch wenn der Kompromiss der neuen Regierung, einen
KKW-Neubau ohne staatliche Förderung zu realisieren, für Investoren eine markante
Änderung der energiepolitischen Rahmenbedingungen darstellt und sich Konflikte
zwischen dem Ausbau der Kernenergie und Erneuerbarer Energien zeigen. Darüber
hinaus gibt es einen stabilen wettbewerbspolitischen und regulatorischen Rahmen. Der
geplante Ausbau der Kernenergie findet in den zwei großen politischen Parteien
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Zusammenfassung
Unterstützung, in der dritten eher Billigung. Damit bietet Großbritannien Chancen für
Investitionen in Kernenergie, allerdings verbunden mit ökonomischen Risiken aufgrund
der langen Nutzungsdauer und der Unsicherheit über die zukünftige ökonomische und
energie-/umweltpolitische Entwicklung. Da die britische Regierung einen breiten
Energiemix anstrebt und sehr technologieoffen ist, kann man Großbritannien
insgesamt als besonders attraktives Land für Investitionen in die Energieerzeugung
bezeichnen. Mit zunehmender Netzintegration in den europäischen Strommarkt wird
diese Attraktivität noch gestärkt werden. Der britische Markt konkurriert daher intensiv
um Investitionen der deutschen Verbundunternehmen und großen Stadtwerke bzw.
Regionalversorger. Bezüglich industrieller Beschäftigungschancen tritt Großbritannien
insbesondere bei CCS und bei der Offshore-Windenergie (Installation, Wartung und
Betrieb) als großer Konkurrent für den Standort Deutschland an. Im Hinblick auf
energiepolitische bzw.
regulatorische
Rahmenbedingungen
stellt Großbritannien
vielfach eine Vorbildfunktion für Deutschland bzw. Europa dar. Andererseits steht
Deutschland aufgrund der britischen Vorreiterrolle im europäischen Elektrizitätsmarkt
unter Zugzwang, um entsprechende Investitionsanreize zu bieten. Die deutsche
Regierung
muss
auf
Marktentwicklungen
und
Veränderungen
regulatorischer
Rahmenbedingungen in Großbritannien reagieren, um Deutschlands Position als
interessanter Investitionsstandort auf der europäischen Bühne zu behaupten.
In den Niederlanden gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine
bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen stabilen wettbewerbspolitischen Rahmen und
eine gute Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. Jedoch ist der
geplante Ausbau der Kernenergie kein gesamtgesellschaftlicher Konsens und könnte
angesichts der häufigen Regierungs- und Politikwechsel auch in Zukunft zu Divergenzen zwischen Regierung und Energiewirtschaft führen, mit der Folge einer
Überarbeitung der energiepolitischen Strategie. Für Investoren besteht daher hohe
Unsicherheit darüber, wie lange bestehende Anreiz- und Fördersysteme zeitlich
Bestand haben werden. Trotzdem sind die Niederlande für Investoren aus Deutschland
ein attraktiver Standort für die Stromerzeugung, allerdings nur für einzelne Projekte.
Aufgrund der geringen Größe des Landes, der dichten Besiedlung und einer nicht auf
Stromexporte ausgerichteten Politik, werden die quantitativen Beschäftigungseffekte in
Deutschland, die von eventuellen Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in den
Niederlanden ausgehen, nur gering ausfallen. Bezüglich industrieller Beschäftigungschancen treten die Niederlande bei CCS und bei der Offshore-Windenergie (Installation,
Wartung und Betrieb) als ernst zu nehmende Konkurrenten für den Standort
Deutschland an. Im Hinblick auf eine europäische Profilierung der „energiewirtschaftlichen Systemausgestaltung“ könnten sich zwischen den Niederlanden und
Deutschland mittelfristig Konkurrenzen um die Spitzenposition im Bereich dezentraler
Erzeugung in Kombination mit Smart Grids und leistungsfähigen, dezentralen
Speicher- und Regelungslösungen ergeben.
28/390
Zusammenfassung
In Polen gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden
Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen und regulatorischen
Rahmen und eine ebenfalls ausbaufähige Einbindung in den regionalen europäischen
Energiemarkt. In Verbindung mit einer langsamen Privatisierungstendenz wird sich der
Wettbewerb im polnischen Strommarkt voraussichtlich in kleinen Schritten erhöhen.
Derzeit erweist sich die staatliche Bürokratie im Energiesektor jedoch vielfach als
hemmender Faktor für Investitionen, etwa im Hinblick auf Genehmigungsprozesse für
Stromerzeugungsanlagen, die in Polen überdurchschnittlich langwierig und aufwendig
sind. Der geplante Ausbau der Kernenergie wird, sollte er von der Bevölkerung im
angedachten Referendum akzeptiert werden, angesichts der engen Verknüpfung
zwischen Staat und Energiewirtschaft voraussichtlich nicht zu Divergenzen führen. Da
es auch zwischen Regierung und Opposition keine nennenswerten energiepolitischen
Konfliktlinien gibt, ist in Polen eine vergleichsweise stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. Für Investoren aus Deutschland stellt Polen derzeit
trotz der geografischen Nähe keinen attraktiven Standort für energiewirtschaftliche
Investitionen dar. Die quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, die von
eventuellen Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in Polen ausgehen, werden
voraussichtlich nur gering ausfallen. Diese Schlussfolgerung basiert primär auf den
folgenden Hemmnissen:
-
hohe „Staatslastigkeit“ des polnischen Energiesektors,
-
hohe bürokratische Hürden für die Genehmigung von Stromnetzen und
Erzeugungsanlagen,
-
investitionshemmende Strukturen im Energie- und Agrarsektor,
-
fehlender Wettbewerb im Stromsektor,
-
inkonsequente Umsetzung der bestehenden europäischen und nationalen
Rechtslage
-
sowie lokaler Widerstände gegenüber EE-Erzeugungsanlagen.
Der Einfluss auf den deutschen Strommarkt hängt stark davon ab, ob und inwieweit die
polnische Regierung gewillt und in der Lage sein wird, die Rahmenbedingungen für
inländische und ausländische Marktakteure für energiewirtschaftliche Investitionen zu
verbessern.
In der Slowakischen Republik gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft
keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen
Energiemarkt. Der geplante Ausbau der vorhandenen Kernenergie wird angesichts der
engen Verknüpfung zwischen Staat und Energiewirtschaft nicht zu Divergenzen führen.
Da es auch zwischen Regierung und Opposition keine nennenswerten energie29/390
Zusammenfassung
politischen Konfliktlinien gibt, ist in der Slowakischen Republik eine vergleichsweise
stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten. Die Slowakische
Republik bietet für Investoren aus Deutschland mit Ausnahme der fossilen Stromerzeugung keinen interessanten Standort für energiewirtschaftliche Investitionen. Aus
Sicht der Bearbeiter werden die quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland,
die von Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in der Slowakischen Republik ausgehen, jedoch nur gering ausfallen. Investitionen größeren Ausmaß werden nur dann
erwartet, wenn die slowakische Regierung einen konsequenten Kurs zur Modernisierung des fossilen Kraftwerksparks, zum Einsatz von CCS-Technologien sowie zum
Ausbau von Energieeffizienztechnologien (KWK) einschlagen wird.
Energiewirtschaftt
Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation, insbesondere in der Energiewirtschaf
Die breite Untersuchung verschiedener Einflussfaktoren, die auf die Investitionen in der
deutschen Stromerzeugung wirken, führt zu dem Ergebnis, dass es bis über das Jahr
2020 hinaus keine Gefahr der Abwanderung der Stromerzeugung aus Deutschland gibt
und somit auch die starke Bedeutung dieser Branche für den deutschen Arbeitsmarkt
erhalten bleibt. Allerdings wird es hier in Zukunft, wie schon aus der Vergangenheit
bekannt, zu strukturellen Verschiebungen zwischen den Branchen, zwischen Qualifikationsniveaus und auch zwischen den Regionen kommen.
Arbeitsplatzverlusten
im
Bereich
der
konventionellen
Stromerzeugung
werden
überproportionale Arbeitsplatzgewinne im Bereich der erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien gegenüberstehen, die zudem den Vorteil haben, wegen der
größeren Dezentralität der EE breiter über die Republik verstreut zu sein. Der Beschäftigungszuwachs durch EE-Anlagen wird sich in vielen kleinen und mittelgroßen Unternehmen überall im Land niederschlagen - auch in strukturschwachen Regionen, in
denen es heute keine Kraftwerke gibt.
Der Stromerzeugungsstandort Deutschland wird seine aktuell gute Position in Europa
auch bezüglich der Beschäftigungswirkung halten können, weil der Schutz der
Arbeitsplätze in Deutschland, wie in den anderen EU-Mitgliedstaaten auch, ein sehr
hoch gewichtetes politisches Ziel ist, das im Zweifel Vorrang vor der Umsetzung von
EU-Vorgaben zur Energie- und Klimaschutzpolitik rangiert. Betrachtet man die
Attraktivität verschiedener europäischer Länder für energiewirtschaftliche Investitionen,
so belegt Deutschland hier nicht den ersten Platz. Das führt dazu, dass auch deutsche
Energieunternehmen häufig in anderen Ländern investieren. Allerdings wird deshalb
das Investitionsvolumen der Energiewirtschaft in Deutschland insgesamt nicht
abnehmen – es kommt höchstens zu einer Erhöhung des Anteils regionaler und
kommunaler Unternehmen.
Deutschland hat eine besonders gute Ausgangsposition im Bereich der Erneuerbaren
Energien, das gilt für die ganz Wertschöpfungskette von der Anlagenproduktion über
30/390
Zusammenfassung
die Projektentwicklung bis zum Betrieb. Mit dem starken Ausbau der EE-Stromerzeugung in ganz Europa bieten sich hier große Beschäftigungschancen, die in
Norddeutschland sogar zur Entstehung einer neuen Industrie im Bereich der OffshoreWindenergie führen können. Hier könnte es auch zum Aufbau größerer Betriebe mit
einer hohen Mitarbeiterzahl kommen, während in den anderen Bereichen der EEStromerzeugung eine sehr kleinteilige Unternehmensstruktur vorherrscht.
Die Realisierung dieser Beschäftigungschancen hängt zentral an der Fortführung der
staatlichen Förderung durch das EEG. Eine ähnlich wichtige Rolle spielt auch die KWKFörderung, wenn es um die Absicherung und den Ausbau von Beschäftigungseffekten
im Bereich der Regionalversorger und Stadtwerke geht. Deren regionale Energie- und
Klimaschutzstrategien, die sowohl EE- als auch Effizienzpotenziale ausschöpfen wollen,
können sowohl in der Energiewirtschaft als auch in etlichen anderen Branchen (Baugewerbe, produzierendes Gewerbe, Dienstleistungen) vielfältige Beschäftigungseffekte
auslösen. Das hier vorhandene energiepolitische und beschäftigungswirksame Potenzial scheint von der nationalen Politik bislang nicht erkannt worden zu sein.
Wie eingangs erwähnt, wird der erwartete Umbau der deutschen Stromerzeugung auch
zu strukturellen Verschiebungen innerhalb der Gruppe der Beschäftigten führen. Die
befragten Experten erwarten u.a. einen Wandel des Qualifikationsspektrums der
Beschäftigten im Sinne eines „Upgradings“/Ausbaus von klassischen Berufsprofilen.
Während in der konventionellen Stromerzeugung die Zahl der Arbeitsplätze zurückgehen wird, wird der Netzbereich bestehen bleiben und an Bedeutung gewinnen, z.B.
durch die Integration neuer Speicher. Es kommt zu einem Umbau zu intelligenten
Netzen, zu einer Verbindung der Funktionen Stromtransport und (Tele-)Kommunikation mit höheren Ansprüchen an die Qualifikation der Beschäftigten. Insgesamt wird
eine branchenmäßige Dekonzentration der mit der Stromerzeugung verbundenen
Arbeitsplätze erwartet, eine breitere Verteilung auf viele verschiedene Branchen mit
einem hohen Anteil kleiner und mittelgroßer Betriebe. Das wird vermutlich auch mit
einer Abnahme des Organisationsgrads der Beschäftigten im Bereich der Stromerzeugung verbunden sein.
Die langfristige Entwicklung der fossilen Energieerzeugung erscheint derzeit unsicher,
insbesondere diejenige der Braunkohleverstromung. Die Zukunft dieser beschäftigungs- und wertschöpfungsintensiven Stromerzeugung ist aufgrund der hohen spezifischen CO2-Emissionen direkt mit der Zukunft der CCS-Technologie in Deutschland
verknüpft, die trotz der Fertigstellung eines Gesetzentwurfes derzeit nicht wirklich
gesichert scheint. Breite Proteste in der Bevölkerung und eine ablehnende Haltung
mehrerer Landesregierungen der geologisch für CCS besonders geeignet erscheinenden Bundesländer könnten langfristig das Aus für die Braunkohleverstromung in
Deutschland bedeuten. Außerdem dürften es die mit CCS beschäftigten deutschen
31/390
Zusammenfassung
Anlagenbauer wahrscheinlich schwer haben, sich ohne heimische Demonstrationsanlagen für Exportprojekte zu qualifizieren.
Fazit
Die Investitionsbedingungen für die Stromerzeugung sind in Deutschland aus der Sicht
der Energiewirtschaft und im Vergleich mit ausgewählten EU-Mitgliedstaaten nicht
optimal. Es gibt ein erhebliches Verbesserungspotenzial, insbesondere bezüglich der
Energiepolitik der Bundesregierung. Die im Rahmen dieser Studie aufgestellten Handlungsempfehlungen zeigen wichtige Handlungsfelder und –möglichkeiten auf.
Die EU-Energiepolitik mit den Schwerpunkten Liberalisierung/Wettbewerb, Versorgungssicherheit/Netzausbau und Erneuerbare Energien/Klimaschutz bilden einen
wichtigen Rahmen für die deutsche Energiepolitik und ihre nationale Umsetzung wird
die Investitionsbedingungen der Energiewirtschaft stark beeinflussen. Gravierende
Veränderungen zu Lasten der deutschen Erzeugungsstandorte und zu Gunsten anderer
EU-Länder sind aber zumindest mittelfristig (bis 2020) nicht zu erwarten.
Eine gewisse Konkurrenz zwischen deutschen Stromerzeugungsstandorten und
solchen in den Nachbarländern ist vorhanden, vor allem auf der Ebene des Kapitalmarktes, weniger auf der Ebene des Strommarktes. Die bewusste Verlagerung von
Erzeugungsinvestitionen mit „Re-Import“ des Stroms und Verkauf auf dem deutschen
Markt wird aus Sicht der Autoren allenfalls als Einzelfall auftreten.
Nach Einschätzung der Autoren lassen sich die Untersuchungsergebnisse der Nachbarländer Frankreich, Großbritannien, Niederlande, Polen und Slowakische Republik im
Großen und Ganzen auch auf die anderen EU-Mitgliedstaaten übertragen. Alle Länder
haben ihre eigenen Probleme, zunächst einmal ihren überalterten Erzeugungspark zu
modernisieren, die Erneuerbaren Energien auszubauen, die Energieeffizienz zu
steigern und ihre Leitungsteile im europäischen Verbundnetz zu verstärken. Der Bau
zusätzlicher Erzeugungskapazitäten für den Export ist zweitrangig und dementsprechend als eine Gefährdung deutscher Arbeitsplätze auf mittlere Sicht zu vernachlässigen. Für die Zeit nach 2020 sind heute keine gesicherten Aussagen möglich.
Die deutsche Energiewirtschaft muss sich auf starke Veränderungen in der Beschäftigungssituation einstellen:
-
Die fossile Stromerzeugung wird Arbeitsplätze an die erneuerbare Stromerzeugung abgeben. Dabei wird es Standorte/Regionen mit Arbeitsplatzverlusten und solche mit Beschäftigungsgewinnen geben. Die norddeutsche
Küstenregion ist sowohl für neue Kohlekraftwerke als auch für die OffshoreWindenergie (Anlagenherstellung, Installation und Betrieb) ein bevorzugter
Standort mit großen Beschäftigungschancen. Die aus der Offshore-Windenergie
32/390
Zusammenfassung
entstammenden Beschäftigungschancen müssen allerdings im Wettbewerb mit
anderen Nordsee-Anrainerstaaten aufgebaut und nachhaltig gesichert werden.
-
Ohne CCS stehen die Chancen für einen langfristigen Erhalt der Braunkohleverstromung schlecht, weil steigende CO2-Zertifikatspreise die Kosten der
Stromerzeugung aus Braunkohle wesentlich erhöhen werden. Dementsprechend
sind viele Arbeitsplätze nicht nur in der Stromerzeugung, sondern auch in der
Braunkohleförderung gefährdet.
-
Innerhalb der Energiewirtschaft gibt es derzeit einen Trend zur Stärkung von
regionalen und kommunalen Versorgungsunternehmen. Dieser Trend bietet
auch erhebliche Beschäftigungschancen, insbesondere durch die Umsetzung
von regionalen Energie- und Klimaschutzkonzepten.
-
Die Branche „Energiewirtschaft“ wird infolge des Ausbaus der EE-Stromerzeugung Arbeitsplätze an die Branchen Maschinenbau, Elektrotechnik und
Unternehmensdienstleistungen verlieren, die sich derzeit stark im Aufbau und
Betrieb von EE-Erzeugungsanlagen engagieren. Viele der neuen Arbeitsplätze
werden von kleinen und mittelständischen Unternehmen angeboten, in denen
der Organisationsgrad der Arbeitnehmer niedriger ist als in der Energiewirtschaft.
-
Erhebliche Beschäftigungschancen wird es auch in der Produktion von EEAnlagen und bei den Stromnetzen geben, die zu „intelligenten“ Smart Grids
umzubauen sind. Es wird hier durch die Verknüpfung von Energie- und Kommunikationsnetzen zu einer höheren Qualität der Netze und zu einem höheren
Qualitätsniveau der Beschäftigung kommen.
Insgesamt überwiegen aus Sicht der Autoren die Chancen die Risiken der Beschäftigungsentwicklung im Bereich der Stromerzeugung und Stromversorgung in Deutschland. Das entscheidende Kriterium für den Erhalt der Wertschöpfung und der Arbeitsplätze in der deutschen Stromerzeugungsbranche sind aus Sicht der Autoren dieser
Studie und der befragten Experten stabile politische und regulatorische Rahmenbedingungen. Hier ist ein breiter politischer Konsens über die zukünftige Struktur der
Energieversorgung, über die Förderung von EE- und Effizienztechnologien und über
den Aus- und Umbau der Netz-Infrastruktur notwendig. Neben dem politischen
Konsens muss zusätzlich die Akzeptanz der durch die Infrastrukturmaßnahmen direkt
betroffenen Öffentlichkeit eingeholt werden. Ohne diese Akzeptanz wird der auch aus
Klimaschutzgründen notwendige Umbau der deutschen Stromversorgung nicht rechtzeitig erfolgen, wird die Versorgungssicherheit nicht zu gewährleisten sein und werden
die oben genannten Chancen für mehr und höher qualifizierte Beschäftigung nicht
realisiert werden können.
33/390
Zusammenfassung
Öffentliche Akzeptanz für die wichtigen energiewirtschaftlichen Investitionsprojekte zu
gewinnen, steht derzeit auf der Agenda der Regierung und der Energiewirtschaft. Ein
Erfolg dieser Bemühungen ist wichtig, um die Blockade millionenschwerer Investitionen
aufzuheben. Solch ein Erfolg würde sich positiv sowohl auf die Versorgungssicherheit
als
auch
auf
die
Beschäftigungssituation
in
der
Energiewirtschaft,
in
der
Investitionsindustrie und in der Bauwirtschaft auswirken.
Handlungsempfehlungen
1. Energiepolitische Grundausrichtung
Handlungsempfehlung 1.1
Die Politik, in Form der im Bundestag vertretenen Parteien, soll unter Einbeziehung
aller gesellschaftlich relevanten Gruppen einen stabilen, gesellschaftlichen Konsens zur
zukünfti
zukünftigen Struktur der Energieversorgung erarbeiten, um langfristig verlässliche
Rahmenbedingungen für Investitionen zu schaffen. Der Konsens sollte (mindestens)
umfassen:
- Umfang und Dauer der Nutzung der Kernenergie
- Aussagen zur langfristigen Entwicklung des Energiemix in der Stromerzeugung
-
Die
Rolle
der
Erneuerbaren
Energien
in
der
Stromerzeugung
und
im
Stromaußenhandel
- Ziele und Rahmenbedingungen für den Ausbau des Übertragungsnetzes in
Deutschland
Es wäre wünschenswert, dass alle Parteien langfristig zu diesem Konsens stehen, da
nur so die Chancen einer effizienten Investitionsstrategie der Energiewirtschaft genutzt
werden können.
Handlungsempfehlung
1.2
Im Zentrum der künftigen Energiestrategie sollte ein langfristiges, schlüssiges und
konkretes Leitbild zur angestrebten Erzeugungsstruktur stehen, welches in enger
Zusammenarbeit
zwischen
Politik,
Energiewirtschaft
und
Energienutzergruppen
entwickelt und verlässlich umgesetzt wird.
34/390
Zusammenfassung
2. Europäische Marktintegration
2.1
Zur Erreichung der europäischen Klimaschutzziele sollte die Bundesregierung auf die
EU-weite Harmonisierung im Stromsektor hinarbeiten. Verbindliche Zielvorgaben der
EU zu Energieeffizienz und zum Infrastrukturausbau könnten zur Schaffung einer
sicheren und kohlenstoffarmen Stromversorgung beitragen, genau wie eine langfristige
Harmonisierung
der
Fördersysteme
für
Erneuerbare
Energien
sowie
der
Regulierungssysteme im Bereich der Stromnetze.
Handlungsempfehlung 2.
2.2
In Deutschland und Europa muss der Netzausbau auf allen Ebenen mit dem Ausbau der
Erneuerbaren Energien abgestimmt werden. Dazu sollte ein realistischer Fahrplan
entwickelt werden. Bei der Planung des Netzausbaus sollte auch die Option einer
stärkeren Dezentralisierung der Versorgungsstrukturen berücksichtigt werden.
3. Fossile Erzeugung
3.1
In Deutschland ist der Ersatz alter fossiler Kraftwerke durch neue effizientere fossile
Kraftwerke zum Erhalt der Versorgungssicherheit, der nationalen Wertschöpfung und
der Erreichung der Klimaschutzziele unumgänglich. Damit in den nächsten 20-30
Jahren genügend fossile Kraftwerke als „Brückentechnologie“ zur Verfügung stehen,
müssen sie attraktive und langfristig stabile Renditen erwirtschaften können. Die dafür
notwendigen Rahmenbedingungen sind von der Regierung zu schaffen.
3.2
Die Speicherung und die stoffliche Nutzung von CO2 stellen interessante Optionen der
CO2-Vermeidung
für
Industrie
und
fossile
Stromerzeugung
dar.
Die
weitere
Erforschung und Erprobung dieser Technologien sollte gefördert werden.
Zu
Förderung
und
Ausbau
Handlungsempfehlung 7.2.
35/390
der
vgl.
auch
die
Zusammenfassung
4. Zukunftsfähiges Marktdesign für die Stromerzeugung
Stromerzeugung
4.1
Die Vergütung der Stromerzeugung aus EE erfolgt nach anderen Regeln (EEG) als die
der konventionellen Stromerzeugung (Markt und Börse). Mittelfristig muss es eine
Annäherung der beiden Systeme bzw. ein neues „Marktdesign“ geben, das bei einer
Dominanz der überwiegend volatilen Stromerzeugung aus EE die Stromnachfrage und
-erzeugung
zum
mengenmäßigen
Ausgleich
bringt.
Energiespeicherung
und
Nachfragesteuerung sind dabei ebenfalls zu berücksichtigen. Die Bedeutung von
Wettbewerb und Einspeisevorrang zur Erreichung der Ziele Versorgungssicherheit,
Nachhaltigkeit und Wirtschaftlichkeit sind zu definieren, ggf. in Abhängigkeit vom
Anteil der EE-Stromerzeugung.
4.2
Ein Sonderfall sind die Märkte für Regel- und Reserveleistung, die mit zunehmendem
Anteil volatiler EE-Stromerzeugung an Bedeutung gewinnen. Die Einführung eines
Kapazitätsmarktes oder anderer Anreizsysteme für die Bereitstellung von Regel- und
Reserveenergie,
entsprechender
Speicher(-kraftwerke)
oder
gesteuerter
Nachfrageveränderungen (Demand Side Management DSM) wäre hier ein wichtiger
Schritt, der gründlich zu prüfen ist.
5. Ausbau / Weiterförderung EE
5.1
Die konsequente Fortführung der Förderung der Erneuerbaren Energien ist notwendig,
um
die
gesetzten
Ausbauziele
zu
erreichen.
Dabei
muss
sich
das
Förderinstrumentarium so fortentwickeln, dass der Anstieg der Strompreise begrenzt
und so die gesellschaftliche Akzeptanz des EE-Ausbaus gewährleistet wird.
5.2
Beim Ausbau der EE-Stromerzeugung ist das gesamte Potenzial der EE in allen
Regionen Deutschlands zu nutzen. Damit könnte langfristig die öffentliche Akzeptanz
des EE-Ausbaus erhöht werden, da sich unvermeidbare Beeinträchtigungen der
Bevölkerung gleichmäßiger verteilen würden.
Zur Weiterentwicklung des Vergütungs- und Fördersystems für EE-Strom vgl. die
36/390
Zusammenfassung
6. Integration EE
6.1
Von zentraler Bedeutung für die Integration der EE ist die Bereitstellung von
Speichermöglichkeiten für das Lastmanagement. Dazu sollten in Deutschland alle
vorhandenen
Möglichkeiten
genutzt
sowie
die
technischen
und
rechtlichen
Möglichkeiten zur Nutzung ausländischer (Pump-)Speicherkraftwerke geschaffen
werden. Der Förderschwerpunkt für Forschung und Entwicklung auf dem Gebiet der
Speichertechnologien sollte ausgebaut werden.
6.2
Für die Integration der EE in die deutsche Stromversorgung ist eine Beschleunigung des
Ausbaus der Stromnetze (Übertragung und Verteilung) notwendig. Dazu erscheint es
sinnvoll, Planungs- und Genehmigungsverfahren zu straffen und gleichzeitig die
Berücksichtigung lokaler Interessen sicherzustellen, sowie stärkere Investitionsanreize
für Netzbetreiber zu schaffen.
Zum Ausbau von Regel- und Reserveenergiekapazitäten vgl. die Handlungsempfehlung 4.2.
7. Einbeziehung der regionalen/kommunalen Energiewirtschaft
7.1
Regionalversorger und Stadtwerke sollten stärker als bisher in die energiepolitische
Abstimmung einbezogen werden, da sie in großem Maße zu Wertschöpfung,
Beschäftigung und Innovationsleistungen im Stromsektor beitragen.
Die
Förderung
von
regionalen/kommunalen
KWK
Bereich
und
KWKK
haben
und
sollte
dabei
einen
auch
die
Schwerpunkt
industrielle
im
KWK
berücksichtigen. In den Kommunen können große Potenziale zur Verbesserung der
Energieeffizienz im Wärmesektor durch den Ausbau von Nah- und Fernwärmenetzen
erschlossen werden. Dies würde auch die Integration der EE im Wärmesektor
erleichtern.
37/390
Zusammenfassung
8. Öffentliche
Öffentliche Akzeptanz
8.1
Die Politik sollte zur Zukunft der Energieversorgung ein adäquates Partizipationsverfahren erarbeiten und anwenden, das zur Integration der Bevölkerung in den Entscheidungsprozess beiträgt. In einer sachlichen Debatte könnte mit Verweis auf die Mehrheitsmeinung ein legitimes Gegengewicht zu den bisher dominierenden Stimmen der
Kritiker aufgebaut werden.
Die Politik muss auf allen Ebenen die zentrale Rolle von Infrastrukturprojekten für die
zukünftige Energieversorgung verdeutlichen, auch wenn sie teilweise mit negativen
Effekten verbunden sind. Größere Nachteile/Schäden sind durch die Gemeinschaft
auszugleichen.
Eine
Regionen
zu
ist
einseitige
Belastung
vermeiden.
Es
ist
einzelner
Aufgabe
Bevölkerungsgruppen
der
Politik,
nach
oder
einem
gesamtgesellschaftlichen Konsens und Ausgleich zu suchen.
Zur Erhöhung der öffentlichen Akzeptanz beim Aufbau von Kraftwerken, EE-Anlagen
und Stromnetzen sind neue Planungsprozesse mit festem Zeithorizont einzuführen,
die
mehr
Transparenz, eine
verbesserte
Kommunikation
und eine ernsthafte
Beteiligung der betroffenen Bürger, aber letztendlich auch die zeitnahe Durchsetzung
von Verwaltungsentscheidungen sicher stellen.
9. Beschäftigungsstruktur
Beschäftigungsstruktur
9.1
Politik und Verwaltung sollten auf allen Ebenen den Strukturwandel in der Energiewirtschaft durch eine qualifizierte Aus- und Fortbildung insbesondere derjenigen, die in
diesem Prozess ihren Arbeitsplatz verlieren, unterstützen. Dabei müssen auch die Unternehmen eine ihrer besonderen Verantwortung gerecht werdende Rolle übernehmen.
Wo erforderlich, sollten auch Hilfen zur Verbesserung der regionalen Mobilität angeboten werden.
In
den
Bereichen
Erneuerbare
Energien,
effiziente
fossile
Stromerzeugung,
Energiespeicher und moderne Netze sollten sowohl die beruflichen als auch die
wissenschaftlichen Ausbildungskapazitäten ausgebaut werden. Hierzu müssen auch
die Länderregierungen und die Unternehmen der Energiewirtschaft ihren Beitrag
leisten. Außerdem sollte die Forschung und Entwicklung in diesen Technologiebereichen verstärkt gefördert werden.
38/390
Einleitung
1
Einleitung
1.1
Untersuchungskonzept
1.1.1
Analysefokus auf Investitionsent
Investitionsentscheidungen
Der gesellschaftspolitische Begründungszusammenhang, das Arbeitsprogramm sowie
das methodisches Vorgehen im Projekt „Zukunft der Stromerzeugung im europäischen
Vergleich“ wurden mit dem Projektantrag vom 03.12.2009 durch die Hans-BöcklerStiftung als Fördergeberin im März 2010 beauftragt. Standardmäßig wurde die
Projektarbeit durch einen Wissenschaftlichen Beirat begleitet, welcher durch die HansBöckler-Stiftung als Auftraggeberin einbestellt wurde. 4 Die intensive Diskussion des
Projektkonzeptes in der ersten Sitzung des Projektbeirats am 16.06.2010 in Düsseldorf
hatte
die
Forderung
nach
einem
stärkeren
Analysefokus auf
Investitionsent-
scheidungen in der Energiewirtschaft und nach einer entsprechenden Anpassung des
Forschungsdesigns zum Ergebnis.
Basis hierfür bildet die Einschätzung, dass sich die Stromversorgung in Europa aktuell
im Umbruch befindet, insbesondere durch den Ausbau- und Ersatzbedarf von
Stromerzeugungsanlagen und die Endlichkeit von Energieressourcen aber auch durch
die
Zielvorgaben
Stromerzeugung
der
Europäischen
in
den
Union
europäischen
zum
Ausbau
Mitgliedstaaten.
der
regenerativen
Änderungen
der
Erzeugungsstrukturen sind jedoch nur über Investitionen der Energiewirtschaft zu
erreichen.
Diesbezüglich
zeigt
sich,
dass
das
Investitionsinteresse
der
Energiewirtschaft trotz weitgehend einheitlicher europäischer Rahmenbedingungen zur
zukünftigen Stromerzeugung innerhalb der EU divergiert. Auch die großen deutschen
EVU investieren nicht allein in Deutschland, sondern ebenfalls in Großkraftwerke und
regenerative Erzeugungsanlagen im europäischen Ausland (und weltweit). Wenn dies
zu Lasten der Investitionen in Deutschland geschieht, drohen negative regionale
Beschäftigungseffekte
Erzeugungszweige
für
der
die
deutsche
deutschen
Stromwirtschaft
Stromwirtschaft.
bzw.
Umgekehrt
für
einzelne
bietet
das
Investitionsinteresse ausländischer EVU an deutschen Erzeugungsprojekten (z.B.
Kohlekraftwerke, Windenergieanlagen) aber auch Chancen für die aufgeführten
Wirtschaftszweige. Der Erkenntnisgewinn über anstehende Investitionsstrategien von
Erzeugern, divergierende Investitionsbedingungen in den EU-Mitgliedstaaten und
nationale Zielsetzungen zur zukünftigen Stromerzeugung im europäischen Ausland ist
daher von
4
zentraler
Bedeutung für die deutsche Politik und die deutschen
Die Projektbearbeiter des Bremer Energie Instituts danken den Teilnehmern des Wissenschaftlichen
Beirats für ihre Unterstützung des Projekts und ihre anregenden und wertvollen Beiträge zur
Projektbearbeitung.
39/390
Einleitung
Gewerkschaften, um positive regionale Beschäftigungseffekte in Deutschland zu
schaffen und Investitionsanreize für die Energiewirtschaft in Deutschland zu setzen.
Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dass zentrale Investitionsentscheidungen
im Bereich der Stromerzeugung in Deutschland voraussichtlich in den kommenden fünf
bis zehn Jahren getroffen werden.
Die im Wissenschaftlichen Beirat vereinbarten Änderungen am Untersuchungskonzept
wurden im Projektkurzkonzept vom 23.07.2010 schriftlich fixiert und ergänzen bzw.
modifizieren den Projektantrag vom 03.12.2009.
1.1.2
Auswirkungen aktueller energiepolitischer Ereignisse
Die Projektbearbeitung fand von Juli 2010 bis Mai 2011 statt. Der Projektverlauf wurde
von einer Reihe zentraler energiepolitischer Ereignisse in Deutschland, Europa sowie
weltweit flankiert, wie Abbildung 1–1 verdeutlicht. Diese Ereignisse wurden in den
nachfolgenden Sitzungen des Wissenschaftlichen Beirats diskutiert und haben das
Untersuchungskonzept weiter beeinflusst.
Abbildung
Abbildung 1–1:
Zentrale energiepolitische Ereignisse während des Projektverlaufs
Die zweite Sitzung des Wissenschaftlichen Beirats fand am 08.11.2010 statt, nachdem
die amtierende deutsche Bundesregierung im Herbst 2010 ihr Energiekonzept
verabschiedet hatte. Gleichzeitig hatte die EU-Kommission bereits für November 2010
angekündigt:
-
den
Entwurf
einer
erweiterten
Energiestrategie
(Energy
Strategy
2020)
vorzulegen, mit Langfristzielen für 2050, ebenso eine Neufassung des
Energieaktionsplans, gültig für den Zeitraum 2011-2020, sowie
40/390
Einleitung
-
ein umfassendes Energieinfrastrukturpaket vorzulegen, welches legislative
Vorschläge und Strategiepapiere zur zukünftigen Infrastrukturentwicklung in
der EU enthalten sollte.
Als Ausfluss bisheriger Rechercheergebnisse und der aktuellen energiepolitischen
Entwicklung wurde daher in der Sitzung des Wissenschaftlichen Beirats erstens eine
Auswertung und der Vergleich von nationalen Energiekonzepten in Deutschland und
den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten im Rahmen der empirischen Länderanalyse für
sinnvoll
erachtet.
Zweitens
Untersuchungsfokus
im
wurde
Rahmen
der
in
Bezug
auf
empirischen
den
vorgeschlagenen
Länderanalyse
und
der
durchzuführenden Experteninterviews von Seiten des Wissenschaftlichen Beirats eine
starke Fokussierung auf den Themenbereich Versorgungssicherheit/Entwicklung von
Netzinfrastrukturen gewünscht. Zudem sollte auch das Thema Stromspeicherung im
Rahmen der empirischen Länderanalyse untersucht werden. Drittens wurde vereinbart,
dass
im
Projekt
der
Themenbereich
„Ausbau
des
europäischen
Elektrizitätsbinnenmarktes / Europäisierung nationaler Elektrizitätsmärkte“ stärker
fokussiert werden soll und eine zentrale Rolle im Rahmen der Experteninterviews
bekommen sollte.
Nach Abschluss der Interviewphase und der Recherchephase für die empirische
Länderanalyse wurde die deutsche und europäische Energiewirtschaft im März 2011
schließlich durch die Kernkraftwerks-Katastrophe von Fukushima noch einmal massiv
durcheinander gewirbelt. Der Reaktorunfall in Fukushima hat mit der Aussetzung der
KKW-Laufzeitverlängerung in Form des Atommoratoriums vom 14.03.2011, dem
Regierungswechsel
in
Baden-Württemberg
und
der
Vorlage
des
neuen
„Energiepakets“ im Bundestag zum Ausstieg aus der Kernenergienutzung im Juni 2011
massiven Einfluss auf die Investitionsbedingungen der Stromerzeugung in Deutschland
sowie auf die aktuelle energiepolitische Entwicklung im Ausland. Die aktuelle
energiepolitische Entwicklung in Deutschland ist überblicksartig in Tabelle 1–1
dargestellt.
Aus den aufgeführten energiepolitischen Entwicklungen ergeben sich aus Sicht der
Projektbearbeiter folgende zentrale Auswirkungen auf Investitionsbedingungen in
Deutschland:
-
Investitionen in fossile Kraftwerke werden attraktiver,
-
Die Bedingungen für EE-Investitionen bleiben weitgehend unverändert; die
Tendenz zu einer zentralisierten Ausbaustruktur wird fortgesetzt,
-
die anlaufende energiepolitische Debatte könnte die Akzeptanz notwendiger
Erzeugungs- und Infrastrukturmaßnahmen in der Bevölkerung verbessern,
41/390
Einleitung
-
durch eine schnelle Umsetzung des Energiepakets besteht jedoch die Gefahr,
dass
Gesetze
unausgereift
sein
könnten
oder
eine
mangelnde
Parlamentsbeteiligung den politischen Konsens erschwert.
Tabelle 1–1:
Aktuelle energiepolitische Entwicklung in Deutschland im Zeitraum
der Projektbearbeitung
-
Kabinettsbeschlüsse
o
ermöglicht Erprobung in DE
o
Mitspracherecht der Länder
o
Überprüfung in 2017
-
Vereinfachte Genehmigung für Offshore-WEA
-
Förderinitiative Energiespeicher (Forschungsprogramm)
-
EEG-Novelle
-
In Arbeit
Vorlage CCS-Gesetz
o
Ausbauziele aus Energiekonzept übernommen
o
Stärkere Förderung für Offshore-Windenergie
Reform Atomgesetz und Energie- und Klimafonds
o
Angekündigt
Rücknahme der Laufzeitverlängerung absehbar
-
Reform Energiewirtschaftsgesetz
-
Netzausbaubeschleunigungsgesetz
-
Reform KWK-Gesetz
Im Ausland sehen die Projektbearbeiter aktuell folgende Entwicklungen:
-
Insgesamt sind die Reaktionen auf Fukushima weit weniger deutlich als in
Deutschland,
-
die Bedingungen für Investitionen in Kernenergie bleiben weitgehend stabil,
-
das
Kernenergie-Engagement
deutscher
Konzerne
im
Ausland
wird
in
Deutschland kritisch diskutiert,
-
der Attraktivitätsvorsprung einiger Staaten gegenüber Deutschland hinsichtlich
fossiler Kraftwerke schrumpft.
Insgesamt konnten die Folgen des Reaktorunfalls in Fukushima sowie die daraus
resultierenden energiepolitischen Entwicklungen im In- und Ausland im Rahmen des
Projektes aufgrund des fortgeschrittenen Bearbeitungsstatus sowie bestehender
Budgetrestriktionen nicht mehr berücksichtigt werden. Als Fazit bleibt festzuhalten,
dass das Tempo der energiepolitischen Entwicklung durch die Projektbearbeiter zwar
begrüßt wird, aber leider zu Lasten der Aktualität der Studienergebnisse geht. Hierfür
bitten die Projektbearbeiter um Verständnis. Trotz dieser „Einschränkung“ sind jedoch
viele der abgedeckten Themenbereiche nach wie vor von großer Relevanz für die
Entwicklung der europäischen Stromerzeugung.
42/390
Einleitung
1.2
Arbeitsprogramm
Kern des endgültigen Untersuchungskonzeptes bildete die folgende Fragestellung: Wie
können gute Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen
mit
positiven
regionalen
Beschäftigungseffekten
in
Deutschland
geschaffen werden? Zielsetzung des Projektes war es, durch die Untersuchung dieser
Fragestellung Handlungsempfehlungen in Bezug auf die deutsche Energiepolitik und
die deutsche Energiewirtschaft zu entwickeln. Daraus resultierten die folgenden
Arbeitsschritte, die nachfolgend kurz skizziert werden:
1. Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft
Zielsetzung des Projektes ist es herauszuarbeiten, wie gute Rahmenbedingungen für
Investitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten für die
Energiewirtschaft in Deutschland geschaffen werden können. Dazu wird zunächst das
Investitionsverhalten
der
deutschen
Energiewirtschaft
betrachtet
und
der
Investitionsbedarf in Deutschland und Europa überblicksartig skizziert.
Im Rahmen eines zweiten Untersuchungsschritts werden verschiedene Beschäftigungseffekte begrifflich abgegrenzt, qualitative und quantitative Unterschiede zwischen den
Beschäftigungswirkungen konventioneller und regenerativer Stromerzeugung herausgearbeitet und der Zusammenhang zwischen Investitionen und Beschäftigungseffekten
dargestellt. Hierbei erfolgt ein grober Vergleich der mit dem Betrieb verschiedener
Stromerzeugungsanlagen
verbundenen
„regionalen“
Beschäftigungseffekte.
Auf
Anregung und mit Zustimmung des wissenschaftlichen Projektbeirats entfällt eine
gemäß ursprünglichem Projektantrag vom 03.12.2009 vorgesehene ins Detail gehende
Quantifizierung der Beschäftigungseffekte verschiedener Investitionsentscheidungen
oder unterschiedlicher Rahmenbedingungen/Szenarien, da die potenzielle Aussagekraft der Ergebnisse aufgrund der verwendeten Methodik (keine Modellbildung) durch
den wissenschaftlichen Projektbeirat als (zu) begrenzt eingeschätzt wird. Stattdessen
erfolgt eine Vertiefung der dargestellten Untersuchungsinhalte in den ausgewählten
Untersuchungsländern.5
Die Sicherstellung der Versorgungssicherheit im Stromsektor, speziell die Umsetzung
der notwendigen Investitionen in Energieerzeugungsanlagen und –infrastrukturen ist
weitgehend
Aufgabe
der
(Übertragungs-)Netzbetreiber.
Elektrizitätsversorgungsunternehmen
[BMWi,
2008]
Neu-
oder
(EVU)
Ersatzinvestitionen
bzw.
im
Stromsektor sind daher in der Regel nur über Investitionen der Energiewirtschaft zu
erreichen. Während die nationalen Regierungen energiepolitische Ziele setzen, ist die
5
Vgl. hierzu das Ergebnisprotokoll der 1. Sitzung des Projektbeirats zum Projekt „Zukunft der
Stromerzeugung
im
europäischen
Vergleich“
vom
16.06.2010
sowie
das
überarbeitete
Projektkurzkonzept vom 23.07.2010 zur Präzisierung des Projektantrages „Zukunft der Stromerzeugung
im europäischen Vergleich“ vom 03.12.2009.
43/390
Einleitung
Umsetzung
dieser
Ziele
nur
durch
positive
der
Energiewirtschaft zu erreichen. Divergenzen zwischen politischen Zielen der Regierung
und Handeln der Energiewirtschaft können daher dazu führen, dass EVU nicht
investieren, nicht in die regierungsseitig gewünschten Erzeugungsanlagen investieren
oder ihre Investitionen ins Ausland verlagern. Gleichzeitig bildet die europäische
Gesetzgebung den Handlungsrahmen für die nationalen Gesetzgeber. In einem dritten
Untersuchungsschritt werden daher zentrale Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor und daraus resultierende Fragen für die weitere Untersuchung dargestellt. Gleichzeitig werden für das Projekt vereinfachende Annahmen zu
Grunde gelegt, nach welchen Faktoren EVU ihre Investitionsentscheidungen treffen.
2. Darstellung
der
EUEU-rechtlichen
Rahmenbedingungen
zur
zukünftigen
Stromerzeugung in Eu
Europa
EU-rechtliche Regelungen zur Energiepolitik und zur Energiewirtschaft bilden den
Handlungskorridor für Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft und für
Gestaltungsmöglichkeiten
Regierungen.
In
diesem
der
Investitionsbedingungen
Abschnitt
wird
durch
untersucht,
die
welche
nationalen
Chancen
die
gesamteuropäischen Rahmenbedingungen für Investitionen in der Energiewirtschaft
bieten. Dazu erfolgt zunächst eine Darstellung der energiepolitischen Kompetenzen
der
Europäischen
Union
sowie
der
integrierten
EU-Energiepolitik
in
den
Themenbereichen Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und Nachhaltigkeit. Im
Anschluss daran werden die Auswirkung der integrierten EU-Energiepolitik auf
Investitionen
im
Stromsektor
ermittelt
und
Chancen
und
Risiken
für
den
Stromerzeugungsstandort Deutschland dargestellt.
3. Empirische Länderanalyse zu Investitionsbedingungen
Investitionsbedingungen und –entscheidungen in
ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten
Im Rahmen der empirischen Länderanalyse wird untersucht, welche Unterschiede
bezüglich Investitionsbedingungen (Pläne, Förderung, Proteste) und -entscheidungen
für unterschiedliche Erzeugungstypen (KWK, Erneuerbare Energien, Großkraftwerke)
und Infrastrukturen in der Stromerzeugung und –verteilung in den ausgewählten EUMitgliedstaaten bestehen. Dies geschieht anhand von vier Themenblöcken.
Themenblock eins vergleicht die Wettbewerbsstrukturen und den ordnungsrechtlichen
Rahmen
der
Stromversorgung.
Dabei
wird
die
Frage
beantwortet,
welche
Machtverhältnisse sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft bzw. welche
Wettbewerbsstrukturen sich im Stromsektor im europäischen Ländervergleich zeigen.
Themenblock zwei gibt einen Überblick über energiewirtschaftliche Strategien im
Ländervergleich. Verglichen werden der zukünftige Strommix und Strominfrastrukturen
in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Im Mittelpunkt dieser Themenblöcke stehen
die Fragen, erstens wie die energiepolitischen Gestaltungsmöglichkeiten der nationalen
44/390
Einleitung
Regierungen bezüglich der Förderung der Umsetzung von Investitionen durch die
Energiewirtschaft im europäischen Ländervergleich genutzt werden und zweitens
inwiefern es eine Auseinanderentwicklung energiepolitischer Strategien der nationalen
Regierungen im europäischen Ländervergleich gibt.
Themenblock drei vergleicht den Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von
Investitionsstrategien in der Energiewirtschaft in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten.
Betrachtet werden partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien der Energiepolitik
sowie die öffentliche Akzeptanz von Stromerzeugungs- und Infrastrukturinvestitionen.
Im Mittelpunkt dieses Abschnitts steht die Frage, welchen Einfluss die Öffentlichkeit
auf die Umsetzung von Investitionsstrategien der Energiewirtschaft im europäischen
Ländervergleich hat.
Themenblock vier untersucht Investitionsstrategien von Stromerzeugern zwischen
deutscher und europäischer Energiepolitik. Dabei wird einerseits die Frage betrachtet,
ob bzw. inwiefern eine Auseinanderentwicklung von Investitionsstrategien zwischen
großen EVU und Stadtwerken in Deutschland zu verzeichnen ist. Andererseits wird
untersucht,
inwiefern
es
eine
Auseinanderentwicklung
energiepolitischer
Investitionsziele und energiewirtschaftlicher Investitionsstrategien zwischen Regierung
und Energiewrtschaft in Deutschland gibt.
4. Analyse der Divergenzen und normative Bewertung der Situation in den
ausge
Mitgliedstaaten
Aufbauend auf den Ergebnissen der empirischen Länderanalyse erfolgt in diesem
Abschnitt zunächst eine Analyse der
Divergenzen in den ausgewählten EU-
Mitgliedstaaten im Hinblick auf Investitionsbedingungen und –entscheidungen. Dabei
werden im Schwerpunkt folgende Fragen betrachtet:
-
Welche Divergenzen zeigen sich zwischen politischen Zielen und Handeln der
Energiewirtschaft?
-
Welche
Machtverhältnisse
zeigen
sich
zwischen
Regierung
und
Energiewirtschaft?
-
Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der Energie- und
Umweltpolitik in den einzelnen Ländern erreicht?
-
Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung
und Investitionen in Grundlastkraftwerken in den einzelnen Ländern zu
erkennen?
-
Wie verhalten sich die nationalstaatlichen Regierungen, wenn die eigenen
nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden?
45/390
Einleitung
Im Anschluss daran erfolgt eine normative Bewertung im Hinblick darauf, ob und
inwiefern in den untersuchten EU-Mitgliedstaaten gute Rahmenbedingungen für die
Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen wurden und inwiefern sich
hieraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt haben. Dabei wird die
Situation in Deutschland im Vergleich der untersuchten Länder im Schwerpunkt darauf
bewertet, inwiefern energiepolitische Ziele voraussichtlich erreicht wurden/werden, ob
die Energiewirtschaft zu wenig handelt und ob die Politik die Rahmenbedingungen
ändern kann.
5. Beschäftigungstrends der Stromerzeugung
Wie in Kapitel zwei dargelegt, haben die energiewirtschaftlichen, energiepolitischen
und technologischen Entwicklungen starke Auswirkungen auf die Entwicklung der
regenerativen
in
den
Bereichen
Stromerzeugung.
Untersuchungsergebnissen
und
der
konventionellen
Aufbauend
den
auf
wie
auch
der
den
bisherigen
zu
strukturellen
Expertenmeinungen
Veränderungen in den Beschäftigungseffekten und zu den Voraussetzungen für einen
hohen nationalen Wertschöpfungsanteil im deutschen Elektrizitätssektor werden in
diesem
Kapitel
Auswirkungen
Trends
auf
die
Beschäftigungseffekte in der deutschen Stromerzeugung abgeleitet.
6. Ableitung von Handlungsempfehlungen in Bezug auf die deutsche Energiepolitik
und die deutsche Ener
Energiewirtschaft
Mithilfe einer umfangreichen Recherche der Situation in Deutschland, der Analyse der
energiewirtschaftlichen Lage in ausgesuchten EU-Mitgliedstaaten und der Befragung
energiewirtschaftlicher Experten wurden Stärken und Schwächen der deutschen
Rahmenbedingungen für Investitionen in die Stromerzeugung ermittelt. Auf Basis
dieser Untersuchungen werden abschließend Handlungsempfehlungen in Bezug auf die
deutsche Energiepolitik und -wirtschaft speziell zu der zentralen Fragestellung des
Projekts abgeleitet.
1.3
Methodisches Vorgehen
1.3.1
Forschungsansatz und Analysefokus
Der Forschungsansatz der Untersuchung bestand aus einer Kombination von
empirischer Länderanalyse mit einem politisch-normativen Forschungsansatz. Die
Ergebnisse
der
empirischen
Länderanalyse
wurden
durch
leitfadengestützte
Experteninterviews ergänzt / vertieft.
Die empirische Analyse von Investitionsentscheidungen erfolgte überwiegend auf der
Makroebene, da eine umfassende Untersuchung der Mikroebene u.a. aufgrund der
46/390
Einleitung
Vertraulichkeit
der
Experteninterviews
zu
ermittelnden
erfolgte
eine
Daten
nicht
ergänzende
umsetzbar
(anonymisierte)
war.
Über
die
Betrachtung
von
Investitionsentscheidungen auf der Mikroebene.
Wie Abbildung 1–2 verdeutlicht, folgte die Bearbeitung der Forschungsfrage einem
ökonomisch/soziologischen
Entscheidungsergebnissen
Ansatz.
bzw.
Im
Kern
politische,
wurden
Präferenzen
wirtschaftliche
und
zwischen
gesellschaftliche
Determinanten der Entscheidung betrachtet. Es erfolgte keine Betrachtung des
Entscheidungsverhaltens von Individuen.
Abbildung 1–2:
1.3.2
Disziplinäre Ansätze der Entscheidungsfindung
Empirische Länderanalyse
Im Rahmen der empirischen Länderanalyse wurde untersucht, welche Unterschiede
für unterschiedliche Erzeugungstypen (KWK, erneuerbare Energien, Großkraftwerke)
und Infrastrukturen in der Stromerzeugung und –verteilung bestehen.
Wie im Projektantrag vom 03.12.2009 formuliert, bestand die Zielsetzung der
empirischen
Länderanalyse
einerseits
darin,
die
Bandbreite
individueller
nationalstaatlicher Wege der zukünftigen Stromerzeugung in Europa abzubilden, ohne
eine lückenlose Dokumentation der Energiepolitiken aller 27 EU-Mitgliedstaaten
vorzunehmen.
Andererseits
sollten
die
für
die
europäische
Stromversorgung
wichtigsten EU-Mitgliedstaaten als Vergleichsmaßstab für die Situation in der
deutschen Stromwirtschaft herangezogen werden. Durch den von der europäischen
Gesetzgebung geforderten Ausbau der Interkonnektivität der europäischen Stromnetze
spielen für die Entwicklung der deutschen Stromversorgung insbesondere die
Entwicklungspfade europäischer Nachbarstaaten eine entscheidende Rolle. Darüber
hinaus sollte auch die Divergenz von Standort- bzw. Investitionsbedingungen für den
Ausbau Erneuerbarer Energien sowie nuklearer und fossiler Kraftwerke abgebildet
47/390
Einleitung
werden,
die
unter
anderem
aus
nationalen
Standortpolitiken,
technischen
Möglichkeiten sowie den Regelungen des CO2-Emissionshandels resultiert und die
Entwicklung der Stromversorgung in Deutschland nicht unerheblich beeinflusst.
Die Auswahl der Untersuchungsländer erfolgte daher nach folgenden Kriterien:
-
Faktischer Einfluss auf die europäische Stromerzeugung
o
-
-
-
Anteil an der europäischen Bruttostromerzeugung
Beeinflussungspotenzial des deutschen Strommarktes
o
Netzverbindung zu Deutschland (Interkonnektorenkapazität)
o
Stromhandelsverbindung zu Deutschland (bestehend / geplant)
Divergierende Ausrichtungen der nationalen Stromerzeugung (Regierung)
o
Nukleare Stromerzeugung (bestehend / geplant)
o
Regenerative Stromerzeugung (Zielvorgaben EU)
Standort-/Investitionsinteressen EVU
o
Investitionsinteresse ausländischer EVU in Deutschland
o
Interesse deutscher EVU an Investitionen im europäischen Ausland
Gemäß Abstimmung in der ersten Sitzung des Wissenschaftlichen Beirats wurden in die
empirische Länderanalyse die im ursprünglichen Projektantrag aufgeführten Länder
Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Niederlande, Polen sowie die Slowakische
Republik einbezogen. Um eine weitere Fokussierung der Studie sowie eine höhere
Untersuchungstiefe zu erreichen, wurde die Betrachtung von Spanien, die im
ursprünglichen Projektantrag vom 03.12.2009 vorgesehen war, aus der Analyse
ausgeschlossen. Tabelle 1–2 gibt einen Überblick über die zentralen Auswahlkriterien
nach Untersuchungsländern.
Informatorische Basis für die Ergebnisse der empirischen Länderanalyse bildete die
Auswertung nationaler Energiekonzepte und energiepolitischer Strategiedokumente,
von Koalitionsprogrammen der amtierenden Regierungen, der nationalen Aktionspläne
zum Ausbau Erneuerbarer Energien bis 2020 sowie der Monitoringberichte bzw.
National
Reports
der
nationalen
Regulierungsbehörden.
Um
energiepolitische
Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition sowie innerhalb bestehender
Koalitionsregierungen zu ermitteln, wurden aktuelle Wahl- und Parteiprogramme sowie
Koalitions-
bzw.
Regierungsprogramme
ausgewertet
und
die
Stabilität
energiepolitischer Ausrichtungen nach den letzten Parlamentswahlen untersucht. Um
die Akzeptanz der Öffentlichkeit gegenüber verschiedenen Energieinfrastrukturen zu
48/390
Einleitung
ermitteln, erfolgte eine Recherche in auflagenstarken Zeitungen, einschlägigen
Rundfunk-/Fernsehanstalten
sowie
Internetinformationsportalen
für
die
Energiewirtschaft in den ausgewählten Untersuchungsländern. Die Analyse von
Investitionsstrategien deutscher Energieunternehmen basierte auf der Auswertung von
Unternehmenshomepages sowie aktueller Geschäftsberichte und Positionspapiere von
Energieunternehmen.
Tabelle 1–2:
Auswahl der Untersuchungsländer im Rahmen der empirischen
Län
Länderanalyse: Zentrale Auswahlkriterien nach Untersuchungsländern
Land
Kriterien für die Auswahl
-
Hoher faktischer Einfluss auf die europäische Stromerzeugung:
Top 5 EU-Bruttostromerzeugung
FR
-
Hohes Beeinflussungspotenzial des deutschen Strommarktes:
Interkonnektorkapazität, Stromhandelsverbindung
-
Divergierende Ausrichtung der nationalen Stromerzeugung:
Hoher Anteil nuklearer Stromerzeugung im Strommix
-
Hoher faktischer Einfluss auf die europäische Stromerzeugung:
Top 5 EU-Bruttostromerzeugung
-
Neubau von KKW geplant
GB
-
Gegenseitige Investitionsinteressen von EVU im Bereich erneuerbarer Erzeugung, Investitionsinteressen deutscher EVU in britische
KKW
-
Hohes Beeinflussungspotenzial des deutschen Strommarktes:
NL
-
Neubau von KKW geplant
-
Gegenseitige Investitionsinteressen von EVU im Bereich fossiler und
erneuerbarer Erzeugung und Strominfrastrukturen
PL
Beeinflussungspotenzial des deutschen Strommarktes:
-
Einstieg in die KKW-Nutzung verabschiedet
-
Hoher Anteil nuklearer Stromerzeugung im Strommix
SK
-
1.3.3
Investitionsinteresse deutscher EVU im Bereich fossiler Erzeugung
Experteninterviews
Die Ergebnisse der empirischen Länderanalyse wurden durch leitfadengestützte
Experteninterviews ergänzt / vertieft. Insgesamt wurden 22 Experteninterviews im
Zeitraum Januar bis März 2011 im Inland und im europäischen Ausland durchgeführt.
Gemäß
49/390
Projektantrag
wurden
die
Experteninterviews
mit
Konzernvertretern,
Einleitung
Arbeitnehmervertretern,
politischen
und
kommunalen
Entscheidungsträgern,
Mediatoren sowie Experten aus Wissenschaft und Gewerkschaften durchgeführt.
Tabelle
1–3
gibt
eine
Übersicht
über
die
Verteilung
der
Interviews
nach
Expertengruppen.
Tabelle 1–3:
Verteilung der Interviews in Deutschland sowie in den ausgewähl
ausgewählten
EUEU-Mitgliedstaaten nach Expertengruppen
Deutschland
Gesamt
17
Arbeitnehmervertreter
7
Betriebsräte
4
Gewerkschaften / DGB
3
Vertreter der Energiewirtschaft
6
Stadtwerke / Regionalversorger
4
Verbundunternehmen
2
Weitere Experten
4
Politik und Verwaltung
2
Forschungsinstitute
2
Europa
Gesamt
5
Unabhängige Experten
5
Frankreich
1
Großbritannien
1
Niederlande
1
Polen
1
1
Im Rahmen der Interviews wurden die ausgewählten Experten insgesamt zu fünf
Themenblöcken befragt. Tabelle 1–4 gibt eine Übersicht über die Befragungsinhalte
der einzelnen Themenblöcke. Eine Übersicht über den integrierten Frageleitfaden, der
alle in den Expertenbefragungen vorkommenden Fragen zusammenfasst, findet sich
im Anhang des Begleitdokuments zum Projektendbericht mit dem Titel „Ergebnisse der
Expertenbefragung
Vergleich“.
Im
im
Rahmen
Projekt
Zukunft
der
Befragung
der
Stromerzeugung
wurde
dieser
im
europäischen
Frageleitfaden
für
die
verschiedenen Expertengruppen thematisch angepasst. Dabei ist zu beachten, dass
nicht jedem Experten alle Fragen gestellt wurden. Auch die Abfolge der Themenblöcke
in den individuellen Frageleitfäden weicht teils von der aufgeführten Reihenfolge im
integrierten Frageleitfaden ab. Über die differenzierte Schwerpunktsetzung der
Themen nach Befragungsgruppen konnten über die Befragung mehr Themenbereiche
50/390
Einleitung
abgefragt werden, als bei einer Kürzung des Frageleitfadens möglich gewesen wäre.
Zudem konnten durch die Priorisierung von Frageblöcken in den Interviews jeweils
einzelne Themenbereiche vertiefend thematisiert und in Summe aller Interviews
sämtliche Themenbereiche ausreichend abgedeckt werden.
Tabelle 1–4:
Übersicht über die Befragungsinhalte
Befragungsinhalte der Experteninterviews nach
Themenblöcken
Themenblock 1
Europäische Energiepolitik: Perspektiven und Auswirkun
Auswirkungen
-
Versorgungssicherheit und Wettbewerb,
-
Nachhaltigkeit,
-
Chancen und Risiken einzelner Länder im europäischen
Standortwettbewerb
Themenblock 2
ausge
ewählten
Zukünftige energiewirtschaftliche Infrastrukturen in den ausg
EUEU-Mitgliedstaaten
Themenblock 3
-
Realisierung der EE-Ausbauziele,
-
Ausbau der Strominfrastrukturen,
-
Konkurrenzen zwischen alternativen Erzeugungsstrukturen
Investitionsstrategien deutscher Stromerzeuger zwischen deut
deutscher und
europäischer Energiepolitik
-
Auswirkungen des deutschen Energiekonzeptes auf
Investitionsbedingungen,
-
Auswirkungen des deutschen Energiekonzeptes auf
Investitionsstrategien,
-
Auswirkungen des „europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes“ auf
Themenblock 4
Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitions
in der Energiewirtschaft
-
Partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien,
-
Einflussnahme von Umweltverbänden/-organisationen,
-
Öffentliche Akzeptanz von Stromerzeugungs- und
Infrastrukturprojekten
Themenblock 5
Beschäftigungstrends der Stromerzeugung in Deutsch
Deutschland
-
Notwendige Rahmenbedingungen für nationale Wertschöpfung
-
Erwartete Verschiebung von Beschäftigungseffekten zwischen
im Elektrizitätssektor,
verschiedenen Wirtschaftszweigen
1.3.4
Darstellung der Arbeitsergebnisse
Das umfangreiche Arbeitsprogramm des Projekts hat zur Folge, dass auch der Projektendbericht recht umfangreich geworden ist. Als Projektbearbeiter wollten wir zu jeder
der gestellten Fragen des Arbeitsprogramms eine Antwort und die entsprechenden
wissenschaftlichen Belege liefern. Aufgrund der Fülle des Arbeitsprogramms konnte
die Analyse der einzelnen Themen dabei vielfach nicht in die Tiefe gehen. Für die
bessere Lesbarkeit wurde die Studie sehr tief untergliedert, so dass jeder Leser leicht
die Kapitel oder Themen finden kann, die ihn besonders interessieren. Auch die
Expertenmeinungen
51/390
zu
den
verschiedenen
Fragestellungen
wurden
in
den
Einleitung
Projektendbericht integriert und in Unterkapiteln mit eigener Überschrift dargestellt.
Zusätzlich dazu wurden die Ergebnisse der Expertenbefragung in einem Begleitband
zum Projektendbericht in komprimierter Form dargestellt. Die Darstellung der
Interviewergebnisse erfolgte sowohl im Projektendbericht als auch im Begleitband in
anonymisierter Form. Außerdem gibt es in jedem Hauptkapitel und teilweise auch in
den
Unterkapiteln
Zwischenfazits (als
eigene Kapitel)
oder
Absätze, die
mit
„Kurzfazit“ eingeleitet werden, um die Lektüre zu erleichtern. Die im Projektenbericht
verwendete männliche Form bezieht selbstverständlich die weibliche Form mit ein. Auf
die Verwendung beider Geschlechtsformen wurde lediglich mit Blick auf die bessere
Lesbarkeit des Textes verzichtet.
52/390
Investitionen und Beschäftigung in der Energiewirtschaft
2
Investitionen und Beschäftigung in der
Energiewirtschaft
Zielsetzung des Projektes ist es herauszuarbeiten, wie gute Rahmenbedingungen für
Investitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten für die
Energiewirtschaft6 in Deutschland geschaffen werden können. Dazu wird zunächst das
Investitionsverhalten
der
deutschen
Energiewirtschaft
betrachtet
und
der
Investitionsbedarf in Deutschland und Europa dargestellt. Der zweite Untersuchungsschritt beginnt mit einer begrifflichen Abgrenzung verschiedener Beschäftigungseffekte, arbeitet dann qualitative und quantitative Unterschiede zwischen den Beschäftigungswirkungen konventioneller und regenerativer Stromerzeugung heraus und
stellt den Zusammenhang zwischen Investitionen und Beschäftigungseffekten dar. In
einem
dritten
Untersuchungsschritt
werden
zentrale
Einflussfaktoren
auf
Investitionsentscheidungen im Stromsektor und daraus resultierende Fragen für die
weitere Untersuchung dargestellt.
Eine ins Detail gehende Quantifizierung der Beschäftigungseffekte verschiedener
oder
unterschiedlicher
Rahmenbedingungen/Szenarien
kann und soll dabei im Rahmen des Projektes nicht geleistet werden. Stattdessen
erfolgt ein grober Vergleich der mit dem Betrieb verschiedener Stromerzeugungsanlagen verbundenen „regionalen“ Beschäftigungseffekte. Dieses Teilergebnis ermöglicht dem Leser eine Einschätzung darüber, welche energiewirtschaftlichen Investitionsentscheidungen mit positiven regionalen Beschäftigungseffekten verbunden sind.
2.1
Investitionen in der Energiewirtschaft
Gemäß BMWi stellt die Gewährleistung der Versorgungssicherheit bei leitungsgebundenen Energien bereits seit Jahrzehnten primär eine Aufgabe der Energieversorgungsunternehmen dar. [BMWi, 2008] Die Unternehmen der Strom- und
Gaswirtschaft gehören daher seit der Gründung der Bundesrepublik zu den größten
Investoren in der deutschen Wirtschaft. Die energiewirtschaftlichen Investitionen der
EVU
und
Gasversorgungsunternehmen
(GVU)
stellen
ein
milliardenschweres
Konjunkturprogramm dar, von dem gemäß [Wetzel, 2010] Tausende mittelständische
Zulieferbetriebe und Hunderttausende Arbeitsplätze abhängen. Das kurz-, mittelund
6
Zur „Energiewirtschaft“ werden in dieser Studie neben den Energieunternehmen, die als Erzeuger,
Transporteur, Verteiler oder Lieferant von Strom zur „herkömmlichen“ Energiewirtschaft gehören, auch
die Stromerzeuger und –händler gezählt, die Strom aus erneuerbaren Energien erzeugen und vertreiben
(hauptberuflich
oder
nebenberuflich),
sowie
die
nach
der
Liberalisierung
als
reine
Dienstleistungsunternehmen entstandenen Stromhandelsunternehmen. Unternehmen, die technische
Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren oder fossilen Energien herstellen oder installieren,
werden hier dagegen nicht zur Energiewirtschaft gezählt.
53/390
langfristige Investitionsverhalten der EVU (und GVU) hat somit unmittelbaren positiven
oder negativen Einfluss auf die Beschäftigungssituation in Deutschland.
2.1.1
Investitionsverhalten der deutschen Energie
Energiewirtschaft
Investitionen im Stromsektor betreffen in erster Linie konventionelle und regenerative
Stromerzeugungsanlagen sowie Strominfrastrukturen (Netze und Stromspeicher). Der
Umfang der Investitionen hat sich dabei seit 1950 nicht kontinuierlich entwickelt,
sondern Perioden mit hohen Investitionen und Perioden mit niedrigen Investitionen
wechseln sich ab (vgl. Abbildung 2–1).
Abbildung 2–1:
Investitionen der deutschen Energiewirtschaft im Stromsektor 195019502010
Quelle:
[Statista, 2010], [BDEW, 2010]7
Die Stromwirtschaft in Deutschland erlebte nach der Aufbauphase in den 1950er
Jahren Mitte der 60er Jahre ihren ersten Investitionshöhepunkt mit dem intensiven
Ausbau des Leitungsnetzes. In einem zweiten Zyklus in den 1970er Jahren folgte der
weitere Ausbau des Leitungsnetzes und des Kraftwerksparks. Die Investitionstätigkeit
in den 1980er Jahren war u.a. vom Bau von Rauchgasentschwefelungsanlagen geprägt.
In den 1990er Jahren stellte die Modernisierung der ostdeutschen Energiewirtschaft
einen wichtigen Treiber für Investitionen dar. Während mit Beginn der Liberalisierung
in Deutschland ein starker Rückgang der Investitionen einherging, haben die
Investitionen der EVU seit 2005 wieder deutlich zugenommen und im Jahr 2008 bereits
den Höchststand von 1995 überschritten. [ew, 2009]
Die Investitionen
der
vergangenen drei Jahre waren aufgrund der allgemein
schwierigen, wirtschaftlichen Lage durch die weltweite Wirtschafts- und Finanzkrise
7
Die Angaben für 2008 bis 2010 entsprechen dem Planungsstand der Unternehmen vom Frühjahr 2008.
54/390
größtenteils schwierig. Trotz der nach wie vor angespannten wirtschaftlichen Lage wird
die Energiebranche aus Sicht des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft
(BDEW) auch in 2010 ein starker Investitionsmotor in Deutschland sein. Die BDEWAnalyse der Unternehmensplanungen für 2010 verdeutlicht, dass die deutschen
Energieunternehmen im Jahr 2010 Investitionen in Höhe von 13,5 Milliarden Euro
geplant haben. Für die Modernisierung und den Neubau von Stromerzeugungsanlagen
seien Investitionen in Höhe von rund 6,0 Milliarden Euro (2009: 5,8 Mrd. Euro) geplant.
[BDEW, 2010] Abbildung 2–2 zeigt, dass sich die jährlichen Netzinvestitionen der
deutschen Stromversorger 2011 im Vergleich zu 2003 etwa verdoppeln werden und
seit 2009 etwa ein Drittel der Gesamtinvestitionen im Stromsektor ausmachen.
Abbildung 2–2:
Quelle:
Netzinvestitionen der deutschen Stromversorger 19911991-2011
[BDEW, 2009a]
Trotz des tendenziell positiven Investitionsverhaltens der deutschen Energiebranche,
verzeichnet der Monitoring-Bericht des Bundesministeriums für Wirtschaft und
Technologie
zur
Versorgungssicherheit
im
Bereich
der
leitungsgebundenen
Versorgung mit Elektrizität aus dem Jahr 2008 auch eine Verzögerungen bzw. das
Einfrieren von Investitionsplanungen im Elektrizitätssektor. So wurden gemäß [BMWi,
2008] in den dem Bericht aus dem Jahr 2008 zurückliegenden Monaten insgesamt
rund
10 GW
an
Kraftwerkskapazitäten
aus
der
Planung
genommen.
Zentrale
Investitionshemmnisse liegen bspw. in Unsicherheiten der künftigen internationalen
Klimaschutzpolitik,
mangelnder
Infrastrukturprojekten,
langen
öffentliche
Akzeptanz
Genehmigungsverfahren
von
sowie
Kraftwerks-
und
uneinheitlichen
energiepolitischen Prioritäten der EU-Staaten. [E&M, 2010]
2.1.2
Investitionsbedarf in Deutschland und Europa
Mit Blick auf die kommende Dekade, stehen die großen Energieunternehmen vor einem
erheblichen Investitionsbedarf. Zum einen sind Investitionen zur Modernisierung
55/390
konventioneller Kraftwerke notwendig, die vielfach ihre wirtschaftliche Lebensdauer
erreichen werden. Zum anderen müssen große Investitionen in den Ausbau der
Stromnetze vorgenommen werden, um die Erneuerbaren Energien in die bestehende
Versorgungsstruktur zu integrieren. [ew, 2009], [Itasse, 2010] Entsprechend sieht die
Kraftwerksplanung deutscher Energieunternehmen gemäß BDEW-Analyse bis zum Jahr
2017 insgesamt 63 größere Projekte mit mehr als 20 MW Leistung vor (Neubau und
Modernisierungen/Erweiterungen). Rund ein
Viertel
davon
(17 Vorhaben) sind
Großprojekte mit mehr als 20 MW im Bereich der Erneuerbaren Energien (Neubau und
Erweiterungen). Das gesamte Investitionsvolumen für die geplanten Kraftwerksbauten
liegt bei rund 43 Milliarden Euro. [BDEW, 2010] Um die Stromnetze auf die Verlagerung
der Erzeugungsschwerpunkte und die zunehmenden Einspeisungen aus Erneuerbaren
Energien vorzubereiten, sind zudem bis zum Jahr 2020 rund 40 Milliarden Euro Investitionen in die Stromnetze erforderlich. [BDEW, 2009b] Darüber hinaus werden die
Innovationsbereiche Smart Grids, Smart Metering, E-Mobility und Speichertechnologien
aus Sicht der [Energie Agentur, 2010] in den kommenden Jahren eine zunehmende
Bedeutung haben. Bis 2020 wird allein der Investitionsbedarf in Stromspeicher auf
„zweistellige Milliardenbeträge“ geschätzt. [Handelsblatt, 2010] Vor dem Hintergrund
der Investitionen, die für den Umbau der Energiewirtschaft notwendig sind, ist davon
auszugehen, dass der neue Investitionszyklus in Deutschland stärker und länger sein
wird, als die bisherigen. [ew, 2009]
Auch
mit
Blick
auf
Europa
zeigt
sich
ein
erheblicher
Investitionsbedarf
im
Stromsegment. Um eine ausreichende Versorgungssicherheit zu garantieren und die
vorgegebenen Klimaschutzziele zu erreichen, müssen gemäß [E&M, 2010] in den
kommenden 20 Jahren in Europa Kraftwerke mit einer Kapazität von 800 GW ersetzt
oder neu errichtet werden. Wichtige Investitionssegmente stellen Effizienzerhöhungen
des bestehenden Kraftwerksparks in Osteuropa und eine Modernisierung bzw. ein
Ersatz des überalterten Kraftwerkspark in Ländern wie Großbritannien und Deutschland
dar. Zudem werden neue flexible fossile Kraftwerke benötigt, um die fluktuierende
Stromeinspeisung aus Erneuerbaren Energien ausgleichen zu können. Einen weiteren
Investitionsschwerpunkt bilden die Erhöhung der Energieeffizienz und die CO2Vermeidung in Erzeugung, Übertragung und Verbrauch und beim Infrastrukturausbau,
um die CO2-Emissionen europaweit bis 2020 um 30 % zu reduzieren. Insgesamt wird
das benötigte europäische Investitionsvolumen auf mehr als 1.000 Milliarden Euro
geschätzt. [E&M, 2010]
2.2
Beschäftigungseffekte in der Stromerzeugung
Diese Studie untersucht die Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen in der
Energiewirtschaft mit dem Schwerpunkt Stromerzeugung und die Auswirkungen
solcher Investitionsentscheidungen auf die regionale Beschäftigungssituation, d.h. auf
56/390
die regionalen Arbeitsmärkte an den Standorten der Erzeugungsanlagen. Im Blickpunkt
des Interesses stehen dabei die „dauerhaften“ Beschäftigungseffekte, die aus dem
Betrieb der Erzeugungsanlagen über 20 bis 40 Jahre zu erwarten sind, nicht dagegen
die vorübergehenden Beschäftigungseffekte aus der Produktion und dem Aufbau bzw.
der Installation der Erzeugungsanlagen.
Der Grund für diese Fokussierung auf die betrieblichen Beschäftigungseffekte liegt
einerseits in der Kurzfristigkeit der mit der Investition verbundenen Beschäftigungseffekte und andererseits in der Schwierigkeit der regionalen Zuordnung derselben. In
der Regel findet die Produktion der Erzeugungsanlagen, z.B. der Generatoren,
elektrischen Komponenten, Windräder oder PV-Module, nicht am späteren Standort der
Erzeugungsanlagen statt. Außerdem wird der eigentliche Kraftwerksbau oder die
Installation der EE-Anlagen zum großen Teil durch spezielle Fachkräfte ausgeführt, die
nur zufällig am Standort der Erzeugungsanlage ihren Wohnsitz oder ihren festen
Arbeitsplatz haben. Damit verteilen sich die Beschäftigungswirkungen der Investitionen
auf den Investitionsstandort, die industriellen Schwerpunkte Deutschlands, in denen
Kraftwerksteile und EE-Anlagen produziert werden, und auf ausländische Gebiete für
den großen Anteil importierter Anlagen und Komponenten (Beispiel PV-Anlagen).
2.2.1
Die
Was sind regionale Beschäftigungseffekte der
Stromerzeugung?
regionalen
betrieblichen
Beschäftigungswirkungen
einer
Stromerzeugungs-
investition sind von der Prognos AG am Beispiel eines GuD-Kraftwerks im Detail
untersucht worden. [Prognos, 2008] Dabei wurden direkte, indirekte und induzierte
Effekte unterschieden. Bezogen auf die Beschäftigungseffekte gilt: [Prognos, 2008]
-
Direkte Beschäftigungseffekte entstehen direkt im Kraftwerk bzw. im Fall von
EE-Anlagen im Betreiberunternehmen.
-
Indirekte Beschäftigungseffekte entstehen bei regionalen Zulieferbetrieben
durch die Nachfrage des Kraftwerks oder des EE-Anlagenbetreibers nach Waren
und Dienstleistungen, die für den Betrieb benötigt werden.
-
Einkommensinduzierte
Einkommensinduzierte Beschäftigungseffekte entstehen durch die Verdienstausgaben der Erwerbstätigen, d.h. durch den regionalen Konsum der Personen,
die direkt oder indirekt aus dem Betrieb des Kraftwerks oder der EE-Anlagen
Einkommen (Lohn, Pacht, Unternehmergewinn, Zinsen) beziehen.
Die folgende Abbildung 2–3 veranschaulicht den Zusammenhang der Effekte:
57/390
Abbildung 2–3:
Syste
Systematik der regionalen Beschäftigungseffekte
Direkte Effekte
Arbeitsplätze im Betrieb des
Kraftwerks bzw. beim Betreiber der
EE-Anlagen
Indirekte Effekte
Aus Auftragsvergabe an Lieferanten
für Produkte und Dienstleistungen
Konsuminduzierte Effekte
Beschäftigung resultierend aus den Verdienstausgaben der
direkten und indirekten Beschäftigten
Gesamteffekt
Quelle:
Eigene Abbildung in Anlehnung an [Prognos, 2008, S. 10]
Zu den indirekten Beschäftigungseffekten gehören auch die Arbeitsplätze, die mit der
Lieferung der Primärenergieträger (Gas, Steinkohle, Braunkohle, Biomasse) und mit der
Entsorgung der Abfälle/Wertstoffe (Filterstäube, Kalk oder Gips aus der Abgasreinigung, in Zukunft vielleicht CO2) verbunden sind.
In der o.g. Studie hat Prognos für ein neu zu bauendes GuD-Kraftwerk mit 400 MW
Leistung einen direkten Beschäftigungseffekt von 30 Arbeitsplätzen, indirekte
Beschäftigungseffekte in Höhe von 48 Arbeitsplätzen und weiter 8 Arbeitsplätze als
induzierten Effekt ermittelt. [Prognos, 2008] Würde anstelle eines Einzelblocks eine
Doppelblockanlage mit 800 MW Leistung gebaut, wären die Beschäftigungseffekte
allerdings nur um rund 50 % größer (Gesamteffekt 125 gegenüber 86 Arbeitsplätzen).
Dabei hängt die Größe der „regionalen“ indirekten und der induzierten Beschäftigungseffekte natürlich von der Abgrenzung (Größe) und Wirtschaftsstruktur der Region ab.
Bei gleicher Größe (Fläche oder Einwohnerzahl) wird eine Region mit einem großen
Anteil an gewerblichen und Dienstleistungsarbeitsplätzen höhere indirekte Beschäftigungseffekte aufweisen als eine eher landwirtschaftlich geprägte Region. Aber als
Größenordnung für die Summe der indirekten und induzierten Effekte kann ein
Multiplikator von 1,8 bis 2,3 für Stromerzeugungsanlagen ohne arbeitsintensive
Primärenergiebeschaffung angesetzt werden.
Bei Wind-, Sonnen- und Wasserenergie gibt es keinen Beschäftigungseffekt aus der
Primärenergiebeschaffung, bei Kernenergie, Erdgas und Importsteinkohle ist dieser
Beschäftigungseffekt zu vernachlässigen. Bei in Deutschland geförderter Stein- und
Braunkohle sowie der heimischen Biomasse-/Biogas-/Bioölerzeugung sind dagegen
erhebliche Beschäftigungseffekte vorhanden, die bei der Bewertung der Investitionen
58/390
zu berücksichtigen sind. Im Fall der Biomasse und ihrer Sekundärenergien ist
allerdings zu hinterfragen, ob es sich um zusätzliche Arbeitsplätze handelt. Dies ist
nur dann der Fall, wenn entweder zusätzliche Ackerflächen genutzt werden oder wenn
bisher nicht genutzte Biomasse wie z.B. Abfälle aus der Durchforstung oder der
Grünflächenpflege gezielt eingesammelt und verwertet werden. Wenn der einzelne
Bauer den Mais nun statt zur Viehfütterung zur Biogasherstellung einsetzt, hat dies
keinen zusätzlichen Beschäftigungseffekt.
2.2.2
Vergleich der betrieblichen Beschäftigungseffekte
verschiedener Stromerzeugungstechnolo
Stromerzeugungstechnologien
Wie schon oben ausgeführt, gibt es innerhalb der fossilen Stromerzeugungstechnologien beachtliche Unterschiede bezüglich der betrieblichen Beschäftigungseffekte, z.B. aufgrund des Alters oder des technologischen Stands ansonsten
vergleichbarer Kraftwerke oder aufgrund der Unterschiede in der Beschaffung der
Energieträger: heimischer Abbau von Braunkohle, Import von Steinkohle, heimische
Förderung oder Import von Erdgas. Andererseits gibt es aber auch Gemeinsamkeiten,
die die fossilen Kraftwerke im Gegensatz zu den EE-Erzeugungsanlagen aufweisen:
eine hohe Leistung an einem Standort mit eigenem Betriebspersonal, die Planbarkeit
und Regelbarkeit der Stromerzeugung und die ökonomische Einbettung in den
Strommarkt mit zeitlich schwankenden Preisen. Der durch die Liberalisierung der
leitungsgebundenen Energieversorgung entstandene Wettbewerb hat im Bereich der
Stromerzeugung für einen erheblichen Abbau der Arbeitsplätze gesorgt und wird auch
weiter ein treibender Faktor für kostensenkende Investitionen und Beschäftigungsrückgang sein.
Abgesehen von den alten Bestands-Wasserkraftwerken unterliegt die Stromerzeugung
aus Erneuerbaren Energien nicht den Preisschwankungen des Marktes, sondern einer
gesetzlichen Regelung der Einspeisevergütung. Für jede Technologie sind dabei
Vergütungszeiträume und Vergütungshöhe (und weitere Bedingungen) gesetzlich
festgelegt, die zusammen mit dem Einspeisevorrang eine langfristige und nahezu
risikolose Garantie für Stromerzeugungserlöse bieten, aus der u.a. auch die anfallenden Kosten für Betrieb und Wartung bezahlt werden können. Dieser mangelnde
Wettbewerb
dürfte
eine
Ursache
dafür
sein,
dass
der
Betrieb
Erzeugungsanlagen mit erheblichen Beschäftigungseffekten verbunden ist.
59/390
von
EE-
Tabelle 2–1:
Betriebliche Beschäftigungseffekte
Beschäftigungseffekte einzelner EEEE-Technologien
Installierte
Leistung
Beschäftigung
durch Wartung und
Betrieb
GW
Beschäftigte
EE-Technologie
Wasserkraft
Windenergie
Photovoltaik
Quelle:
4,8
25,8
9,8
Spezifische
Beschäftigung je
GW Leistung
Beschäftigte/GW
(gerundet)
4.400
17.300
4.000
900
700
400
Eigene Berechnungen auf Basis: [BMU, 2010a], [BMU, 2010b]
Die in Tabelle 2–1 aufgeführten Werte, die auf aktuellen Studien des Bundesumweltministeriums basieren, stellen dabei den Gesamtbeschäftigungseffekt im Sinne der
Abbildung
2–3
dar,
umfassen
also
die
direkten,
indirekten
und
induzierten
Beschäftigungseffekte. Vergleichbare Zahlen liegen für den Gesamtbestand an fossilen
Kraftwerken nicht vor. Eine Auswertung verschiedener Untersuchungen zu den
Beschäftigungseffekten neuer fossiler Kraftwerke in Deutschland führte zu dem in
Tabelle 2–2 zusammengefassten Ergebnis.
Tabelle 2–2:
Betriebliche Beschäftigungseffekte neuer fossiler Kraftwerke
Untersuchte
Kraftwerke
Datteln 4
Lünen
Walsum 10
Westfalen
Bestand NRW
GuD, Einzelblock
GuD, Doppelblock
Quelle:
Brennstoff,
Installierte
Leistung
GW
Steinkohle: 1,05
Steinkohle: 0,75
Steinkohle: 0,75
Steinkohle: 1,6
Braunkohle: 11,3
Erdgas, 0,4
Erdgas, 0,8
Beschäftigung
durch Wartung und
Betrieb
Beschäftigte
496
452
293
695
26.800
86
125
Spezifische
Beschäftigung je
GW Leistung
Beschäftigte/GW
(gerundet)
500
600
400
400
2.400
200
150
Eigene Berechnungen auf Basis: [Prognos, 2005], [Prognos, 2008], [EEFA, 2009], [DEBRIV, 2010]
Die Beschäftigungseffekte sind je nach Energieträger deutlich unterschiedlich. Gaskraftwerke liegen mit 150-200 Beschäftigten je GW installierter Leistung am unteren
Ende der Beschäftigungsintensität, Steinkohlekraftwerke mit 400-600 Beschäftigten je
GW in der Mitte und Braunkohlekraftwerke mit rund 2.400 Beschäftigten je GW am
oberen Ende. 8 Die Ursachen für diese Unterschiede liegen z.B. im unterschiedlich
hohen Aufwand für den Primärenergietransport und für die Rauchgasreinigung und
8
Da sich die Werte für Braunkohle nicht auf einen Neubau, sondern auf den Durchschnitt des
Kraftwerksbestands beziehen, sind diese im Vergleich zu den Beschäftigungseffekten der anderen
Kraftwerksneubauten leicht überschätzt. Die Tabelle gibt den Größenordnungsunterschied aber korrekt
wieder.
60/390
natürlich in dem bei der Braunkohle berücksichtigten Personaleinsatz (einschließlich
der indirekten und induzierten Effekte) für die Förderung der Braunkohle bis hin zur
Rekultivierung der Tagebaubereiche.
Die in Tabelle 2–1 und Tabelle 2–2 dargestellten Beschäftigungseffekte je GW
installierter Leistung müssen noch um eine andere Perspektive ergänzt werden. Weil
die verschiedenen fossilen Kraftwerke und insbesondere die EE-Erzeugungsanlagen
ganz unterschiedliche durchschnittliche jährliche Einsatzzeiten haben, werden in der
folgenden Tabelle 2–3 auch die Beschäftigungseffekte je Erzeugungsmenge dargestellt.
Tabelle 2–3:
Vergleich betrieblicher Beschäftigungseffekte
Beschäftigungseffekte je erzeugter
Strommenge
Technologie der
Stromerzeugung
Spezifische
Beschäftigung je
GW Leistung
Durchschnittliche
Vollbenutzungsstunden pro Jahr
Spezifische
Beschäftigung je
TWh Erzeugung
(gerundet)
Beschäftigte/GW
Stunden/Jahr
Beschäftigte/TWh
Steinkohle-KW
Braunkohle-KW
Gaskraftwerk
Wasserkraft
Windenergie
Photovoltaik
Quelle:
500
2.400
150
900
700
400
4.000
6.700
3.400
3.900
1.700
800
125
360
45
230
410
500
Eigene Berechnungen unter Verwendung von Erzeugungsmengen und -kapazitäten aus 2008 nach
[Energieszenarien, 2010]
Diese Perspektive berücksichtigt, dass man – bezogen auf die Leistung – wesentlich
mehr EE-Anlagen benötigt als konventionelle Kraftwerke, wenn man eine bestimmte
Menge Strom erzeugen will. Spitzenreiter bei den Beschäftigungseffekten ist nun die
Photovoltaik mit rund 500 Arbeitsplätzen (AP) je TWh Stromerzeugung, dicht gefolgt
von der Windenergie mit 410 AP/TWh. Braunkohlekraftwerke mit 360 AP/TWh und
Wasserkraftwerke mit 230 AP/TWh liegen im Mittelfeld, während Steinkohlekraftwerke
mit 125 AP/TWh und Gaskraftwerke mit 45 AP/TWh am unteren Ende rangieren.
Aus diesen Zahlen kann man ablesen, dass der Umbau der Stromerzeugung hin zu
einer Dominanz Erneuerbarer Energien nicht nur in der Investitionsphase für Arbeit
sorgt, sondern dauerhaft mit einer starken Zunahme der Beschäftigung im Bereich
Stromerzeugung verbunden ist. Das ist gut für den Arbeitsmarkt. Solange es ein
Überangebot an Arbeitskräften gibt, wird sich dies aber auch über die Erhöhung der
mit
der
Stromerzeugung
niederschlagen.
61/390
verbundenen
Arbeitskosten
in
den
Strompreisen
2.2.3
Auswirkungen verschiedener Investitionsarten auf die
Beschäftigung in
in der Stromer
Stromerzeugung
In der Regel haben Investitionen im Bereich der Stromerzeugung Auswirkungen auf die
Beschäftigungssituation im jeweiligen Betrieb/Unternehmen und in der Region, aber
nicht immer handelt es sich dabei um positive Beschäftigungseffekte und nicht immer
werden die positiven Beschäftigungseffekte im Inland realisiert.
Neubauinvestitionen führen zunächst einmal zu den oben beschriebenen verschiedenen Beschäftigungseffekten. Wenn es sich dabei aber um eine Ersatzinvestition
handelt, wird ein anderes altes Kraftwerke dafür stillgelegt, verbunden mit dem Abbau
der Arbeitsplätze, am Investitionsort oder an einem anderen Standort. Bei gleicher
Größe/Leistung des neuen wie des ersetzten Kraftwerks kann man davon ausgehen,
dass der Netto-Beschäftigungseffekt negativ ist, weil aufgrund des technischen
Fortschritts in neuen Kraftwerken weniger Personal arbeitet als in alten Kraftwerken.
Selbst bei einer erheblichen Steigerung der Kraftwerksleistung ist der Rationalisierungseffekt höchstwahrscheinlich größer als der Erweiterungseffekt.
Rationalisierungsinvestitionen im Kraftwerksbestand, wie sie die Situation in der
Energiewirtschaft in den letzen 13 Jahren seit der Liberalisierung geprägt haben,
führen unweigerlich zu Arbeitsplatzverlusten: menschliche Arbeitskraft wird durch
Kapitaleinsatz z.B. in moderne Steuerungsanlagen oder in Anlagenteile mit niedrigerem Wartungsbedarf ersetzt.
Daneben verursachen Investitionen zusätzlich indirekte negative Beschäftigungseffekte,
die über den Wettbewerb bzw. über die Erzeugungskonkurrenz vermittelt werden und
in der Regel nicht (allein) in der Region des Investitionsstandortes auftreten. Mit jedem
neuen Kraftwerk und jeder neuen EE-Stromerzeugungsanlage geht eine Verringerung
der Stromerzeugung im restlichen Kraftwerksbestand einher, die über kurz oder lang
zu einer Verringerung der „alten“ Erzeugungskapazitäten und damit zum Abbau von
Arbeitsplätzen führt. Dieser Effekt ist allerdings nicht für den Einzelfall zu ermitteln,
sondern nur anhand der Beschäftigtenentwicklung einer ganzen Branche zu beobachten.
Darüber hinaus können Investitionshemmnisse oder fehlende Investitionsanreize dazu
führen, dass EVU geplante Investitionen verzögern, einfrieren oder absagen oder ihre
Investitionen ins europäische oder internationale Ausland verlagern, mit entsprechenden Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in Deutschland.
62/390
2.3
Einflussfaktoren
Einflussfaktoren auf InvestitionsentscheidunInvestitionsentscheidungen im Strom
Stromsektor
Der Handlungskorridor für die Ausgestaltung der europäischen Stromversorgung wird
für die EU-Mitgliedstaaten länderübergreifend durch die Gesetzgebung auf EU-Ebene
festgelegt. Die geltenden EU-rechtlichen Regelungen zur Energiepolitik bilden somit
den Handlungskorridor für Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft und für
Gestaltungsmöglichkeiten der Investitionsbedingungen im Bereich der Stromversorgung durch die nationalen Regierungen. Als zentrale Frage des Projekts resultiert
hieraus für die europäische Betrachtungsebene:
-
Welche
Chancen
bieten
die
europäischen
energiepolitischen
Rahmenbedingungen für Investitionen in der Energiewirtschaft in Deutschland?
Über energiepolitische Vorgaben bzw. Zielstellungen, die mit den Zielsetzungen und
Vorgaben der EU-Energiepolitik in Einklang stehen, sowie die Ausgestaltung des
nationalen
und
sektoralen
(ordnungs)rechtlichen
Rahmens
können
nationale
Regierungen Anreize für Investitionen im Stromsektor setzen oder bestehende
Investitionshemmnisse der Energiewirtschaft abbauen, um ihren energiepolitischen
Zielen zur Umsetzung zu verhelfen. Hierbei spielen insbesondere die energiepolitische
Gesetzgebung,
energiepolitische
Strategiedokumente,
sektorelle
Förder-
und
Anreizsysteme, staatliche Kredite, Bürgschaften oder Investitionszuschüsse sowie
steuerliche Vorteile für den Kraftwerksbau eine entscheidende Rolle. Im Hinblick auf
die Zukunft der Stromerzeugung im europäischen Vergleich stellen sich diesbezüglich
auf nationaler Betrachtungsebene folgende Fragen:
-
Wie werden die energiepolitischen Gestaltungsmöglichkeiten der nationalen
Regierungen bezüglich der Förderung der Umsetzung von Investitionen durch
die Energiewirtschaft im europäischen Ländervergleich genutzt?
-
Gibt
es
eine
energiepolitischer
Strategien
der
nationalen Regierungen im europäischen Ländervergleich?
Wie
bereits
in
Abschnitt
2.1
verdeutlicht,
ist
die
Sicherstellung
der
Versorgungssicherheit im Stromsektor, speziell die Umsetzung der notwendigen
Investitionen in Energieerzeugungsanlagen und –infrastrukturen, weitgehend Aufgabe
der Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) bzw. (Übertragungs-)Netzbetreiber.
[BMWi, 2008] Das bedeutet, dass nationale Regierungen lediglich energiepolitische
Vorgaben machen können und die Erfüllung dieser Vorgaben bspw. durch sektorelle
Investitionsanreize steuern können, während die entsprechenden Investitionen von
Unternehmen der Energiewirtschaft getätigt werden müssen. Divergenzen zwischen
energiepolitischen Zielen der Regierung und energiewirtschaftlichen Zielen von EVU
können daher dazu führen, dass EVU nicht investieren, nicht in die regierungsseitig
gewünschten Erzeugungsanlagen investieren oder ihre Investitionen ins europäische
63/390
oder internationale Ausland verlagern. Die Gestaltungsmöglichkeiten nationaler
Regierungen bezüglich der Umsetzung energiewirtschaftlicher Investitionen werden
dementsprechend entscheidend durch die nationalen Machtverhältnisse zwischen
Regierung und Energiewirtschaft bestimmt. Zu den zentralen Aspekten, welche die
Wettbewerbsstrukturen der nationalen Stromversorgung determinieren, zählen der
Stand der Liberalisierung im Stromsektor, die Marktmacht der national dominierenden
EVU im Stromsektor und ihre simultane Marktmacht im Gasmarkt, der Besitz der
Übertragungsnetze, staatliche Eigentumsanteile an EVU/ÜNB, die Ausgestaltung der
sektorspezifischen staatlichen Regulierung, die Ausgestaltung und Umsetzung der
nationalen
Wettbewerbspolitik
sowie
die
Divergenz
von
nationaler EVU. Im Rahmen des Projekts werden diesbezüglich folgende Fragen
untersucht:
-
Welche Machtverhältnisse zwischen Regierung und Energiewirtschaft bzw.
welche Wettbewerbsstrukturen zeigen sich im Stromsektor im europäischen
Ländervergleich?
-
Inwiefern gibt es eine Auseinanderentwicklung energiepolitischer Investitionsziele und energiewirtschaftlicher Investitionsstrategien zwischen Regierung und
Energiewirtschaft in DE?
-
Inwiefern gibt es eine Auseinanderentwicklung von Investitionsstrategien
zwischen großen EVU und Stadtwerken in DE?
Wie bereits im Abschnitt 2.1.1 thematisiert, stellen auch die öffentliche Akzeptanz von
Kraftwerks-
und
Infrastrukturprojekten
sowie
gesellschaftliche
und
politische
Konfliktlinien im Bereich der Stromerzeugung und –verteilung wichtige Einflussfaktoren
auf Investitionsentscheidungen im Stromsektor dar. Für die Zukunft der europäischen
Stromerzeugung stellt sich diesbezüglich die Frage:
-
Welchen
Einfluss
hat
die
Öffentlichkeit
auf
die
Umsetzung
von
Investitionsstrategien der Energiewirtschaft im europäischen Ländervergleich?
Neben
den
bereits
aufgeführten
Aspekten
stellen
insbesondere
ökonomische
Rahmenbedingungen, wie z.B. die Wirtschaftsentwicklung, Investitionskosten für neue
Kraftwerke und deren Komponenten oder
die Kapitalmarktbedingungen sowie
technologische Rahmenbedingungen, wie z.B. die Entwicklung und der Markteinsatz
neuer Erzeugungstechnologien oder der zunehmende Einsatz von IuK-Technologien im
Energiesektor, weitere wichtige Einflussfaktoren für Investitionsentscheidungen im
Stromsektor dar. Um die Komplexität der Thematik zu begrenzen, fokussiert die
nachfolgende Untersuchung jedoch auf die zwei Themenbereiche Vernetzung von
europäischer und nationaler Energiepolitik einerseits sowie auf nationaler Ebene die
Einflussnahme bzw. das Zusammenspiel von Regierung, Energiewirtschaft und
Öffentlichkeit auf / bei Investitionsentscheidungen in der Energiewirtschaft. Rein
64/390
ökonomische und technologische Einflussfaktoren wurden demgegenüber aus der
Untersuchung ausgeklammert. Abbildung 2–4 gibt eine Übersicht über die zentralen
Fragen zur Untersuchung von Einflussfaktoren auf Investitionsentscheidungen im
Stromsektor im Rahmen des Projekts.
Abbildung 2–4:
Zentrale Fragen zur Untersuchung von Einflussfaktoren auf
Investitionsentscheidungen im Stromsektor
Stromsektor im Rahmen des Projekts
Bei der nachfolgenden Untersuchung der aufgeführten Forschungsfragen gehen die
Projektbearbeiter
von
der
vereinfachenden
Annahme
von
EVU
durch
im
Kern
aus,
einen
Mix
dass
an
unternehmensinternen und -externen Faktoren beeinflusst werden, die sich wiederum
in harte und weiche Faktoren unterscheiden lassen. Während harte Faktoren objektiv
quantifizierbare Größen darstellen, sind weiche Faktoren nicht bzw. nicht objektiv
quantifizierbare Größen. Als Entscheidungskriterien für Investitionen sind nicht nur
harte Enflussfaktoren wie bspw. die „Wirtschaftlichkeit von Investitionen“ oder
„energiepolitische Rahmenbedingungen für Investitionen“ relevant, sondern auch
weiche Einflussfaktoren wie bspw. „Verantwortung gegenüber Gesellschaft und
Umwelt“ oder die „gesamtgesellschaftliche Akzeptanz gegenüber dem anvisierten
Energiemix“. Die Einflussnahme des europäischen und nationalen Gesetzgebers bleibt
aus Sicht der Projektbearbeiter jedoch weitestgehend auf unternehmensexogene
Faktoren beschränkt. Daher bezieht sich die Untersuchung im Rahmen des Projekts
ausschließlich auf unternehmensexogene harte und weiche Faktoren, welche den
Stromsektor beeinflussen (vgl. Abbildung 2–5).
65/390
Hinsichtlich der Betrachtung von Rahmenbedingungen für Investitionen in der
Energiewirtschaft
lässt
sich
ferner
zwischen
allgemeinen
und
speziellen
Rahmenbedingungen zu einem gegebenen Zeitpunkt unterscheiden. Im Rahmen des
Projekts steht die Betrachtung allgemeiner Rahmenbedingungen im Fokus.
Abbildung 2–5:
Untersuchung unternehmensexogener Faktoren im Rahmen des
Projeks
UNUN-exogene Faktoren
•
Energiepolitische
UNUN-endogene Faktoren
•
Faktoren
n
Harte Faktore
Rahmenbedingungen (RB
(RB):
•
•
Strategische Ziele:
•
Marktpositionierung
•
Energiepolitik
•
Wertschöpfungsketten-Mmt
•
Ordnungsrecht
•
Portfolio-Mmt,…
Energiewirtschaftliche RB:
RB:
•
Finanzielle Ziele:
•
Marktstrukturen
•
Wirtschaftlichkeit
•
Machtverhältnis Regierung –
•
Cash Flow
Energiewirtschaft formell
•
Amortisationszeiten,...
Gesellschaftliche RB:
RB:
•
•
Energiepolitische Volksentscheide
Qualitätsziele:
•
Unterbrechungsfreie
Stromversorgung,….
•
Energiepolitische RB:
RB:
•
•
•
Verantwortung ggü. Gesellschaft und
Umwelt:
Energiepolitische Konfliktlinien
innerhalb der Regierung
•
Energiepolitische Konfliktlinien
•
Ressourcenschonung und
Weiche Faktoren
zwischen Regierung und
Umweltschutz
Opposition
•
Energiewirtschaftliche RB:
RB:
•
•
•
•
Energiewirtschaft informell
•
Mitarbeiterzufriedenheit
(kooperativ vs. antagonistisch)
•
Kundenzufriedenheit
•
Lieferantenmanagement
•
Anwohnerzufriedenheit,…
Gesamtgesellschaftliche
Akzeptanz: Energiemix / einzelne
Primärenergien / Netzausbau
•
Verantwortung
Verantwortung ggü. UNUNStakeholdern:
Stakeholdern:
Machtverhältnis Regierung –
Gesellschaftliche RB:
RB:
•
Regionale Wertschöpfung,…
•
…
Energiepolitische Einflussnahme
von Umweltverbänden / organisationen
66/390
In
den
nachfolgenden
Kapiteln
werden
die
aufgeworfenen
Forschungsfragen
schrittweise beantwortet. Kapitel drei befasst sich mit der europäischen Dimension der
zukünftigen
Stromerzeugung
und
den
daraus
resultierenden
Chancen
für
energiewirtschaftliche Investitionen in Europa. In Kapitel vier werden die nationalen
Aspekte der zukünftigen Stromerzeugung in Europa im Rahmen einer empirischen
Länderanalyse ausgewählter EU-Mitgliedstaaten untersucht. In Kapitel fünf erfolgen
eine Analyse der Divergenzen der empirischen Länderanalyse sowie eine normative
Bewertung der Situation in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. In Kapitel sechs
werden die bisherigen Untersuchungsergebnisse aufgegriffen und Auswirkungen
energiewirtschaftlicher Trends auf die Beschäftigungseffekte in der deutschen
Stromerzeugung
ermittelt.
In
Kapitel
sieben
werden
abschließend
aus
den
Untersuchungsergebnissen des Projekts Handlungsempfehlungen in Bezug auf die
deutsche Energiepolitik und -wirtschaft für die zentrale Fragestellung des Projekts
abgeleitet: Wie können gute Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für
mit
Deutschland geschaffen werden?
67/390
positiven
regionalen
in
EU-rechtliche Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromversorgung in Europa
3
EUEU-rechtliche Rahmenbedingungen zur
zukünftigen Stromversorgung in
Europa
EU-rechtliche Regelungen zur Energiepolitik und zur Energiewirtschaft bilden den
Handlungskorridor für Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft und für
Gestaltungsmöglichkeiten
der
durch
die
nationalen
Regierungen. Innerhalb dieses Kapitels sollen daher die EU-rechtlichen Rahmenbedingungen zur zukünftigen Stromerzeugung in Europa im Hinblick auf die folgende
Fragestellungen dargestellt und bewertet werden:
1. Welche energiepolitischen Kompetenzen besitzt die EU?
2. Welche Ziele verfolgt die EU im Rahmen ihrer integrierten EU-Energiepolitik?
3. Welche Auswirkungen hat die integrierte EU-Energiepolitik auf Investitionen im
Stromsektor innerhalb Europas?
4. Welche Chancen und Risiken resultieren aus den europäischen energiepolitischen Rahmenbedingungen für den Stromerzeugungsstandort Deutschland?
3.1
Energiepolitische Kompetenzen
Kompetenzen der EU
3.1.1
EUEU-Energiepolitik im Primär
Primärrecht
recht
Rechtliche Handlungsgrundlage der EU
EU-Institutionen (EUV und AEUV)
Die Institutionen der EU verfügen grundsätzlich nur über den Handlungsspielraum, für
den ihnen die EU-Mitgliedstaaten rechtliche Kompetenzen übertragen haben. Die
Grundlage hierfür bilden der Vertrag über die Europäische Union (EUV) und der Vertrag
über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV). Gemäß Artikel 5 des EUVertrags (ex-Artikel 5 EGV) gilt für die Abgrenzung der Zuständigkeiten der Union „der
Grundsatz der begrenzten Einzelermächtigung. Für die Ausübung der Zuständigkeit
der Union gelten die Grundsätze der Subsidiarität und der Verhältnismäßigkeit.“ [EUV,
2010, Artikel 5] Jede Forderung nach einer bestimmten Aktivität der europäischen
Institutionen erfordert daher zunächst eine Überprüfung, ob die EU rechtlich in der
Lage ist, verbindliche Regelungen zu treffen. Mit diesem Prinzip soll verhindert werden,
dass die EU in den Bereichen verbindliche Entscheidungen trifft, in denen die Staaten
selbst ihre Souveränität beanspruchen.
68/390
Die rechtliche Grundlage für das Handeln der EU-Institutionen ist gemäß Artikel 114
AEUV geregelt (ex-Artikel 95 EGV). Demnach können Sekundärrechtsakte nicht von der
Kommission allein beschlossen werden. Vielmehr ist immer das Zusammenwirken von
EU-Kommission, EU-Parlament und Europäischem Rat erforderlich. Der Tätigkeitsbereich der EU-Kommission beschränkt sich dabei weitestgehend auf die Ausarbeitung
von Legislativvorschlägen, während die Entscheidungen dem EU-Parlament und dem
Europäischen Rat überlassen werden. [AEUV, 2010, Artikel 114]
Kompetenzgrundlage der EU im Energiebereich
Im Energiebereich fehlte auf europäischer Ebene lange Zeit eine eigenständige
energiepolitische Kompetenzgrundlage. Energiepolitische Handlungen der europäischen Institutionen mussten sich stets auf eher allgemeine vertragliche Grundlagen
stützen, so auf die Vorgaben zur Schaffung eines gemeinsamen Binnenmarktes, auf die
Wettbewerbsregeln und insbesondere auf die Flexibilitätsklausel des Artikels 308 EGV
(jetzt: Artikel 352 AEUV).
Erst mit dem Vertrag von Lissabon wurde ein eigenständiges Energiekapitel aufgenommen und die Kompetenzen der EU auf den Bereich Energie und die transeuropäischen
Netze ausgeweitet. Der Energietitel im Lissabonner Vertrag besteht nur aus einem
einzigen Artikel (Artikel 194 AEUV), in dem die folgenden energiepolitischen Ziele
formuliert werden:
-
„Sicherstellung des Funktionierens des Energiemarktes,
-
Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit in der Union,
-
Förderung der Energieeffizienz und Energieeinsparungen sowie der Entwicklung
neuer und erneuerbarer Energiequellen,
-
Förderung der Interkonnektion der Energienetze“.
Die Verwirklichung dieser Ziele soll im Einklang des „Geistes der Solidarität zwischen
den Mitgliedstaaten“, im Rahmen der „Verwirklichung oder des Funktionierens des
Binnenmarktes“ sowie unter „Berücksichtigung der Notwendigkeit der Erhaltung und
Verbesserung der Umwelt“ erfolgen. [AEUV, 2010, Artikel 194]
Darüber hinaus wurde festgelegt, dass sich im Energiebereich die EU und die EUMitgliedstaaten die Zuständigkeiten teilen. [AEUV, 2010, Artikel 4, Abs. 2 lit i] Die
Mitgliedstaaten können in diesem Politikbereich Regelungen verabschieden, solange
die EU ihre Zuständigkeit noch nicht ausgeübt hat. [AEUV, Artikel 2, Abs. 2]
Die konkrete Umsetzung der genannten Zielsetzungen erfolgt dann im Rahmen eines
ordentlichen Gesetzgebungsverfahrens. [AEUV, 2010, Artikel 289] Für die Annahme
eines Rechtsaktes ist die Mehrheit im Rat sowie des EU-Parlaments erforderlich. Eine
Einstimmigkeit im Europäischen Rat ist gemäß Artikel 192 AEUV nur dann erforderlich,
69/390
wenn eine Maßnahme die Wahl eines Mitgliedstaates zwischen verschiedenen Energiequellen und die allgemeine Struktur seiner Energieversorgung erheblich berührt. [AEUV,
2010, Artikel 192, Abs. 2, lit c]. Der geforderte Nachweis der „Erheblichkeit“ soll
verhindern, dass jede Maßnahme, die in irgendeiner Weise den Energiemix eines
Landes berührt, dem Einstimmigkeitserfordernis unterworfen ist. Die Entscheidungen
über die Förderung Erneuerbarer Energien oder umweltpolitische Maßnahmen werden
als nicht „erheblich“ klassifiziert. Einstimmigkeit wäre etwa im Fall eines EU-weiten
Ausstiegs aus der Kernenergie gefordert.
3.1.2
Handlungsspielräume und Zielkonflikte
Die europäische Energiepolitik ist insbesondere in den zurückliegenden Jahren immer
stärker europäisiert worden. Die Handlungskompetenzen der EU-Institutionen sind
jedoch nicht immer eindeutig. Der EU-Vertrag gibt keine klare Definition der
Regelungskompetenz der EU–Institutionen. Dies hat zur Folge, dass die vertraglichen
Vorgaben von den einzelnen Akteuren entsprechend unterschiedlich ausgelegt werden
können.
Der Bereich der Energie- und Klimapolitik gehört zum Bereich der geteilten
Zuständigkeit von EU und EU-Mitgliedstaaten. Bislang ist nicht abzuschätzen, welche
rechtlichen und politischen Konsequenzen das neue Energiekapitel nach sich ziehen
wird. Wie dargestellt, hat die EU-Kommission jedoch keine Möglichkeit, detailliert in
den realisierten Energiemix auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten einzugreifen. Die geteilte
Gesetzgebungskompetenz ist vielmehr stark von der politischen Willensbildung abhängig. Damit verbleibt große Unsicherheit im Hinblick auf die Angleichung energiepolitischer Rahmenbedingungen zwischen den EU-Mitgliedstaaten.
Zudem sind insbesondere im Hinblick auf die in Artikel 194 AEUV formulierten
energiepolitischen Ziele inhaltliche Zielkonflikte wahrscheinlich, welche in Folge auch
Auseinandersetzungen zwischen EU-Kommission und EU-Mitgliedstaaten bedingen
können:
-
Das Recht eines EU-Mitgliedstaates gemäß Artikel 194, die allgemeine Struktur
der Energieversorgung selbst zu bestimmen, kann mit den Binnenmarktzielen
oder den Regelungen zum Netzzusammenschluss in Konflikt geraten.
-
Die freie Wahl zwischen den verschiedenen Energiequellen kann mit umweltund klimapolitischen Zielvorgaben und dem Ziel der Energieeffizienz. in
Konflikt geraten.
-
Es bleibt unklar, wann ein Solidarfall eintritt und über welche Mechanismen im
Fall einer Versorgungskrise die mitgliedstaatliche Solidarität sichergestellt
werden kann.
70/390
Einschätzung der befragten Experten
Die zukünftige Ausrichtung der Stromversorgung als nationalstaatliche versus
europäisch ausgerichtete Stromversorgung ist aus Sicht der befragten Experten eine
wichtige und zentrale Frage. Nach der überwiegenden Meinung der befragten Experten
wäre eine europäische Ausrichtung der Stromversorgung ökonomisch und ökologisch
sinnvoll und daher wünschenswert, insbesondere dann, wenn der Anteil der
Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung stark steigen soll. Diese Einschätzung
wird bei etlichen Fragen, z.B. bezüglich der Harmonisierung der Einspeiseregelungen
für Erneuerbare Energien oder der Verbindlichkeit der Effizienzziele geäußert. Die
stringente und europaweite Umsetzung einer integrierten EU-Energiepolitik sei aber
allenfalls langfristig realistisch. Kurz- bis mittelfristig wird eher eine nationalstaatliche
Ausrichtung der Stromversorgung und eine durch nationale Politiken verzögerte und
behinderte Umsetzung der EU-Energiepolitik erwartet.
3.2
Integrierte EUEU-Energiepolitik
Die Entwicklung einer integrierten europäischen Energiepolitik wird von der EUKommission als eine langfristige Aufgabe verstanden, für die ein klarer aber flexibler
Rahmen erforderlich ist. Im Kern ist die europäische Energiepolitik darauf ausgerichtet,
langfristig drei Ziele zugleich erreichen zu wollen (vgl. Abbildung 3–1): Die EU will den
Klimawandel bekämpfen (Nachhaltigkeit), die durch die hohe Importabhängigkeit bei
fossilen
Brennstoffen
entstehende
externe
Verwundbarkeit
der
EU
dämpfen
(Versorgungssicherheit) und mittels einer wettbewerbsfähigen Energieversorgung
Wachstum und Beschäftigung fördern (Wettbewerbsfähigkeit). Dabei hält die EUKommission ausdrücklich an der Annahme fest, dass alle diese Herausforderungen
zugleich gemeistert werden können. Das heißt, die drei Zielbereiche sowie die
entsprechend ausgerichteten Maßnahmenbündel stützen sich gegenseitig und eine
Abgrenzung einzelner Themen bzw. Gesetzgebungsinitiativen zwischen den Bereichen
ist nicht immer trennscharf vorzunehmen. [IEP, o.J.c]
Das energiewirtschaftliche Sekundärrecht der EU umfasst im Wesentlichen einschlägige
Bestimmungen für die Versorgungssicherheit, den Energiebinnenmarkt, die Umweltund Klimapolitik sowie für die Energieaußenpolitik. Seit 2006 hat die EU-Kommission
ihre Bemühungen verstärkt, für das energiewirtschaftliche Sekundärrecht einen
konsistenten Rahmen zu entwickeln. Im März 2006 eröffnete die EU-Kommission mit
ihrem Grünbuch „Eine Europäische Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und
sichere Energie“ eine Debatte zur Entwicklung einer integrierten europäischen
Energiepolitik. [EU-Kommission, 2006a] Resultierend aus dem Konsultationsprozess
präsentierte die EU-Kommission Anfang 2007 erstmals den Vorschlag für eine
integrierte energiepolitische Strategie für Europa mit dem Ziel, ambitionierte Ziele im
Bereich des Klimaschutzes zu erreichen und einen „echten“ Energiebinnenmarkt mit
71/390
einem hohen Grad an Versorgungssicherheit zu schaffen. [EU-Kommission, 2007a] Im
März 2007 verabschiedete der Europäische Rat sowohl die Energiestrategie als auch
einen „Energieaktionsplan (EAP) 2007-2009“, welcher Handlungsvorgaben für das
Vorgehen in den folgenden drei Jahren formuliert. [IEP, 2010a]
Abbildung 3–1:
Quelle:
Zentrale Ziele der EUEU-Energiepolitik
Eigene Darstellung
Im September 2007 legte die EU-Kommission erste konkrete Gesetzesvorschläge vor,
weitere folgten seither in kurzen Abständen. [IEP, o.J.c] Im November 2008 wurde die
zweite Überprüfung der Europäischen Energiestrategie (Strategic Energy Review) von
der
EU-Kommission
vorgelegt,
die
vor
allem
Präzisierungen
zum
Thema
Versorgungssicherheit enthielt. Hierzu veröffentlichte sie am 13. November 2008 ein
Maßnahmenpaket, das den Themenkomplex Versorgungssicherheit in den Mittelpunkt
stellt, gleichzeitig jedoch den energiepolitischen Zielen von Nachhaltigkeit und
Wettbewerbsfähigkeit Rechnung tragen soll. [EU-Kommission, 2008a] Im November
2010 wurde von der EU-Kommission der Entwurf einer erweiterten Energiestrategie
(Energy Strategy 2020) vorgelegt, mit Langfristzielen für 2050, ebenso eine Neufassung des Energieaktionsplans, gültig für den Zeitraum 2011-2020. [EU-Kommission,
2010a] Damit wurde die zentrale Weichenstellung für die zukünftige Ausrichtung der
Energiepolitik auf europäischer Ebene getroffen.
Um eine Struktur in die Vielfalt der auf EU-Ebene behandelten energiewirtschaftlichen
Themenfelder zu bringen, erfolgt im Rahmen der Studie eine Zuordnung der Themenbereiche auf die drei zentralen Zielbereiche der EU-Energiepolitik Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit und Wettbewerbsfähigkeit.
72/390
3.2.1
Versorgungssicherheit durch Ausbau des euroeuropäischen Verbundnet
Verbundnetzes
Die Gewährleistung der Energieversorgungssicherheit ist eines der drei Hauptziele der
EU-Energiepolitik. Die Entwicklung leistungsfähiger transeuropäischer Netze (TEN) wird
dabei von der EU Kommission als ein wesentlicher Baustein für eine sichere Energieversorgung angesehen, mit dem die negativen Folgen von Ausfällen einzelner
Kraftwerke oder einzelner Energieleitungen aufgefangen werden können. Außerdem
spielen die TEN eine zentrale Rolle bei der Schaffung des Binnenmarktes und für die
Stärkung des wirtschaftlichen und sozialen Zusammenhalts in Europa. [EU-Kommission,
2007b] Der Ausbau der europäischen Netzinfrastrukturen wurde und wird durch
verschiedene EU-Programme gefördert.
2008: EUEU-Aktionsplans für Energieversor
Energieversorgungssicherheit und –solidarität
Basis der gegenwärtigen Infrastrukturpolitik auf der europäischen Ebene sind die
Leitlinien für die transeuropäischen Energienetze (TEN) aus dem Jahre 2006. [EU,
2006a] Bis November 2008 fehlte jedoch ein Maßnahmenpaket, das sich explizit mit
der Umsetzung der Vorgaben des EAP zum Thema Versorgungssicherheit auseinandersetzt. Dieses erfolgte mit der Vorlage der zweiten Überprüfung der Energiestrategie
und dem EU-Aktionsplans für Energieversorgungssicherheit und –solidarität. Der
Aktionsplan macht Vorschläge zu sechs prioritären Infrastrukturprojekten. Für den
Elektrizitätsbereich werden folgende Projekte genannt [EU-Kommission, 2008a]:
-
Ostseeverbundplan für Gas, Strom und Speicherung: Schaffung von Infrastrukturen für die wirksame Anbindung des Ostseeraums an die übrige EU und für
eine sichere und diversifizierte Energieversorgung der Region,
-
Schaffung eines Mittelmeer-Energierings, der Europa über Strom- und Gasverbundleitungen mit den Ländern des südlichen Mittelmeerraums verbindet,
-
Ausbau des Nord-Süd-Gas- und -Stromverbundes mit Mittel- und Südeuropa
-
Entwicklung eines Nordsee-Offshore-Netzes zum Verbund der nationalen
Elektrizitätsnetze in Nordwesteuropa und zur Anbindung der zahlreichen
geplanten Offshore-Windkraftprojekte.
In ihrem Aktionsplan formuliert die EU-Kommission zudem eine deutlich veränderte
Perspektive auf die Bewältigung der globalen Herausforderungen. So bleiben die
Außenbeziehungen zwar als Bestandteil der Energieversorgungssicherheit erhalten,
werden aber in gleichem Range mit dem Infrastrukturbedarf, der Bevorratung von Erdöl
und Erdgas, der Nutzung eigener Reserven und der Energieeffizienz genannt. [IEP,
2009a] Dieser weitgehend neue Fokus erkennt die Bedeutung der Infrastruktur und der
Entwicklung eines einheitlichen europäischen Verbundnetzes aus den bislang bilateralen und regionalen Netzwerken für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit an.
73/390
2009/
2009/2010:
2010: Drittes EUEU-Energiebinnenmarktpaket und erster 1010-Jahres Netzplan für
den EUEU-Elektrizitätssektor
Im Juli 2009 wurde das dritte EU-Energiebinnenmarktpaket verabschiedet mit dem Ziel,
den Binnenmarkt in den Bereichen Erdgas und Elektrizität zu verbinden. Mit dem Paket
wurden die Bedingungen für den Ausbau und die Modernisierung des europäischen
Stromnetzes weiter verbessert. Im Zuge des dritten Energiebinnenmarktpakets wurde
ein europäischer Verbund der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) eingerichtet,
welcher alle bisherigen TSO-Organisationen ersetzt. Als neues Modell der Zusammenarbeit zwischen den nationalen Übertragungsnetzbetreibern soll ENTSO-E die optimale
Verwaltung des Übertragungsnetzes gewährleisten sowie den grenzüberschreitenden
Handel und die grenzüberschreitende Stromversorgung ermöglichen, unter anderem
durch die Entwicklung technischer und marktbezogener Netzkodizes. [EU, 2009a]
Das dritte Energiebinnenmarktpaket schreibt zudem eine regelmäßige Erstellung
langfristiger Investitionspläne, sogenannter Netzentwicklungspläne, durch ENTSO-E
vor. [EU, 2009a] Die 10-Jahres-Netzentwicklungspläne werden von den nationalen
Regierungsbehörden begleitet und überwacht mit dem Zweck, die Investitionen in die
Energienetze abzusichern. Die nationalen Regulierungsbehörden sollen darüber hinaus
gemeinsam mit der neuen europäischen Regulierungsbehörde ACER die Vereinbarkeit
der 10-Jahres-Netzpläne mit einem EU-weiten Netzentwicklungsplan sicherstellen.
[FIW, 2009] Im Juni 2010 hat ENTSO-E mit dem „Ten-Year Network Development Plan
2010-2020 (TYNDP) den ersten 10-Jahres Netzplan für den Elektrizitätssektor
vorgelegt. [ENTSO-E, 2010]
November 2010: EUEU-Energieinfra
Energieinfrastrukturpaket
strukturpaket
Im November 2010 hat die EU-Kommission ein umfassendes Energieinfrastrukturpaket
vorgelegt, welches legislative Vorschläge und Strategiepapiere zur zukünftigen Infrastrukturentwicklung in der EU enthält. [EU-Kommission, 2010b] Der Vorschlag der EUKommission basiert im Kern auf dem 10-Jahres Netzplan von ENTSO-E und dem EUAktionsplan für Energieversorgungssicherheit und –solidarität und soll die bisherige
Richtlinie für transeuropäische Energienetze (TEN-E) ersetzen. [Forster, 2010] Im
Unterschied
zu
dem
TEN–E-Programm
ist
das
neue
Energieinfrastrukturpaket
umfassender angelegt und kann auf eine eigenständige europäische Rechtsgrundlage
(Lissabon- Vertrag) zurückgreifen.
Inhaltlich konzentrieren sich die Vorschläge auf wenige Infrastrukturprioritäten bis
2020. Ein „intelligentes Supernetz“ soll Energienetze in der EU und darüber hinaus
miteinander verbinden. Für den Elektrizitätssektor legt die EU-Kommission vier
Korridore fest, für die spätestens im Jahre 2012 eine begrenzte Anzahl von konkreten
Projekten von europäischem Interesse (PEI) bestimmt werden soll:
74/390
-
Northsea Offshore Grid und die Verbindung zu Nord- und Zentraleuropa:
Leitung des in der Nordsee produzierten Windstroms zu den Abnehmern in den
großen Städten und zu den Wasserkraftspeichern in den Alpen und den
skandinavischen Ländern,
-
Southwestern Electricity Connections: Netzverknüpfungen zwischen Frankreich
und Spanien und Netzverbindungen, über die der in dieser Region produzierte
Strom aus Wind- und Solarenergie in das nördliche Europa transportiert wird,
-
Central and Southeastern Electricity Connections: Maßnahmen zur Stärkungen
der regionalen Netzinfrastruktur,
-
Baltic Electricity Connections: Anbindung der baltischen Staaten an das europäische Netz.
PEI der Strominfrastrukturen sollen nach ihrem Beitrag zur Stromversorgungssicherheit,
Kapazität zur Anbindung Erneuerbarer Energien, Kapazität zum Energietransport zu
großen Verbrauchs- und Speicherzentren, Steigerung von Marktintegration und Wettbewerb sowie Beitrag zu Energieeffizienz und intelligenter Stromnutzung ausgewählt
werden. [EurActiv, 2011a] Neben den Elektrizitätstransportnetzen befasst sich das
Energieinfrastrukturpaket der EU-Kommission auch mit dem Aufbau eines flächendeckenden Smart Grid und den Optionen für die Architektur von CO2- Pipelines
zwischen Kohle- und Gaskraftwerken mit Carbon Capture Technology und potenziellen
CO2 Speicherkapazitäten. [EU-Kommission, 2010b]
3.2.2
Wettbewerbsfähigkeit
Die Liberalisierung der nationalen Energiemärkte und die Schaffung eines harmonisierten europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes finden sich seit Beginn der 1990er
Jahre auf der europäischen politischen Agenda. Auf europäischer Ebene wurde ein
erstes Energiebinnenmarktpaket in den Jahren 1996 und 1998 verabschiedet. Das
zweite Energiebinnenmarktpaket, welches die „Beschleunigungsrichtlinien“ enthält, trat
im Jahr 2003 in Kraft. Trotz dieser Bemühungen zur Stärkung des Wettbewerbs im
Elektrizitätsbinnenmarkt, können die Wettbewerbsverzerrungen im europäischen
Elektrizitätsmarkt nur langsam abgebaut werden. Nach wie vor zeigen sich unzureichende grenzüberschreitende Infrastrukturkapazitäten, eine Abschottung nationaler
Märkte sowie diskriminierende Praktiken einzelner Energieversorgungsunternehmen.
[IEP, 2009b]
Mit der Vorlage des „Dritten Binnenmarktpakets“ im September 2007, welches im Juli
2009 verabschiedet wurde, hat die EU-Kommission einen weiteren Schritt zur
Weiterentwicklung eines wettbewerblich organisierten Binnenmarktes vollzogen. Die
EU-Kommission verfolgt damit konkret drei Ziele:
75/390
-
durch Unbundling die Bereiche Produktion/Import und Übertragung innerhalb
vertikal integrierter Unternehmen voneinander zu trennen,
-
den grenzüberschreitenden Stromhandel zu vereinfachen und
-
die Harmonisierung der nationalen Regulierungsaktivitäten zu forcieren.
3.2.2.1. Unbundling
Zur Stärkung des Wettbewerbs im Elektrizitätsbinnenmarkt strebt die EU-Kommission
über das dritte Energiebinnenmarktpaket eine effektive Trennung des Netzbetriebs von
der Energieversorgung und -erzeugung (bzw. Import) an. Ziel des Unbundling ist die
Verhinderung des Missbrauchs der Sonderstellung der Netzbetreiber, so dass eine
Gleichbehandlung des eigenen Energiebetriebs und fremder Energiehändler bei
Prozessen, Fristen und Datenbereitstellung gesichert wird. Außerdem soll Transparenz
geschaffen werden, damit eine klare Zuordnung der Kosten möglich wird. [IEP, o.J.a]
Bereits bei der Aushandlung des Energieaktionsplans im Europäischen Rat im Frühjahr
2007 traten deutliche Interessenkonflikte zwischen den EU-Mitgliedstaaten zu Tage.
Insbesondere diejenigen Staaten, deren nationale Märkte von einzelnen wenigen
großen EVU mit teils globalen Interessen geprägt sind, versuchten, Einschnitte in die
Struktur ihrer nationalen Märkte zu vermeiden. Gegen die umfassenden Entflechtungsvorgaben der Kommission legten acht mitgliedstaatliche Regierungen, darunter
Deutschland und Frankreich, ein Alternativkonzept zur eigentumsrechtlichen Entflechtung vor, das auf die Entwicklung von unabhängigen Fern- und Übertragungsnetzbetreibern abzielte. Demgegenüber beharrten das Vereinigte Königreich und die
Niederlande auf der Durchsetzung des Ownership Unbundling in ganz Europa. Beide
Staaten haben ihre nationalen Energiemärkte bereits vor Jahren liberalisiert und sahen
sich einem Wettbewerbsnachteil ausgesetzt, wenn vertikal integrierte Unternehmen auf
ihren Märkten investieren und eine dominante Stellung erreichen. [IEP, 2009b]
Der verabschiedete Kompromiss erlaubt es den Mitgliedstaaten, zwischen drei
Optionen zur stärkeren Entflechtung der Elektrizitätsmärkte auf Ebene der Transportund Fernleitungsnetzbesitzer zu wählen. Als Alternativen zur eigentumsrechtlichen
Entflechtung, bei der die Stromnetze eigentumsrechtlich und funktional vom
Erzeugungsbereich getrennt werden, erlauben es die ISO- und ITO-Optionen den
Energieunternehmenn, das Eigentum an ihren Netzen zu behalten. [EU, 2009b] Beim
ISO-Modell (Independent System Operator) kann das Netz im Eigentum des Vertriebsunternehmens bleiben, wenn der Betrieb durch einen unabhängigen Netzbetreiber
erfolgt. Das ITO-Modell (Independent Transmission Operator) als eine verstärkte
Variante des Legal Unbundling, verlangt einen unabhängigen Übertragungsnetzbetreiber (gesellschaftsrechtliche Entflechtung). [PWCL, 2009] Es bewahrt die herkömmliche integrierte Konzernstruktur von Netz, Erzeugung und Versorgung, zwingt
76/390
jedoch das Unternehmen verschiedene Regeln einzuhalten, die garantieren, dass die
beiden Unternehmensteile in der Praxis unabhängig voneinander arbeiten. [FIW, 2009]
3.2.2.2. Grenzüberschreitender Stromhandel
Stromhandel
Ein Ziel der EU-Energiepolitik im Bereich Wettbewerbsfähigkeit ist der Aufbau eines
EU-weiten Energiemarktes für Elektrizität mit internationaler Konkurrenz und Versorgerwettbewerb. Die Entwicklung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes soll im
Kern über zwei Schritte erfolgen: In einem ersten Schritt soll eine Harmonisierung
benachbarter nationaler Märkte hin zu funktionierenden europäischen Teilmärkten bzw.
Regionalmärkten stattfinden, in einem zweiten Schritt die Kopplung dieser Teilmärkte
zu einem einheitlichen Elektrizitätsbinnenmarkt. In 2006 starteten die Europäischen
Regulierer eine Initiative zur Schaffung von sieben europäischen Regionalmärkten (vgl.
Abbildung 3–2). [EMCC, 2011]
Eine von der EU-Kommission und den europäischen Energieregulierungsbehörden
durchgeführte Bewertung verdeutlichte im Jahr 2007, dass der Prozess des Aufbaus
wirklich wettbewerbsbestimmter Märkte bei weitem noch nicht abgeschlossen ist und
von einem vollständig integrierten EU-Strommarkt noch lange nicht gesprochen
werden kann. [EU-Kommission, 2007c] Die Hauptgründe dafür, dass es einen echten
Binnenmarkt noch nicht gibt, liegen nach Ansicht der EU-Kommission neben einem
hohen Grad an vertikaler Integration und einer starken Marktkonzentration in der
Marktfragmentierung entlang nationaler Grenzen. [EU-Kommission, 2007c] Die von der
EU-Kommission 2007 vorgestellte „Energy Sector Inquiry“ und das Sondergutachten
der
Monopolkommission
2007
sahen
Gründe
hierfür
vor
allem
im
Fehlen
ausreichender grenzüberschreitender Netzkapazitäten sowie in einem ineffizienten
Zuteilungsregime
für
die
bestehenden
Kuppelkapazitäten
an
Stromhändler.
[Energieprognose, 2009]
Die ersten entscheidenden Schritte des Market Coupling sind im November 2010
erfolgt. [EPEX, 2010a] Seitdem ist der deutsche Strom-Großhandelsmarkt mit den
Märkten Frankreichs und der Benelux-Staaten institutionell verbunden. Die Transportnetzbetreiber und die Börsen arbeiten so zusammen, dass ein gekoppeltes Marktgebiet
mit einer besseren Nutzung der Grenzkapazitäten entsteht. Dies führt zu identischen
Börsenpreisen zu allen Zeiten, in denen keine physischen Netzengpässe gegeben sind.
[ESMT, 2010]
Gleichzeitig wurde durch die Institutionen ein begleitender Rechtsrahmen geschaffen.
Die im Rahmen des dritten Energiebinnenmarktpaketes verabschiedete Verordnung
über die Netzzugangsbedingungen zum grenzüberschreitenden Stromhandel hat zum
Ziel, gerechte Regeln für den grenzüberschreitenden Stromhandel festzulegen und den
Wettbewerb auf dem Elektrizitätsbinnenmarkt unter Berücksichtigung der besonderen
Merkmale nationaler und regionaler Märkte zu verbessern. Dies umfasst „die Schaffung
77/390
eines Ausgleichsmechanismus für grenzüberschreitende Stromflüsse und die Festlegung harmonisierter Grundsätze für die Entgelte für die grenzüberschreitende
Übertragung und für die Vergabe der auf den Verbindungsleitungen zwischen
nationalen Übertragungsnetzen verfügbaren Kapazitäten“. Zudem zielt die Verordnung
darauf ab, „das Entstehen eines reibungslos funktionierenden und transparenten
Großhandelsmarkts
mit
einem
hohen
Maß
an
Stromversorgungssicherheit
zu
erleichtern“ und enthält daher Mechanismen zur Harmonisierung der Regeln für den
grenzüberschreitenden Stromhandel. [EU, 2009a]
Abbildung 3–2:
Entwicklung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes über die
Bildung von regionalen Teilmärkten
Quelle:
[EMCC, 2011]
Wesentliche Schwierigkeiten auf dem Weg zu einem einheitlichen Elektrizitätsbinnenmarkt bestehen jedoch nach wie vor in den unterschiedlichen Fortschritten der
europäischen Marktregionen zur Schaffung einheitlicher Marktstandards. Zudem sieht
die EU-Kommission eine wesentliche Aufgabe in der Beseitigung der nach wie vor
vorhandenen Ost-West-Teilung durch den Ausbau von Stromnetzen zwischen Westund Osteuropa zur Beseitigung bestehender Kapazitätsengpässe. Daher hat die EUKommission eine Roadmap und ein Zielmodell für die Konvergenz der regionalen
Marktinitiativen
auf
einen
einheitlichen
europäischen
Elektrizitätsbinnenmarkt
entwickelt. [EWEA, 2010]
Im März 2010 wurde auf dem European Forum for Electricity Regulation (Florence
Forum) die Preiskopplung der Regionen Nordic, Central West Europe und Southern
Europe über die europäischen Strombörsen APX-Endex, Belpex, EPEX Spot, GME,
NordPool Spot und OMEL im Day-Ahead-Handel angekündigt. Die Preiskopplung der
Regionen (Price Coupling of Regions (PCR)) soll eine Preisvereinheitlichung der
Spotmarktpreise in Portugal, Spanien, Italien, Belgien, den Niederlanden, Groß78/390
britannien, Frankreich, Deutschland, Österreich, Schweiz, Dänemark, Norwegen,
Schweden, Finnland und das Baltikum ermöglichen und bildet die Basis für einen
integrierten europäischen Elektrizitätsmarkt. Mit Unterstützung der Regulierungsbehörden und der Übertragungsnetzbetreiber soll das PCR-Modell im Jahr 2011
realisiert werden. [EPEX, 2010b]
3.2.2.3. Harmonisierung der Regulie
Regulierung
Mit dem dritten Energiebinnenmarktpaket wird eine europäische Regulierungsbehörde
(Agency for the Cooperation of Energy Regulators - ACER) gegründet, die ab März
2011 tätig wird und der Koordinierung der Regulierungstätigkeit der nationalen
Regulierungsstellen dient. Die Agentur ist eine Gemeinschaftseinrichtung mit eigener
Rechtspersönlichkeit und ergänzt Aufgaben nationaler Regulierungsbehörden auf
europäischer Ebene. Zweck von ACER ist, die nationalen Regulierungsbehörden dabei
zu unterstützen, die in den Mitgliedstaaten wahrgenommenen Regulierungsaufgaben
zu erfüllen, und diese Regulierungstätigkeit teilweise zu koordinieren. [IEP, o.J.b] Damit
sollen einerseits der Wettbewerb auf den nationalen Strommärkten und andererseits
der grenzüberschreitende Wettbewerb gefördert und „harmonisiert“ werden.
ACER wird zukünftig die Entwicklungen des Energiemarktes beobachten, Stellungnahmen abgegeben, Empfehlungen aussprechen sowie Entscheidungen zur grenzüberschreitenden Infrastruktur treffen und in bestimmten Fällen Einzelfallentscheidungen
in technischen Fragen treffen. [Europa, 2009a] Die Agentur wird bei der Schaffung
europäischer Netzwerkregeln helfen und den nationalen Behörden Empfehlungen zum
10-Jahres-Netzentwicklungsplan übermitteln. Außerdem spielt ACER eine wichtige
Rolle bei der Ausarbeitung von Rahmenrichtlinien, denen die von den Übertragungsnetzbetreibern entwickelten Netzkodizes entsprechen müssen.
3.2.3
Nachhaltigkeit
Im Bereich Nachhaltigkeit besteht die zentrale Herausforderung für die EU Energiepolitik in den kommenden Jahren darin, die Vielfalt und Komplexität bestehender
Energie- und Klimaschutzziele umzusetzen.
Im
Mittelpunkt steht
hierbei
die
Erreichung der auf europäischer Ebene gesetzten „20/20/20-Ziele“ bis zum Jahr 2020:
-
Steigerung des Anteils Erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch auf 20 %,
-
Senkung des gesamten Energieverbrauchs um 20 % gegenüber dem für 2020
prognostizierten Wert durch eine Verbesserung der Energieeffizienz und
-
Minderung der Treibhausgasemissionen um 20 % gegenüber 1990.
Wichtige Vorgaben für die Umsetzung dieser zentralen Klimaschutzziele wurden durch
das Ende Dezember 2008 vom EU-Parlament verabschiedete Energie- und Klimapaket
79/390
(„EU green package“) getroffen. Mit dem Klima-Energie-Paket präsentierte die EUKommission ein umfangreiches Konzept, das vorrangig die Bereiche Energieeffizienz
und Erneuerbare Energien betrifft. Das Paket umfasst insgesamt sechs Bestandteile
und legt ambitionierte Ziele im Bereich des Klimaschutzes innerhalb des europäischen
Elektrizitätsbinnenmarktes fest, die mithilfe der nationalen Energiepolitiken der
Mitgliedstaaten erreicht werden sollen. [Eurostat, 2009]
3.2.3.1. Erneuerbare Energien
Um den Anteil der Strombereitstellung aus Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch innerhalb der EU-27 von 14 % im Jahre 1997 auf 21 % im Jahr 2010 zu
erhöhen, wurde Ende 2001 die Richtlinie zur Förderung von Strom aus erneuerbaren
Energiequellen im europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt (2001/77/EG) verabschiedet.
[EU, 2001] Trotz der seit Inkrafttreten der EU-Stromrichtlinie erreichten Fortschritte ist
die Wachstumsrate der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in der EU-27
jedoch nach wie vor gering. Zwar ergeben sich Divergenzen hinsichtlich des Ausbaus
der regenerativen Stromerzeugung, nicht nur durch unterschiedliche politische
Freiheitsgrade, sondern auch durch unterschiedliche nationale technische Möglichkeiten zur Nutzung Erneuerbarer Energien. Jedoch wurde das Wachstum im Bereich der
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien aus Sicht der EU-Kommission nur von
wenigen Mitgliedstaaten angetrieben. [EU-Kommission, 2009a] Eine Gegenüberstellung
der tatsächlichen Nutzung Erneuerbarer Energien in 2007 zu den nationalen Zielwerten
für das Jahr 2010 zeigt die unterschiedliche Umsetzung bezüglich der Entwicklung der
Nutzung Erneuerbarer Energien in den einzelnen EU-Mitgliedstaaten: Lediglich
Dänemark, Deutschland und Ungarn haben ihre Zielwerte 2010 bereits im Jahr 2007
erreicht bis übererfüllt, während die anderen EU-Mitgliedstaaten zum Teil noch
deutlich von ihren Zielwerten entfernt liegen. [Gabriel/Meyer, 2010]
Da die EU-Stromrichtlinie im Jahr 2011 ausläuft, wurde im Rahmen des europäischen
Klima- und Energiepakets die EU-Richtlinie zur Förderung Erneuerbarer Energien (RL
2009/28/EG) verabschiedet, die im Juni 2009 in Kraft getretenen ist. [EU, 2009c] Sie
ersetzt zum 01.01.2012 die derzeitigen Instrumente zur Förderung Erneuerbarer
Energien (Strom-Richtlinie 2001/77/EG und Biokraftstoff-Richtlinie 2003/30/EG). Die
Richtlinie bildet für die drei Sektoren Stromerzeugung, Wärme/Kälte und Verkehr unter
Nennung von rechtlich verbindlichen Zielen einen Schwerpunkt des Legislativpakets.
[BMU, 2009]
Mit der Richtlinie des EU-Parlaments und des Rates wird das Ziel gesetzt, 20 % des
Endenergieverbrauchs aus Erneuerbaren Energien sowie einen Mindestanteil von 10 %
Erneuerbarer Energien im Verkehrssektor im Jahr 2020 zu erreichen. Dieses Ziel soll
durch verbindliche nationale Ziele konkretisiert sowie im Rahmen von nationalen
Aktionsplänen mit Angabe der Verteilung auf die jeweiligen Sektoren Strom,
Wärme/Kälte und Transport umgesetzt werden. Die Mitgliedstaaten wurden durch die
80/390
Richtlinie dazu verpflichtet, bis zum 30.06.2010 nationale Aktionspläne (EAP) zur
Umsetzung ihrer Ziele zu erstellen und der Kommission regelmäßig über deren
Erfüllung zu berichten. [IEP, o.J.c] In der Richtlinie werden zudem differenzierte
nationale Gesamtziele der Mitgliedstaaten für den Anteil von Erneuerbaren Energien
am Endenergieverbrauch im Jahr 2020 festgelegt, die sich an den jeweiligen
Ausgangswerten im Jahr 2005 und jeweiligen nationalen Potenzialen orientieren. [BMU,
2009]
Für 2020 differieren die nationalen Ziele der EU-Mitgliedstaaten von 10 % für Malta bis
49 % für Schweden. [BMU, 2009] Wie die einzelnen Länder ihre Ziele erreichen, bleibt
ihnen überlassen. [EE, 2011] Aus den Aktionsplänen wird jedoch deutlich, dass die
jeweils genutzten Technologien nicht nur von den natürlichen Ressourcen und
geographischen
Eigenschaften
eines Landes
abhängen, sondern
auch
und in
entscheidendem Maße vom politischen Willen und der strategischen Ausrichtung der
nationalen Regierungen. Wie die EU-Kommission mitteilte, haben es die vier EUMitgliedstaaten Polen, Ungarn, Estland und Belgien nicht geschafft, ihre Aktionspläne
fristgerecht bis Ende Dezember 2010 einzureichen oder in nationales Recht
umzuwandeln. [EE, 2011]
3.2.3.2. Energieeffizienz
Im Rahmen des Klima- und Energiepakets hat sich die EU auf eine Minderung des
Primärenergieverbrauchs gegenüber einer vorher fixierten Trendentwicklung festgelegt:
Bis
2020
soll
Referenzszenario
20 %
weniger
ohne
Primärenergie
Regulierung.
Die
verbraucht
werden
Notwendigkeit
zur
als
in
einem
Steigerung
der
Energieeffizienz wurde durch die EU-Kommission bereits im Jahr 2006 durch den
„Aktionsplan für Energieeffizienz“ thematisiert. [EU-Kommission, 2006b] Im März 2007
wurde das Einsparziel in Höhe von 20 % vom Europäischen Rat beschlossen, und
entspricht dem im Grünbuch der EU-Kommission über Energieeffizienz vom Juni 2005
genannten
Potenzial
an
Energieeinsparung.
Demnach
sollen
vor
allem
die
Energieeffizienz im Verkehr sowie bei Geräten und Gebäuden verbessert werden.
[BMWi, 2007a] Durch die Nennung im Energieaktionsplan wurde die Dringlichkeit
europäischen
Handelns
in
diesem
Bereich
nochmals
verdeutlicht.
Auch
der
Kommissionsvorschlag zur Zweiten Überprüfung der Energiestrategie vom November
2008 stellte Energieeffizienz in den Mittelpunkt der Bemühungen, da durch Erfolge in
diesem Sektor die energiepolitischen EU-Ziele Nachhaltigkeit, Versorgungssicherheit
und Wettbewerbsfähigkeit gleichermaßen erreicht werden können. [EU-Kommission,
2008a] Durch die Vorlage einer neuen Gebäuderichtlinie und neuer Effizienzverordnungen hatte dieses Gesetzgebungspaket einen deutlichen Schwerpunkt auf der
Steigerung der Energieeffizienz. [IEP, 2010b]
Insgesamt sind die Maßnahmen der EU im Bereich Energieeffizienz sehr vielfältig und
lassen sich grob differenzieren nach den Bereichen Stromerzeugung, Verkehr, Gebäude,
81/390
Geräte und Hinweise für private und öffentliche Verbraucher. Eine Verringerung des
Nutzenergiebedarfs durch Verhaltensänderung oder bessere Ausstattung bspw. von
Gebäuden spielt bei den bisherigen Vorschlägen auf europäischer Ebene eine zentrale
Rolle. In diesem Bereich existieren mehrere Detailrichtlinien, die sich auf einzelne
Prozesse und Gerätetypen beziehen (bspw. Haushalt, Gebäude, Energiedienstleistungen) und Verbrauchsstandards spezifischer Produktgruppen festlegen.
Zur
Bündelung
der
Einzelmaßnahmen
soll
bereichsübergreifend
mittels
eines
Aktionsplans gewährleistet werden, dass die Energieeffizienz in der EU kontinuierlich
zunimmt. Durch die europäische Richtlinie 2006/32/EG über Endenergieeffizienz und
Energiedienstleistungen wurde jeder EU-Mitgliedstaat zu einer Einsparung von
Endenergie von 9 % im Zeitraum von Januar 2008 bis Dezember 2016 verpflichtet. Die
Mitgliedstaaten sind verpflichtet jährliche Aktionspläne vorzulegen, erstmals im
Sommer 2007. [EU, 2006b]
Anfang März 2011 hat die EU-Kommission ihren Energieeffizienzplan 2011 vorgestellt.
Darin skizziert sie ihre Pläne zur weiteren Verringerung des Energieverbrauchs in der
EU mit Schwerpunkten im Gebäudebereich und in der Industrie. [EU-Kommission,
2011c] Im Laufe des Jahres will die EU-Kommission konkrete Rechtsetzungsvorschläge
zum Energieeffizienzplan 2011 vorgelegen.
KraftKraft-WärmeWärme-Kopplung (KWK)
Im Bereich der Stromerzeugung spielt die Verbesserung der Primärenergieausnutzung
durch Kraft-Wärme-Kopplung eine entscheidende Rolle zur Steigerung der Energieeffizienz. Die Richtlinie 2004/8/EG über die Förderung einer am Nutzwärmebedarf
orientierten Kraft-Wärme-Kopplung im Energiebinnenmarkt dient der Erleichterung
des Baus und des Betriebs von KWK-Anlagen zur Einsparung von Energie und zur
Bekämpfung des Klimawandels. Die Richtlinie zielt darauf ab, gemeinsame und
transparente Rahmenbedingungen zu schaffen, um dort, wo Nutzwärmebedarf vorliegt
oder absehbar ist, den Bau von KWK-Anlagen zu fördern und zu erleichtern. [EU, 2004]
Mittel- bis langfristig gesehen soll die Richtlinie den notwendigen Rahmen schaffen, in
dem eine hocheffiziente KWK durch Senkung der Emissionen von CO2 und anderen
Schadstoffen zur nachhaltigen Entwicklung beitragen kann. [Europa, 2009b] Um
Investitionsanreize zu setzen, wird die Wärmeleistung von KWK-Anlagen im Rahmen
der ETS-Richtlinie durch eine freie Zuteilung von Zertifikaten gefördert. [EU, 2009d]
3.2.3.3. Treibhausgasemissionen
Europäisches Emissionshandelssystem
Emissionshandelssystem (ETS)
Das Ende Dezember 2008 vom Europäischen Parlament verabschiedete Energie- und
Klimapaket umfasst neben anderen Bestandteilen auch die Richtlinie 2009/29/EG,
welche die Regelungen über die dritte Phase des europäischen Emissionshandels82/390
systems (ETS) festlegt, die ab 2013 startet. [EU, 2009d] Zentrale Änderungen im ETS
betreffen die Art der Zuteilung der Zertifikate, die sektorale Abdeckung und die Zahl
der berücksichtigten Treibhausgase. Gemäß Richtlinie wird der Emissionshandel ab
2013 von der nationalstaatlichen auf die europäische Ebene verlagert. An Stelle der 27
Nationalen Allokationspläne wird es ein europäisches Emissionsbudget und harmonisierte Regeln auf europäischer Ebene geben. Zertifikate für die Stromerzeugung
müssen ab 2013 zu 100 % über Auktionierung erworben werden. Die EU-weite
Gesamtobergrenze für CO2-Emissionen, welche durch die EU Kommission vorgegeben
wird, wird im Jahr 2013 nur noch 1,97 Mrd. t CO2 betragen. [Schafhausen, 2009] Die
Emissionen der am ETS beteiligten Sektoren sollen ab 2013 gegenüber dem
Durchschnitt der Jahre 2008-2012 um jährlich 1,74 % gesenkt werden, um sie
schließlich im Jahr 2020 auf 1,72 Milliarden Tonnen oder 79 % der Emissionen des
Jahres 2005 zu begrenzen. Sofern ein internationales Klimaschutzabkommen in Kraft
tritt, könnten gemäß Richtlinie 2009/29/EG bis zu 50 % der Minderungen durch CDMMaßnahmen erbracht werden. [EU, 2009d]
Neben begrenzten Ausnahmen von der Vollauktionierung für einzelne Beitrittsländer,
die jedoch zu Lasten der jeweiligen Mitgliedstaaten gehen (sogenanntes „phase in“),
wurde im Rahmen der Verhandlungen zum EU-Klimaschutzpaket auch für das
Emissionshandelsdossier der EU - in Anlehnung an den Gedanken des „effort
sharing“ - ein
Solidaritätsmechanismus vereinbart.
Demnach
werden
die
zur
Auktionierung vorgesehenen Emissionszertifikate nach einem festgelegten Verteilungsschlüssel auf die EU-Mitgliedstaaten wie folgt verteilt [Schafhausen, 2009]:
-
88 % nach den Emissionsanteilen der Mitgliedstaaten im Jahr 2005,
-
10 % entsprechend dem unveränderten Umverteilungsvorschlag der Europäischen Kommission vom 23. Januar 2008,
2 % auf Mitgliedstaaten, die zwischen 1990 und 2005 eine um 20 % niedrigere
-
Treibhausgasbilanz nachweisen können.
Im Rahmen des ETS werden europaweit die Emissionsziele für die Großemittenten
festgelegt. Zusätzlich dazu wurden mit der Entscheidung 406/2009/EG für die
Emissionen aller anderen Bereiche nationale Ziele für das Jahr 2020 bestimmt.
Während die weiter entwickelten Länder ihre Emissionen in diesen Bereichen bis 2020
verringern müssen, können vor allem die osteuropäischen Beitrittsländer ihre
Emissionen bis 2020 noch steigern. [EU, 2009f]
Das
Klimaschutzpaket
schafft
zudem
die
Grundlage
für
eine
Erhöhung
der
Emissionsreduktionsziele von 20 % auf 30 %, sofern ein internationales Klimaschutzübereinkommen verabschiedet wird, in dessen Rahmen auch andere Industrie- und
Entwicklungsländer einen angemessenen Beitrag zur Begrenzung der globalen
Emissionen leisten.
83/390
Abtrennung und geologischen Speicherung von CO2 im Prozess
Prozess der Stromerzeugung
(CCS(CCS-Technologien)
Neben den Regelungen zur dritten Phase des ETS beinhaltet das Ende Dezember 2008
vom EU-Parlament verabschiedete Energie- und Klimapaket auch die Richtlinie
2009/31/EG des EU-Parlaments und des Rates über die geologische Speicherung von
Kohlendioxid. [EU, 2009e] Die europäische CCS-Richtlinie ist im Juni 2009 in Kraft
getreten und bildet die Grundlage für die Einführung von CCS-Technologien in der EU.
Über die CCS-Richtlinie wird zugleich die Aufnahme von CO2 - bzw. CCS-Aspekten in
andere Richtlinien geregelt, darunter auch die Großfeuerungsanlagen-Verordnung
(GFVO) [2001/80/EG, BImSch-Gesetz]. Über die Änderung der GFVO wird geregelt,
dass zukünftige Kraftwerke bei der Genehmigung nachrüstfähig sein müssen („capture
ready“). Die ursprünglich diskutierte Verpflichtung, neue Kraftwerke als CCS-Anlagen
zu errichten, wurde nicht weiter verfolgt. Nach Art. 39 der Richtlinie müssen die
erforderlichen Rechts- und Verwaltungsvorschriften im Frühjahr 2011 spätestens zwei
Jahre nach ihrer Veröffentlichung in den Mitgliedstaaten umgesetzt werden. [Viebahn
et al., 2009] Neben vielen anderen hat auch Deutschland diese Vorgabe noch nicht
erfüllt.
Von den Änderungen der GFVO sind die Genehmigung der Errichtung und des Betriebs
neuer Feuerungsanlagen mit einer elektrischen Nennleistung größer 300 MW betroffen.
Die Änderung der GFVO bezieht alle Arten von Brennstoffen mit ein. Die EU-Mitgliedstaaten haben gemäß [Viebahn et al., 2009] sicherzustellen:
-
„dass auf dem Betriebsgelände genügend Platz für die Anlagen zur Abscheidung und Kompression von CO2 freigehalten wird“,
-
„dass nachgewiesen wurde, ob geeignete Speicherstätten verfügbar sind, die
technische und wirtschaftliche Machbarkeit der Transportnetze gegeben ist und
eine Nachrüstung der CO2-Abscheidung technisch und wirtschaftlich machbar
ist.“
Die Novellierung der ETS-Richtlinie (2003/87/EC) sichert die volle Aufnahme von
vermiedenem „CCS-CO2“ in das ETS. Entsprechend der Menge des gespeicherten CO2
sind keine Emissionszertifikate nachzuweisen. Die EU-Mitgliedstaaten können aus
nationalen Versteigerungserlösen des Emissionshandels die Modernisierung des Kraftwerksparks zwischen 2013 und 2016 durch Investitionszuschüsse (maximal 15 % der
gesamten Investitionssumme) fördern. Dies trifft ausschließlich auf Kraftwerke zu, die
„CCS-ready“ konstruiert sind. [Schafhausen, 2009]
Hinsichtlich der europäischen CCS-Potenziale kommt eine Studie im Auftrag der EUKommission („Europe-wide CO2 Infrastructure Feasibility Study“) zu dem Ergebnis, dass
die gesamteuropäische Speicherkapazität für CO2 aus Europa zwar ausreiche, diese
national aber sehr unterschiedlich verteilt sei, so dass der Aufbau einer grenz84/390
übergreifenden Infrastruktur notwendig sei. Das größte Speicherpotenzial liege im
Offshorebereich der Nordsee. [iz Klima, 2010a] Dementsprechend erklärte die EUKommission in ihrem Energieinfrastrukturpaket bis 2020, dass die Implementierung
einer gesamteuropäischen CO2-Transportinfrastruktur dringend notwendig sei, da
nicht alle Mitgliedstaaten über ausreichende Speicherpotenziale für das abzuscheidende CO2 verfügen. [iz Klima, 2010b]
3.2.4
Zusammenfassung zur integrierten EUEU-Energiepolitik
Nachstehende Tabelle 3-1 gibt eine Übersicht über zentrale Ziele, Gesetzgebung,
Wirkrichtung und Themen der integrierten EU-Energiepolitik und verdeutlicht deren
Komplexität. Dementsprechend hat auch der dieses Thema betreffende gemeinschaftliche Rechtsbestand in den vergangenen Jahren erheblich zugenommen. Bereits
Ende 2004 belief er sich auf rund 1.900 Seiten. Hinzu kommen unverbindliche
Rechtsbehandlungen, Leitlinien, Mitteilungen und Empfehlungen sowie Grün– und
Weißbücher. Eine weitere Zunahme wird mit der Umsetzung der europäischen Energiestrategie, des Infrastrukturpaketes und des Energieeffizienzplans einhergehen. Trotz
der hohen Bedeutung der europäischen Energiepolitik fehlt es der europäischen
Energiepolitik jedoch an Kohärenz.
Basis für Investitionen in die Weiterentwicklung des europäischen Elektrizitätsmarktes
ist die Umsetzung der EU-Gesetzgebung auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten. Diesbezüglich bemängelt die EU-Kommission, dass Energiepolitik immer noch als eine
primär nationale Aufgabe angesehen wird und die europäische Politikebene vernachlässigt wird.
Die größten Defizite des europäischen Energiemarktes sieht die EU-Kommission darin,
dass [EU-Kommission, 2010a]:
-
der Energiemarkt nach wie vor stark fragmentiert ist und es zu viele
Hemmnisse gibt, die einem fairen Wettbewerb entgegenstehen,
-
dass die Versorgungssicherheit gefährdet ist, da es nach wie vor Verzögerungen bei dem notwendigen Infrastrukturausbau und auch bei der Umsetzung
des technischen Fortschritts gibt,
-
dass die Anstrengungen der Mitgliedstaaten zur Steigerung der Energieeffizienz
völlig unzureichend sind.
In ihrem Bericht vom März 2010 über die Fortschritte bei der Realisierung des Erdgasund Elektrizitätsbinnenmarktes weist die EU-Kommission darauf hin, dass die
Umsetzung der auf europäischer Ebene verabschiedeten Richtlinien von den EUMitgliedstaaten immer wieder herausgezögert wird und vielfach nicht einmal die dem
dritten Energiebinnenmarktpaket vorangehenden Regelungen umgesetzt wurden.
85/390
Tabelle 3-1:
Integrierte EUEU-Energiepolitik im Bereich
Bereich Elektrizität
Zentrale
Nachhaltigkeit
Energy Strategie 2020 (vorgelegt Nov. 2010)
Gesetzge
Gesetzgebung
Energy Infrastrukturpaket
3. Energiebinnenmarktpaket
Klima-Energie-Paket
(vorgelegt Nov. 2010)
(verabschied. Jul. 2009)
(verabschiedet Dez. 2008)
Zentrales
Schaffung eines EU-weiten
Stärkung des Wettbewerbs
Erreichung ambitionierter
Ziel
Elektrizitätsmarktes mit
im Elektrizitätsbinnenmarkt
Ziele im Bereich des Umwelt-
einem hohen Grad an
und Klimaschutzes
Zentrale
Stromaustausch/ –handel
Harmonisierung des
Beeinflussung der nationalen
Wirkrich
Wirkrichtung
über Ländergrenzen
ordnungspolitischen
Energiepolitiken im Hinblick
hinweg: zwischen
Rahmens und
auf Klima/Umweltschutz
Regionen, EU-weit, EU-
Gewährleistung einer
übergreifend
wirksamen Regulierung
Zentrale
EUROPÄISCHES
MARKET/PRICE COUPLING:
ENERGIEEFFIZIENZ:
Themen
VERBUNDNETZ:
Ausbau und Verbesserung
Steigerung der
Ausbau des europäischen
des grenzüberschreitenden
Energieeffizienz um 20 % bis
Stromnetzes und der
europäischen Stromhandels
2020 im Vergleich zum
transnationalen
Szenario „Business as usual“,
UNBUNDLING:
Netzverknüpfungen
Verbesserung der
Drei Optionen zur stärkeren
• Intelligente/effiziente
Entflechtung der Elek-
Verteilung des regional
trizitätsmärkte auf Ebene
erzeugten Stroms
der Transport-/Fern-
innerhalb Europas
leitungsnetzbetreiber
Primärenergieausnutzung bei
der Stromerzeugung durch
ERNEUERBARE ENERGIEN:
Steigerung des Anteils
• Leitung des offshore
REGULIERUNG:
Erneuerbarer Energien am
erzeugten Windstroms
Stärkung der
in die
Unabhängigkeit und
Verbrauchszentren und
Harmonisierung von
Anbindung an
Befugnissen nationaler
TREIBHAUSGASEMISSIONEN:
europäische
Regulierungsstellen
Minderung der
Endenergieverbrauch auf
Wasserkraftspeicher
Treibhausgasemissionen um
ACER:
• Erschließung von
20 %
20 % gegenüber dem Niveau
Einrichtung einer
von 1990,
großvolumigen
europäischen Behörde zur
Importmöglichkeiten
Koordinierung der
für Solarstrom aus
Regulierungstätigkeit der
Nordafrika
nationalen
Start der dritten Phase des
ETS ab 2013,
Einsatz von CCS-Technologien als Brückentechnologie
Regulierungsstellen
Im
Juni
2009
hatte
die
Vertragsverletzungsverfahren
bestimmungen
eingeleitet,
EU-Kommission
wegen
weil
diese
gegen
Nichtumsetzung
die
aus
dem
25
EU-Mitgliedstaaten
von
Elektrizitätsmarkt-
Jahr
2003
stammenden
Binnenmarktrichtlinien noch nicht oder nicht korrekt in nationales Recht umgesetzt
86/390
hatten. [EU-Kommission, 2010e] Die im Juni 2009 verabschiedeten Richtlinien des
dritten EU-Binnenmarktpakets verlangen von den Mitgliedstaaten eine Umsetzung in
nationales Recht bis März 2011. Energiekommissar Günther Oettinger erklärte Anfang
März, dass die EU nach der Sommerpause mit Verfahren wegen Verletzung von EUVerträgen beginnen werde, damit die neuen Energiegesetze zügig umgesetzt werden.
[Verivox, 2011a]
Der Weiterentwicklung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes stehen auf Ebene
der EU-Mitgliedstaaten starke nationale Kräfte entgegen. Interessenkonflikte zwischen
den EU-Mitgliedstaaten wurden bereits bei der Diskussion um den Energieaktionsplans
im Europäischen Rat im Frühjahr 2007 ausgehandelt. Insbesondere diejenigen Staaten
wehrten sich gegen tiefgreifende Einschnitte in die Struktur ihrer nationalen Märkte,
deren nationale Märkte von einzelnen wenigen großen Unternehmen mit teils globalen
Interessen geprägt sind. [IEP, 2009b] Im Zusammenhang mit der Verabschiedung des
dritten
Energiebinnenmarktpakets
hat
insbesondere
die
Diskussion
der
Entflechtungsoptionen aufgezeigt, dass sich die Regierungen der EU-Mitgliedstaaten
vielfach dem Wohlergehen der nationalen Energieversorgungsunternehmen stärker
verpflichtet fühlen als der Weiterentwicklung des Wettbewerbs und dem allgemeinen
Verbrauchernutzen. Zwar befürworten die Regierungen, insbesondere der großen
europäischen Bruttostromerzeugungsländer, die europäischen Ziele zur Energiemarktliberalisierung. Hinsichtlich der Umsetzung europäischer Richtlinien steht aber vielfach
die Förderung der nationalen Energiewirtschaft im Vordergrund. Um Wettbewerbsvorteile zu schaffen nutzen die Regierungen der EU-Mitgliedstaaten ihren politischen
Einfluss auf EU-Ebene (Konsensprinzip) und Gestaltungsspielräume bei der nationalen
Gesetzgebung zu ihren Gunsten. Diese Verhaltensweise zeigt sich auch hinsichtlich der
Entwicklung der Konzentration europäischer Erzeugungskapazitäten: Die Förderung
nationaler „Champions“ scheint in manchen Ländern mit starken, international
engagierten Energiekonzernen wie z.B. Deutschland und Frankreich Vorrang vor der
Entwicklung eines wirksamen Wettbewerbs zu haben.
3.3
Auswirkungen der integrierten EUEU-EnergieEnergiepolitik auf Investitionen im Stromsektor
Aufbauend auf der Darstellung im vorigen Abschnitt wird nachfolgend skizziert,
welche Auswirkungen die integrierte EU-Energiepolitik auf Investitionen im Stromsektor innerhalb Europas - insbesondere aus Sicht der befragten Experten - hat.
3.3.1
Unter den verschiedenen Aktivitäten, die innerhalb der EU-Energiepolitik einer
Stärkung der Versorgungssicherheit dienen, hat der Ausbau des europaweiten
Verbundnetzes eine besondere Bedeutung für die Investitionen im Stromerzeugungs87/390
sektor. Einerseits ermöglicht ein stärkeres Netz höhere Stromtransporte zwischen
benachbarten und auch weiter entfernten Ländern, so dass Kraftwerksausfälle in
Zukunft vermehrt auch durch Reserveleistung aus anderen Ländern abgesichert werden
können. Andererseits stellt ein verstärktes und erweitertes Stromnetz eine Voraussetzung dafür dar, dass Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in großem
Umfang in dafür besonders geeigneten Regionen wie z.B. der Nordsee oder in Spanien
produziert und bei Überproduktion zentral in großen Pumpspeicherseen gespeichert
werden kann. „Nebenbei“ trägt der Netzausbau auch dazu bei, dass europaweiter
Stromhandel
physisch
betrieben
werden
kann
und
der
Wettbewerb
auf
den
Strommärkten gestärkt wird.
Im diesem Kapitel wird die aktuelle EU-Politik zur Förderung des Verbundnetzausbaus
anhand von zwei Aktivitäten, nämlich der Förderung der Finanzierung und der
Beschleunigung der Genehmigungsverfahren, etwas näher beschrieben. Abschließend
folgen die Darstellung der Expertenmeinungen zur derzeitigen Geschwindigkeit beim
Ausbau der grenzüberschreitenden Stromnetze und ein kurzes Zwischenfazit.
3.3.1.1. Finanzierung der Netzinfrastrukturen
ENTSO-E geht in seinem im Juni 2010 vorgelegten 10-Jahres-Netzplan davon aus,
dass allein zur Weiterentwicklung des europäischen Stromnetzes innerhalb der
nächsten fünf Jahre 23 bis 28 Milliarden Euro investiert werden müssen. [BMWi, 2010a]
Demnach müssen die Netzbetreiber 40.000 Kilometer an Übertragungsleitungen neu
legen oder renovieren. Das entspricht etwa 14 % des europäischen Übertragungsnetzes.
Notwendige
nationale
und
lokale
Investitionen
sind
dabei
nicht
mit
einge-
rechnet. [EE, 2011] Die gesamten Investitionen in die Energieinfrastruktur bis zum
Jahre 2020 werden von der EU-Kommission auf rund 200 Milliarden Euro geschätzt.
Hinzu kommen geschätzte Investitionen für den Aufbau eines flächendeckenden Smart
Grid in Höhe von rund 80 Milliarden Euro bis 2020. [EU-Kommission, 2010b]
Bislang förderte die EU Investitionen in Netzinfrastrukturen über das Programm
„Transeuropäische Energienetze“ (TEN-E). Die ersten Leitlinien für die Förderung
transeuropäische Energienetze (TEN-E) auf EU-Ebene wurden 1996 erlassen. 2003
wurden die TEN-E-Leitlinien grundlegend überarbeitet. Dabei wurde der Fokus auf die
Förderung von Vorhaben gelegt, die grenzübergreifend angelegt sind oder sich
wesentlich
auf
die
grenzüberschreitende
Übertragungs-/Fernleitungskapazität
auswirken. Da die vorhandenen Kapazitäten der Stromverbindungsleitungen angesichts
der Zunahme des Elektrizitätsaustauschs und -handels als unzureichend betrachtet
wurden,
vereinbarten
Europäischen
Rates
die
Staats-
vom
und
März
Regierungschefs
auf
2002,
die
dass
der
Tagung
Kapazität
des
der
Stromverbindungsleitungen in jedem EU-Mitgliedstaat bis 2005 mindestens 10 %
seiner installierten Erzeugungskapazität erreichen sollte. [EU Kommission, 2008c]
88/390
Im Mai 2010 wurde eine interne Evaluation der TEN-E-Projekte vorgelegt. Der Bericht
zeigte auf, dass sich zahlreiche Projekte verzögerten oder nicht umgesetzt werden
konnten
und
verwies
auf
die
Notwendigkeit,
sich
im
Hinblick
auf
den
Infrastrukturausbau auf eine begrenzte Zahl von Projekten mit europäischer Bedeutung
zu konzentrieren und die strategischen Ziele der EU Infrastrukturpolitik besser zu
spezifizieren. [EU-Kommission, 2010d]
Derzeit geht die EU-Kommission davon aus, dass nur etwa 50 % der erforderlichen
Investitionen
in
Energietransportnetze
von
privaten
Unternehmen
über
den
Kapitalmarkt bereitgestellt werden können. Für die Finanzierungslücke in Höhe von
rund 100 Milliarden Euro, die u.a. auf Verzögerungen bei der Erteilung der
erforderlichen Umwelt- und Baugenehmigungen, auf schwierige Finanzierung, einen
Mangel an geeigneten Instrumenten für die Risikobegrenzung, inhärente Risiken neuer
Technologien und einen Mangel an öffentlicher Akzeptanz zurückzuführen ist, wird
nach Ansicht der EU-Kommission eine öffentliche Absicherung benötigt. Zudem
werden einige prioritäre Netzverbindungen nicht allein über Nutzungsgebühren
finanziert werden können und benötigen eine öffentliche Förderung. [EU-Kommission,
2010b] Im Juni 2011 will die EU-Kommission daher neue Finanzierungsinstrumente für
die Projekte von vorrangigem europäischem Interesse vorschlagen. [EurActiv, 2010a]
Um einen stabilen Finanzierungsrahmen zu schaffen schlägt die EU-Kommission
gemäß Infrastrukturpaket darüber hinaus zum Einen die Mobilisierung privater
Finanzmittel durch eine weitere Verbesserung der Regeln für die Kostenzuweisung vor.
Für eine vollständige Integration der europäischen Energienetze müssen zudem aus
Sicht
der
EU-Kommission
Anreize
für
Übertragungsnetz-
oder
Fernleitungsnetzbetreiber gesetzt werden, in Netze außerhalb ihres Gebiets zu
investieren. Diesbezüglich plant die EU-Kommission für 2011, Leitlinien oder einen
Legislativvorschlag zur Kostenzuweisung bei großen technisch komplexen oder
grenzübergreifenden Projekten durch Tarif- und Investitionsregeln vorzulegen. Hierzu
müssen sich die nationalen Regulierungsbehörden auf gemeinsame Grundsätze für die
Kostenzuweisung von Verbundinvestitionen und die entsprechenden Tarife einigen.
[EU-Kommission, 2010b] Zum Anderen schlägt die EU-Kommission eine Optimierung
der Mobilisierung öffentlicher und privater Finanzmittel und eine Abmilderung des
Investorenrisikos durch die EU vor.
3.3.1.2. Beschleunigung des Netzausbaus
Eine besondere Herausforderung für die neue Infrastrukturpolitik der EU stellen die
sehr langwierigen Genehmigungsverfahren dar, die den Infrastrukturausbau be- oder
verhindern können. Um das Ausbau- bzw. Modernisierungstempo des europäischen
Verbundnetzes zu beschleunigen, erwägt die EU-Kommission daher die Umsetzung
von
vereinfachten
und
beschleunigten
Genehmigungsverfahren
für
Energieinfrastrukturprojekte von europäischem Interesse. Nach diesem „European
89/390
Interest regime“ soll ein vereinfachtes Genehmigungsverfahren möglich sein, wenn ein
Projekt im europäischen Interesse liegt. [EurAktiv, 2010a]
In ihrem Infrastrukturpaket schlägt die EU-Kommission folgende Maßnahmen vor, um
die Entscheidungsfindung zu verbessern [EU-Kommission, 2010b]:
-
Einrichtung einer Kontaktbehörde („einzige Kontaktstelle“) für jedes Projekt von
europäischem
Interesse,
die
als
einzige
Schnittstelle
zwischen
Projektentwicklern und den auf nationaler, regionaler und/oder lokaler Ebene
beteiligten Behörden fungiert und für die Koordinierung des gesamten
Genehmigungsverfahrens und die Übermittlung der notwendigen Informationen
an die Beteiligten zuständig ist,
-
Einführung einer Frist für die endgültige positive oder negative Entscheidung
der zuständigen Behörde,
-
Frühzeitige
und
effektive
Einbeziehung
der
Öffentlichkeit
in
den
Entscheidungsprozess unter Einbezug von Mindestanforderungen hinsichtlich
der Entschädigung der betroffenen Bevölkerung,
-
Ausarbeitung
von
Leitlinien
zur
Steigerung
der
Transparenz
und
Vorhersehbarkeit des Prozesses für alle Beteiligten (Ministerien, lokale und
regionale Behörden, Projektentwickler und betroffene Bevölkerung),
-
Möglichkeiten prüfen, Belohnungen oder Anreize, auch finanzieller Art, für
Regionen oder Mitgliedstaaten einzusetzen, die die fristgerechte Genehmigung
der Projekte von europäischem Interesse erleichtern.
Die Umsetzung dieser Maßnahmen stellt jedoch einen starken Eingriff in das
Planungsrecht der
EU-Mitgliedstaaten
dar
und berührt Beteiligungsrechte
von
Betroffenen und der Öffentlichkeit, „die insbesondere in der auf dem internationalen
Århus-Übereinkommen basierenden EU-Richtlinie zur Beteiligung der Öffentlichkeit
bei
der
Ausarbeitung
umweltbezogener
Pläne
und
Programme
verankert
sind.“ [EurAktiv, 2010b]
3.3.1.3. Expertenmeinungen
Expertenmeinungen zur Geschwin
Geschwindigkeit des Netzausbaus
Auf die Frage „Halten Sie die derzeitige Geschwindigkeit beim Ausbau
der
grenzüberschreitenden
für
Stromnetze
in
Deutschland/ihrem
Land
ausreichend?“ erhielten wir 14 Antworten, darunter vier Antworten für andere EULänder. Während die Meinung der deutschen Experten weit überwiegend „nicht
ausreichend“ lautete, kam von den drei ausländischen Experten die Aussage, dieses
Thema werde in zwei Ländern aktuell nicht diskutiert und im dritten Land sei die
Geschwindigkeit des Ausbaus ausreichend und vorrangiges Problem wäre die
Dezentralisierung von Erzeugung und Lastmanagement. Lediglich der polnische
90/390
Experte sieht größere Defizite, er begründet diese mit mangelndem Interesse seitens
der Nachbarn und mit großen Schwierigkeiten beim Bau neuer Trassen innerhalb
Polens.
Mehrere
positive
Aussagen,
die
Geschwindigkeit
des
Ausbaus
der
grenzüberschreitenden Stromnetze sei ausreichend, kamen aus der Gruppe der
Arbeitnehmervertreter, die einen schnelleren Ausbau mit einer Erhöhung des
Wettbewerbsdrucks auf die regionalen und kommunalen Stromversorger oder die
Beschäftigten in den EVU verbinden. Dieselben Experten haben aber auch Verständnis
für die Sicht insbesondere der stromintensiven Industrie geäußert, die sich einen
schnelleren Netzausbau wünscht, um kostengünstigen Strom aus anderen EU-Ländern
importieren zu können.
Überwiegend
wird
jedoch
die
Meinung
vertreten,
die
Geschwindigkeit
des
grenzüberschreitenden Netzausbaus sei in Deutschland nicht ausreichend, um die
hohen deutschen Ziele der EE-Stromversorgung zu erreichen. Der Netzausbau müsse
in Deutschland und in ganz Europa mit dem EE-Ausbau abgestimmt und dazu ein
realistischer
zeitlicher
Fahrplan
erarbeitet
werden.
Gleichzeitig
wird
eine
gesamteuropäische Systemoptimierung angemahnt. Die Leitungsverbindung zwischen
allen relevanten Erzeugungsstandorten und Verbrauchsschwerpunkten sei notwendig.
„Die Strukturen der benachbarten EU-Länder müssen zusammenwachsen.“ Von der EU
werden Vorgaben zur Umsetzung des Infrastrukturausbaus und die Einführung von
Instrumenten zur Kontrolle der Zielerreichung erwartet. Das gilt auch für die
Entwicklung
internationaler
Regulierungskonzepte
für
Investitionskosten
und
Netznutzungsgebühren für europäische/internationale Transitstrecken. Es wurde auch
die Sorge geäußert, dass die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von
Netzstrecken, die für den Stromtransit benötigt werden, noch geringer sein wird als die
Akzeptanz für Netztrassen, die ausschließlich der inländischen Stromversorgung
dienen.
Bei
aller
Unzufriedenheit
mit
der
Geschwindigkeit
des
Netzausbaus wird aber auch von mehreren Experten zu einem vorsichtigen Vorgehen
geraten. Zunächst müsse die grundsätzliche Frage geklärt werden, welche Netzebene
vorrangig gefördert werden soll bzw. wo die Fördermittel am effizientesten eingesetzt
werden können. Investitionen in das Verteilnetz/Smart Grids auf der Verteilnetzebene
könnten bessere, da kostengünstigere Lösungen zum Ausgleich von Stromerzeugung
und –nachfrage bieten als der Ausbau von Overlay-Netzen, Kuppelstellen und
Übertragungsnetzen. Durch eine zunehmende Dezentralisierung der Energieerzeugung
und den Ausbau von Fernwärme- und Fernkältenetzen könne sich die Notwendigkeit
für den Ausbau grenzüberschreitender Stromnetze in Deutschland/Europa in mittelbis langfristiger Perspektive gegenüber heute deutlich verändern.
91/390
Insgesamt ergibt sich aus den Antworten der Experten ein sehr differenziertes Bild der
Problematik des grenzüberschreitenden Netzausbaus. Kann man für die Vergangenheit
vielleicht mangelndes politisches Bewusstsein für die Bedeutung des Netzausbaus für
dessen zögerliche Entwicklung verantwortlich machen, so stehen in der Gegenwart und
Zukunft stärker „echte“ Probleme auf der politischen Agenda, die nicht einfach zu
lösen sind. Einander widerstrebende nationale Interessen sowie unterschiedliche
ökonomische
Interessen
der
verschiedenen
Konzerne
und
Industrien
werden
vermutlich dafür sorgen, dass eine weiterhin langsame Geschwindigkeit beim
internationalen Netzausbau die Entwicklung des europäischen Stromhandels sowie die
großräumige Integration der EE-Potenziale nicht optimal unterstützen, sondern eher
verzögern wird.
3.3.1.4. Zwischenfazit „Versorgungssicherheit“
Die energiewirtschaftliche Einschätzung, dass ein stärkerer Ausbau des europäischen
Verbundnetzes für den Aufbau einer in Zukunft stärker auf EE basierenden
Stromversorgung
Instrumente
notwendig
zur
Förderung
ist
der
und
deshalb
die
Finanzierung
Umsetzung
und
zur
geeigneter
EU-
Beschleunigung
der
Genehmigungsverfahren sinnvoll sind, wird von den Autoren der Studie und von den
meisten der interviewten Experten geteilt. Allerdings kommen aus der Praxis der
Experten doch erhebliche Zweifel an einer raschen Umsetzung und zielgerichteten
Wirksamkeit
der
EU-politischen
Instrumente.
Individuelle
Erfahrungen,
dass
nationalstaatlich orientierte Politik und wirtschaftliche Interessen großer Unternehmen
„vernünftige“ Maßnahmen verhindern oder verzögern, führen zu einer skeptischen
Grundhaltung gegenüber der EU-Energiepolitik.
Nach Einschätzung der Autoren der Studie ergibt sich daraus eine Situation, in der die
hier
diskutierten
Maßnahmen
der
EU-Energiepolitik
mit
dem
Fokus
„Versorgungssicherheit“ keine spürbaren Auswirkungen auf das Investitionsklima im
deutschen Sektor Stromerzeugung haben: Von den diskutierten Maßnahmen werden
mittelfristig
zu
Investitionsanreiz
wenig
Auswirkungen
entstehen
könnte.
erwartet,
Gleichzeitig
als
dass
daraus
ist
allerdings
in
ein
echter
der
Praxis
festzustellen, dass in Deutschland derzeit eine beachtliche Zahl von Kraftwerken und
EE-Anlagen gebaut oder geplant werden. Von den Bauherren werden das vorhandene
Übertragungsnetz und seine voraussichtliche Weiterentwicklung anscheinend als
„ausreichend“ oder zumindest nicht als Hinderungsgrund für ihre Investitionen
angesehen. Dort, wo Investitionsvorhaben der Stromerzeugung in Frage gestellt oder
sogar gestoppt werden, werden von den Investoren vorrangig andere Gründe genannt
als eine unzureichende Entwicklung des gesamteuropäischen Übertragungsnetzes.
92/390
3.3.2
Mit der Liberalisierung der Energiemärkte verfolgt die EU seit nunmehr fast 15 Jahren
in erster Linie das Ziel einer preisgünstigen Energieversorgung für die Konsumenten.
Insbesondere die europäische Industrie soll durch niedrige Energiepreise in ihrer
Wettbewerbsfähigkeit auf dem Weltmarkt unterstützt werden. Niedrige Energiepreise
sollen wiederum durch europaweiten Wettbewerb zwischen Energieerzeugern und
Energieverkäufern hervorgerufen werden. Dazu wurden und werden unter anderem der
grenzüberschreitende
Stromhandel
gefördert,
die
Netznutzung
reguliert
und
Stromerzeuger und Netzbetreiber entflochten (Unbundling). Aus der Fülle der
energiepolitischen Aktivitäten der EU zu diesem Thema werden im Folgenden
beispielhaft einzelne wichtige Maßnahmen zur Kopplung nationaler Strommärkte,
sowie zur Harmonisierung der Regulierung und zum Unbundling kurz vorgestellt und
bezüglich ihrer Auswirkungen auf das Investitionsklima in der Stromerzeugung
beschrieben.
Außerdem
wird
in
diesem
Kapitel
die
Auswertung
zu
diesem
Themenbereich passender Antworten aus der Expertenbefragung dokumentiert und ein
kurzes Zwischenfazit gezogen.
3.3.2.1. Grenzüberschreitender Stromhandel
Stromhandel
Zielsetzung der EU-Kommission ist es, die nationalen Strommärkte innerhalb der EU in
kurz- bis mittelfristiger Perspektive zu regionalen Teilmärkten zu koppeln und in
mittel-
bis
langfristiger
Perspektive
zu
einem
europäischen
Marktgebiet
zu
verschmelzen. Die vollzogene Marktkopplung für die Beneluxländer, Frankreich und
Deutschland und die geplante Preiskopplung der Regionen, an der etwa 15 Staaten
beteiligt sein werden, verdeutlichen erste Fortschritte bei der Verwirklichung eines
einzigen großen europäischen Strommarktes. Die stufenweise Erweiterung des
potenziellen Absatzgebietes für jedes Kraftwerk kann einerseits investitionsfördernd
wirken. Andererseits beeinflusst die zunehmende Konkurrenz durch mehr Vielfalt und
Erhöhung der Anbieterzahl auf der Erzeugungsseite, die mit der Kopplung nationaler
Märkte bzw. regionaler Teilmärkte einhergeht, die Wirtschaftlichkeitsberechnungen
bestehender und geplanter Kraftwerke und kann zu Investitionsverzögerungen oder
Standortverlagerungen führen.
Technische Voraussetzung für eine europäische Marktkopplung ist jedoch die Existenz
ausreichender physischer Netzverbindungen im europäischen Binnenmarkt. Das
Ausbautempo und die Ausbaurichtung des europäischen Verbundnetzes sind daher
von entscheidender Bedeutung für Investitionen in Stromerzeugungsanlagen innerhalb
Europas. Im Hinblick auf den Ausbau des europäischen Verbundnetzes zeichnen sich
jedoch Investitionsdefizite ab. Vielfach werden notwendige Investitionen nicht getätigt,
da die damit verbundenen Risiken von den Transportnetzbetreibern als zu hoch
eingeschätzt werden. Um einem Investitionsstau beim Ausbau der europäischen
Verbindungsleitungen
93/390
entgegenzuwirken,
können
betroffene
nationale
Regulierungsbehörden
gemäß
Verordnung
über
den
Stromhandel Interkonnektoren unter bestimmten Bedingungen für eine begrenzte
Dauer von der Zweckbindung der Einnahmen befreien. Die Ausnahmen dürfen sich
jedoch nicht nachteilig auf den Wettbewerb im Elektrizitätsbinnenmarkt oder das
effiziente Funktionieren der angeschlossenen regulierten Netze auswirken. [EU, 2009a]
In
welchem
Ausmaß
diese
Ausnahmeregelung
von
den
nationalen
Regulierungsbehörden als Instrument zur Investitionsförderung eingesetzt werden
wird und inwieweit dieses investitionsfördernd wirken wird, bleibt abzuwarten.
3.3.2.2. Expertenmeinungen zum Ausbau des grenz
Stromhandels
Zu dieser Thematik wurden im Rahmen der Expertenbefragung zwei verschiedene
Fragen gestellt, deren Beantwortung nachfolgend dokumentiert wird.
1.
„Im Stromsektor soll ein funktionierender Marktverbund mit anderen
europäischen Strommärkten insbesondere durch den Ausbau der
Kuppelkapazitäten zwischen den EU-Mitgliedstaaten erreicht werden
[Energiekonzept, 2010, S. 15].
Wie wird sich Ihrer Meinung nach der Standortwettbewerb in Europa durch den
Ausbau des europäischen Verbundnetzes entwickeln?“
Bei der Betrachtung des Standortwettbewerbs in Europa wurden von den Experten zwei
verschiedene
Perspektiven
eingenommen,
zum
einen
die
von
Europa
als
Industriestandort im weltweiten Wettbewerb und zum anderen die des Wettbewerbs
zwischen verschiedenen Kraftwerksstandorten in Europa.
Hinsichtlich der ersten Perspektive betonen die befragten Experten allgemein die hohe
Bedeutung des Ausbaus des europäischen Verbundnetzes für die Entwicklung eines
Standortvorteils der europäischen Industrie. Allerdings glaubt aus der Expertengruppe
niemand an die mittelfristige Realisierung wesentlicher Ausbauschritte bis zum Jahr
2020. Und auch langfristig, also bis 2050, gilt der Ausbau des europäischen
Verbundnetzes nicht als Selbstläufer. Eher zeigt die Expertenmeinung, dass die
nationalen Regierungen eine Protektionismuspolitik für die eigene Energiewirtschaft
betreiben und deshalb der gemeinsame Binnenmarkt für Elektrizität nur sehr zögerlich,
wenn überhaupt, entstehen wird. „Es ist zu befürchten, dass die politische Steuerung
und Regulierung der Strommärkte nationalstaatlich dominiert bleibt.“ Zusätzlich wird
die Gefahr gesehen, dass der internationale Netzausbau an mangelnder öffentlicher
Akzeptanz
scheitert.
Für
die
langfristige
Entwicklung
eines
europaweiten
Wettbewerbsmarktes für Strom werden darüber hinaus noch zwei weitere Risiken
gesehen.
Ein
Experte
erwartet,
dass
der
massive
Ausbau
der
erneuerbaren
Stromerzeugung mit dem dafür notwendigen Einspeisevorrang das Marktvolumen stark
verringern wird: „Welchen Wettbewerb kann es für eine fossil erzeugte Restmenge von
94/390
vielleicht
10 %
der
Stromerzeugung
geben,
die
außerdem
als
Regel-
und
Reserveenergie benötigt wird und gar nicht für die allgemeine Versorgung zur
Verfügung steht?“ Ein anderer Experte sieht die Energiewirtschaft vor einem
Technologieumbruch.
Er
erwartet
entweder
den
Aufbau
eines
(zusätzlichen)
Gleichstromübertragungsnetzes mit Stärkung des Wettbewerbs oder eine Dominanz
dezentraler Stromerzeugungstechnologien mit einem Rückgang des weiträumigen
Stromtransports und einer Schwächung des internationalen Wettbewerbs. Welche
Entwicklung dominieren wird, kann man heute noch nicht absehen.
Im Hinblick auf die zweite Perspektive werden auf der thematischen Ebene des
Wettbewerbs um die Stromerzeugung für Deutschland sowohl mittel- als auch
langfristig keine großen Risiken gesehen. So äußern die Experten z.B., es existiere in
Zentraleuropa schon heute ein einheitlicher Strommarkt, vermittelt über die Börsen,
trotz begrenzter physischer Kuppelkapazitäten. Und in diesem Markt können die
deutschen Kraftwerke gut bestehen. Langfristig wird aus Expertensicht jedoch eine
gewisse Gefahr für deutsche Standorte mit ungünstiger Kostenstruktur gesehen. Ein
starker Ausbau des europäischen Verbundnetzes würde den Wettbewerb verschärfen,
wird aber, wie oben dargestellt, nicht erwartet. Deutschland wird auch noch in 40
Jahren 80 bis 90 % seines Strombedarfs in eigenen Anlagen erzeugen.
Insbesondere aus der Reihe der Industrie-Experten wird darauf hingewiesen, dass es
schon heute einen starken Standortwettbewerb um Kapital für Kraftwerksinvestitionen
gibt. Die großen Konzerne vergleichen Investitionsstandorte über ganz Europa (und
auch darüber hinaus). Investitionen werden je nach Technologieoption (Kernenergie,
fossile Kraftwerke oder EE) dort getätigt, wo eine hohe Rendite gesichert erscheint, wo
Planungssicherheit im Hinblick auf die politischen Rahmenbedingungen besteht und
wo die Dauer von Genehmigungsverfahren begrenzt ist. Aus dieser Perspektive gilt:
Entscheidender als der Netzausbau wird für den europäischen Standortwettbewerb die
Besteuerung und die Förderung von Energietechnologien in den einzelnen Staaten sein,
wobei der Wettbewerb nicht an den Grenzen der EU halt macht. Bezogen auf fossile
Kraftwerke werden von mehreren Experten die Investitionsbedingungen in Mittel- und
Osteuropa (MOE) gegenüber Deutschland als attraktiver eingeschätzt. Auch wurde von
wenigen Experten die Meinung vertreten, dass sich innerhalb Europas erst dann ein
Standortwettbewerb entwickeln könne, wenn auf nationaler Ebene ein intelligentes
Strommarktdesign und auf europäischer Ebene ein umfassendes Market Coupling
umgesetzt sei.
Die Aussagen der Experten zum Ausbau des grenzüberschreitenden Stromhandels
lassen
sich
wie
Stromversorgung
folgt
als
zusammenfassen:
nationalstaatliche
Die
zukünftige
versus
Organisation
europäisch
der
ausgerichtete
Stromversorgung ist eine wichtige und zentrale Frage. Eine europäische Ausrichtung
der
Stromversorgung
95/390
wäre
ökonomisch
und
ökologisch
sinnvoll
und
daher
wünschenswert, insbesondere dann, wenn der Anteil der Erneuerbaren Energien stark
steigen soll, würde aber zu Lasten regionaler Beschäftigungschancen gehen. Zu
erwarten ist deshalb eher eine nationalstaatliche Ausrichtung der Stromversorgung, die
den Wettbewerb zwischen Stromerzeugungsstandorten beschränkt. Vermutlich bleibt
die folgende Expertenaussage noch für etliche Jahre eine Vision: „Derzeit ist der
europäische
Elektrizitätsmarkt
noch
ein
fragmentierter
Markt.
Der
zukünftige
Strommarkt wird jedoch ein gesamteuropäischer Markt sein, der einen europäischen
Gesamtrahmen
und
ein
Rahmenbedingungen
können
europäisches
in
Teilen
Energiekonzept
bestehen
bleiben,
benötigt.
jedoch
Nationale
müssen
die
Kernregelungen zum europäischen Strommarkt auf europäischer Ebene getroffen und
harmonisiert werden.“
2.
Zur
Weiterentwicklung
des
europäischen
Stromaustauschs
will
die
Bundesregierung nicht nur die Zusammenarbeit im Pentalateralen Forum mit
Frankreich und den BeNeLux-Staaten intensivieren, sondern auch mit den mittelund osteuropäischen Nachbarländern. [Energiekonzept, 2010, S. 29] Welche
Chancen und Risiken sehen Sie durch einen zunehmenden Stromaustausch mit
Mittel- und Osteuropa für Investitionen in den Stromerzeugungsstandort
Deutschland?
Zu dieser Frage liegen nur fünf Antworten vor, darunter vier aus dem Bereich der
Arbeitnehmervertreter/Gewerkschaften.
Einigkeit
herrscht
unter
den
Experten
hinsichtlich der Einschätzung, dass die MOE-Länder insbesondere für die deutschen
Verbundunternehmen
interessante
Wachstumsmärkte
darstellen,
wobei
die
Investitionsbedingungen für fossile Kraftwerke besonders attraktiv erscheinen. Eine
politische Bevorzugung der Stromerzeugung aus Kohle, Ausnahmeregelungen beim
Umweltschutz und beim Emissionshandel und Lohnkostenvorteile wurden hier genannt.
Ob sich aus diesen Geschäftschancen in MOE, die auch als Chancen für die deutsche
Maschinenbauindustrie
angesehen
werden,
gleichzeitig
Risiken
für
die
Stromerzeugung in Deutschland und Konkurrenz für Investitionen in deutsche
Stromerzeugungsanlagen ergeben, wird dagegen uneinheitlich beurteilt. Ein Experte
äußert die Meinung, der Wettbewerb mit neuen fossilen Kraftwerken in MOE könnte
durch die (abgeschriebenen) Bestandskraftwerke in Deutschland geführt werden,
während neue fossile Kraftwerke in Deutschland nicht konkurrenzfähig seien. Ein
anderer Experte sieht dagegen keine Konkurrenz zwischen der Stromerzeugung in
Ost- und Mitteleuropa und in Deutschland. Ein weiterer Experte sieht aufgrund der
Erwartung
eines
in
Osteuropa
stärkeren
Wirtschaftswachstums
gewisse
Stromexportchancen für die deutsche Stromindustrie, sowohl mittelfristig als auch
langfristig. Einigkeit besteht unter den Experten jedoch darin, dass das Risiko für den
Kraftwerksstandort
Deutschland
mit
dem
Ausbau
der
internationalen
Netzverbindungen in die östlich von Deutschland gelegenen Länder steige.
96/390
Zusammenfassend schätzen die befragten Experten die Gefahr, dass in MOE
preiswerter produzierter Strom nach Deutschland importiert wird und hier deutsche
Stromproduktion verdrängt, als gering ein
und gehen davon
aus, dass ein
zunehmender Stromaustausch mit Mittel- und Osteuropa keine Auswirkungen auf
Entscheidungen über Investitionsvorhaben in Deutschland haben dürfte.
3.3.2.3. Harmonisierung der Regulierung und Unbund
Unbundling
Mit den Vorgaben zur eigentumsrechtlichen Entflechtung im Rahmen des dritten
Energiebinnenmarktpakets
will
die
EU-Kommission
den
Wettbewerb
im
Elektrizitätsbinnenmarkt erhöhen. Es bleibt jedoch abzuwarten, ob sich in der EU auf
Ebene der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die eigentumsrechtliche Entflechtung
durchsetzen wird und ob diese zu mehr Wettbewerb und zur Umsetzung der als
notwendig angesehen Investitionen im Stromsektor führen wird. Neben der Umsetzung
der eigentumsrechtlichen Entflechtung will die EU-Kommission über eine einheitliche
Regulierung in allen europäischen Märkten den europäischen Wettbewerb stärken und
die Investitionstätigkeit europäischer Versorger erhöhen. Die Schaffung von ACER als
Agentur für die Zusammenarbeiter der Energieregulierungsbehörden stellt einen
wichtigen Schritt für die Umsetzung der Ziele der EU-Kommission dar, erstens die
Regulierungssysteme
und
gesetzlichen
Rahmenbedingungen
der
europäischen
Nationalstaaten im Elektrizitätsmarkt zu harmonisieren und zweitens eine europäische
Regulierungsbehörde mit europäischer Regulierungskompetenz zu institutionalisieren.
Bei unklarer Kompetenzaufteilung zwischen nationalstaatlichen Regulierern und
europäischer Regulierungsbehörde bzw. durch Schaffung eines komplexen und
unübersichtlichen
europäischen
Regulierungsrahmens
droht
die
Gefahr,
dass
ineffiziente Investitionsanreize im Markt gesetzt werden. Ferner steht zu befürchten,
dass
Investitionen
im
Markt
zurückgestellt
werden
um
abzuwarten, wie
die
Aufgabenteilung zwischen ACER und den nationalen Regulierungsbehörden in den
kommenden Jahren entwickelt und in welchem Tempo die weitere Harmonisierung des
europäischen Regulierungsrahmens umgesetzt wird.
3.3.2.4. Expertenmeinungen zur Harmonisierung der Regulierung und
zum Unbund
Unbundling
Zu den Themen Harmonisierung der Regulierung und Unbundling/Entflechtung wurde
im Rahmen der Expertenbefragung keine spezielle Frage formuliert. Allerdings nahm
ein Teil der Experten bei ihren Antworten Bezug zur Regulierung, so dass anhand der
Auswertung zumindest ein grobes Meinungsbild für diesen Themenbereich gezeichnet
werden kann. Die Stichworte Unbundling oder Entflechtung fielen in den Antworten der
Experten nicht.
Mit Blick auf die Regulierung des Stromsektors gehen die Meinungen der Experten
sämtlich in die Richtung, dass für eine Weiterentwicklung des europäischen
97/390
Binnenmarktes u.a. neue und harmonisierte Regulierungssysteme erforderlich sind.
Insbesondere
der
Netzausbau
müsse
auf
europäischer/internationaler
Ebene
konzeptioniert und reguliert werden. Allerdings gehen die Meinungen darüber
auseinander,
ob
sich
diese
neue
europäisch
harmonisierte
Regulierung
in
mittelfristiger Perspektive durchsetzen wird, oder ob die politische Steuerung und
Regulierung der Strommärkte in mittelfristiger Perspektive weiterhin nationalstaatlich
dominiert bleibt. Im Hinblick auf den Ausbau der grenzüberschreitenden Stromnetze in
Deutschland ist aus Sicht einiger Experten zu befürchten, „dass es noch Dekaden
dauern wird, bis konsensfähige regulatorische Ansätze vorliegen.“
3.3.2.5. Zwischenfazit „Wettbewerbsfähigkeit“
Das Zwischenfazit zu den Maßnahmen, die auf EU-Ebene den Wettbewerb zwischen
den Stromerzeugern und den Stromversorgern fördern sollen, fällt ähnlich aus wie das
Zwischenfazit zur „Versorgungssicherheit“. Die Stärkung des Wettbewerbs und die
einzelnen Maßnahmen werden von der Mehrzahl der Experten für sinnvoll gehalten,
jedoch glauben die Befragten nicht an eine Umsetzung dieser Maßnahmen innerhalb
der nächsten Jahre. Kritische Stimmen kommen zudem aus der Gruppe der
Arbeitnehmervertreter und Gewerkschaften, für die der Schutz der Arbeitsplätze in der
deutschen Stromerzeugungsbranche Vorrang vor einer Verwirklichung des EU-weiten
Wettbewerbs
hat.
Eine
differenzierte
Darstellung
für
die
drei
betrachteten
Handlungsfelder liefert das folgende Zwischenergebnis:
-
Die Experten erwarten, dass sich der grenzüberschreitende Stromhandel nur in
dem Maße ausweiten kann, wie dadurch nationale Beschäftigungschancen
entstehen oder zumindest nicht eingeschränkt werden. Die Politik der
einzelnen
Mitgliedstaaten
wird
den
Wettbewerb
zwischen
Stromerzeugungsstandorten beschränken, wenn im eigenen Land Arbeitsplätze
bedroht sind.
-
Von einem zunehmenden Stromaustausch mit Mittel- und Osteuropa werden
keine spürbaren Auswirkungen auf Entscheidungen über Investitionsvorhaben
in Deutschland erwartet.
-
Bezüglich
einer
Harmonisierung
Netznutzungsbedingungen
und
einer
der
Förderung
Regulierung
des
der
internationalen
Netzausbaus gibt es kein Vertrauen in eine umsetzungsstarke EU-Politik. „Die
politische
Steuerung
und
Regulierung
der
Strommärkte
wird
weiterhin
nationalstaatlich dominiert bleiben.“
Aus Sicht der Autoren dieser Studie ergibt sich daraus eine Situation, in der von den
europäischen Anstrengungen zur Förderung des Wettbewerbs auf den Strommärkten
keine gravierenden Auswirkungen auf den Standortwettbewerb der Stromerzeugung
erwartet werden. Eine massive Verlagerung von Erzeugungskapazitäten zwischen den
98/390
Mitgliedstaaten können sich die befragten Experten nicht vorstellen. Allerdings sehen
die befragten Experten im Einzelfall doch regionale Standortkonkurrenzen, z.B.
zwischen
dem
Norden
der
Niederlande
und
Norddeutschland
oder
zwischen
Standorten diesseits und jenseits der deutschen Grenze zu MOE-Ländern. Wenn
zukünftig in diesen Regionen leistungsfähige(re) Übertragungsleitungen zwischen den
benachbarten Ländern bestehen, könnten Investitionsentscheidungen aus Sicht der
Experten fallweise zu Lasten der deutschen Kraftwerksstandorte getroffen werden.
3.3.3
Nachhaltigkeit
Nachhaltigkeit
Das Oberziel einer nachhaltigen Energieversorgung wird von der EU mit einer Vielzahl
von
Aktivitäten
auf
mehreren
Handlungsfeldern
verfolgt.
Zu
den
wichtigsten
Handlungsfeldern zählen der Ausbau der Nutzung der Erneuerbaren Energien, die
Förderung
einer
effizienteren
Energienutzung
und
die
Reduktion
der
Treibhausgasemissionen, insbesondere von CO2. Alle diese Maßnahmen haben direkte
oder indirekte Auswirkungen auf das Investitionsklima im Sektor Stromerzeugung. Aus
der Fülle der energiepolitischen Aktivitäten der EU zu diesem Thema werden im
Folgenden beispielhaft einzelne wichtige Maßnahmen kurz vorgestellt und bezüglich
ihrer Auswirkungen auf das Investitionsklima in der Stromerzeugung beschrieben.
Außerdem
wird
in
Expertenbefragung
diesem
zu
Kapitel
diesem
die
Auswertung
Themenbereich
der
Antworten
dokumentiert
und
ein
aus
der
kurzes
Zwischenfazit gezogen.
3.3.3.1. Erneuerbare Energien
Die EU-Kommission erwartet, dass der Anteil der Erneuerbaren Energien in der EU im
Jahr 2020 über dem selbst gesetzten Ziel von 20 % liegen wird. [EE, 2011] In ihrer
Prognose geht die EU-Kommission davon aus, dass zehn von 27 EU-Mitgliedstaaten
ihre nationalen Ziele für Erneuerbare Energien bis 2020 übererfüllen und weitere zwölf
ihre Ziele genau erreichen werden. Lediglich für die fünf Mitgliedstaaten Belgien,
Dänemark, Italien, Luxemburg und Malta wird prognostiziert, dass sie ihre Ziele nicht
allein mit Hilfe von inländischen Quellen erreichen können und daher der Import
Erneuerbarer Energien von anderen EU-Ländern oder Drittstaaten notwendig wird. In
ihrem Bericht „EU energy trends to 2030“ berichtet die EU-Kommission, dass 64 % der
neuen Energiekapazitäten zwischen 2011-2020 auf Erneuerbaren Energien basieren
werden, wobei Windkraft 41 % der neuen Kapazitäten stellen werde. [EU-Kommission,
2010f]
Die Erreichung der angestrebten länderspezifischen Anteile der Erneuerbaren Energien
am Energiemix kann jedoch nicht als gesichert verstanden werden, da auf europäischer
Ebene bislang keine bindenden Sanktionsmechanismen bei Nichterfüllung beschlossen
wurden. [Energieprognose, 2009] Zudem geht aus einer im Auftrag der EU-
99/390
Kommission durchgeführten Analyse hervor, dass die jährlichen durchschnittlichen
Kapitalinvestitionen in Erneuerbare Energien derzeit 35 Milliarden Euro betragen.
Benötigt werden jedoch 70 Milliarden Euro um sicherzustellen, dass die EU ihre EEAusbauziele erreicht. Die EU-Kommission fordert daher eine Förderung für derartige
Kosten, da diese im Wesentlichen durch Investitionen des privaten Sektors getragen
werden. [EU-Kommission, 2011a] Um Investitionsanreize zu setzen, ist eine wirksame
Auswahl und Koordinierung von Finanzierungsmitteln auf nationaler Ebene wie auch
auf EU-Ebene aus Sicht der Kommission von entscheidender Bedeutung. Die EU stellt
zwar einige Finanzmittel bereit. Der Großteil der Förderung Erneuerbarer Energien
erfolgt jedoch auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten. Die neue EE-Richtlinie stellt
diesbezüglich
jedoch,
wie
vom
EU-Parlament
gefordert,
den
Grundsatz
der
Subsidiarität in den Vordergrund, so dass nationale Fördersysteme für Erneuerbare
Energien in den Mitgliedstaaten vorerst nicht vereinheitlicht werden. [EurActiv, 2010c]
Obwohl der letzte Anlauf zu einer Harmonisierung der Erneuerbaren-Politik im Jahr
2008 gescheitert war, forderte EU-Energiekommissar Günter Oettinger diesbezüglich
Anfang Juli 2010 einen einheitlichen Rechtsrahmens für die Einspeisung von Strom aus
Erneuerbarer Energien in das Stromnetz und Einspeisetarife nach dem Vorbild des
deutschen
Erneuerbare-Energien-Gesetzes
(EEG).
[EurActiv,
2010b]
Die
EU-
Kommission bestätigte jedoch Anfang 2011 im Rahmen ihres Fortschrittsberichts zum
Ausbau Erneuerbarer Energien in Europa den Grundsatz der Subsidiarität. Zwar werden
die EU-Mitgliedstaaten aufgefordert, bei der Förderung erneuerbarer Energiequellen
zusammenzuarbeiten
und
im
Hinblick
auf
nationale
Förderregelungen
eine
ausreichende Stabilität für Investitionen zu gewährleisten. Eine Überprüfung der
Effektivität nationaler Fördersysteme ist jedoch gemäß EE-Richtlinie erst für das Jahr
2021 vorgesehen. [EU-Kommission, 2011a]
Die nationalstaatliche Regelung der Fördersysteme für Erneuerbare Energien birgt die
Gefahr, dass der EE-Ausbau vorrangig dort gefördert wird, wo die EU-Mitgliedstaaten
ihn besonders stark subventionieren und nicht dort, wo die Energieausbeute optimal
ist. [EurActiv, 2010c] Zudem können Investitionshemmnisse Investitionen in den EEAusbau trotz attraktiver finanzieller Förderung verhindern oder verzögern. Zu den
zentralen Investitionshemmnissen zählen komplizierte Antragsverfahren, ausufernde
Bürokratie, verzögerter Ausbau des europäischen Verbundnetzes, Finanzierung der
Investitionen sowie fehlende öffentliche Akzeptanz. [EE, 2011]
Zudem zeigt das Wachstum der EE-Branche in den USA, China und anderen asiatischen
Ländern nach Einschätzung der EU-Kommission, dass diese erstens weltweit als
Branche betrachtet wird, die in Zukunft für Innovationen, Energieversorgungssicherheit
und eine Wirtschaft mit niedrigen CO2-Emissionen entscheidend ist und zweitens eine
interessante Branche für private Investoren darstellt. [EU-Kommission, 2011a]
Diesbezüglich muss die EU in einer Zeit des zunehmenden Wettbewerbs um die
weltweiten Energieressourcen aus Sicht der EU-Kommission daran arbeiten, für die
100/390
Unternehmen ein attraktiver Markt zu bleiben. Diese Führungsrolle ist aus Sicht von
EU-Energiekommissar Günter Oettinger jedoch mittlerweile gefährdet. [Oettinger,
2011] Nach dem unabhängigen Renewable Energy Attractiveness Index von 2010
bieten die USA und China heute die besten Investitionsmöglichkeiten für Erneuerbare
Energien. [Ernst & Young, 2010]
3.3.3.2. Expertenmeinungen zu Themen der Stromerzeugung
Stromerzeugung aus
Erneuerbaren
Erneuerbaren Ener
Energien
Zu dieser Thematik wurden im Rahmen der Expertenbefragung drei verschiedene
1.
EU-Energiekommissar
Mitgliedstaaten
über
Günther
die
Oettinger
hat
Harmonisierung
angekündigt,
der
mit
den
EU-
Einspeiseregelungen
für
Erneuerbare Energie zu sprechen. Wie bewerten Sie die Erfolgschancen zur
Verabschiedung einer vereinheitlichten Einspeiseregelung auf Ebene der EUMitgliedstaaten?
Zu dieser Frage liegen Antworten von 14 Experten vor, darunter von drei ausländischen
Experten. Für die Zeit bis 2020 werden die Chancen von fast allen Experten als „nicht
vorhanden“,
„äußerst
Akzeptanz
und
gering“
der
oder
politische
„gering“
eingeschätzt.
Nationalismus
im
Fehlende
öffentliche
Stromerzeugungssektor
(Beschäftigungsziele und politische Werbewirksamkeit von EE im eigenen Land) werden
als Gründe dafür angeführt. Nur ein Experte erwartet, dass der politische Druck zur
Harmonisierung der EE-Förderbedingungen zunehmen wird, um innerhalb Europas
Wettbewerbsverzerrungen
abzubauen,
und
er
rechnet
mit
einer
erfolgreichen
Umsetzung „jedoch erst in mittelbis langfristiger Perspektive“.
Bezüglich der langfristigen Entwicklung gehen die Expertenmeinungen auseinander.
Mehrfach wird eine Harmonisierung als „wünschenswert“, „enorm wichtig“ oder
„notwendig“ angesehen, um die Effizienz der europäischen EE-Förderung zu erhöhen –
aber große Chancen werden diesem politischen Vorhaben von der überwiegenden
Mehrheit der Experten auch langfristig nicht eingeräumt. Die nationale oder
individuelle Sicht wird auch anhand einer Industrie-Expertenmeinung deutlich: „Wir
sehen keinen Bedarf für eine Harmonisierung, jedenfalls nicht, wenn dies zu einer
Verschlechterung
der
für
EE
in
Deutschland
führen
würde.“ Zwei Experten weisen darauf hin, dass das Instrument der gesetzlichen
Einspeisevergütung für Strom aus EE eigentlich nur als Unterstützung in der Phase der
Markteinführung vorgesehen war – und diese sollte eigentlich im Jahr 2020
ausgelaufen sein. Also wäre langfristig eine EU-weite Harmonisierung gar nicht mehr
notwendig.
Zusammenfassend zeigt sich, dass die Experten der Harmonisierung der EEFörderpolitik in Europa nahezu keine Chancen einräumen, auch wenn einige Experten
101/390
dies zumindest langfristig für volkswirtschaftlich sinnvoll halten. Die Befragten
erwarten, dass sich die nationalen Regierungen weiterhin vorrangig für attraktive
Investitionsbedingungen im EE-Sektor in ihrem eigenen Land einsetzen werden und
dabei nationale Beschäftigungseffekte als wichtiger erachten werden als ein europaweit
effizientes Fördersystem.
2.
Angenommen, eine vereinheitlichte Ökostrom-Förderung in Europa würde zu
einer Ansiedlung regenerativer Stromerzeugungsanlagen nach europäischen
Standortregionen führen (--> Wind in Nordeuropa, Sonne in Südeuropa,…).
Welche Chancen und Risiken würden sich hieraus aus Ihrer Sicht für den
Stromerzeugungsstandort Deutschland/ihr Land ergeben?
Zu dieser Frage liegen 13 Antworten vor, darunter drei von ausländischen Experten.
Einige Experten betonen, dass die Auswirkungen von einem entsprechenden Ausbau
des europäischen Verbundnetzes abhängen. Die meisten Experten unterstellen dessen
Existenz implizit bei ihren Antworten. Die Mehrheit der befragten Experten sieht
Deutschland bei den natürlichen Potenzialen der EE als benachteiligt gegenüber
anderen Ländern in Europa, insbesondere bei Wasserkraft und Sonnenenergie. Daher
wird das Risiko für Deutschland als Stromerzeugungsstandort höher eingeschätzt als
für andere EU-Mitgliedstaaten. Allenfalls bei der Nutzung von Wind offshore und bei
Biomasse
könnte
der
Standort
Deutschland
konkurrenzfähig
sein
und
dementsprechend Investitionen anziehen. Stark verbreitet ist die Einschätzung, dass
Deutschland große Chancen beim Export von EE-Technologien hat. Ein Experte vertritt
jedoch die Meinung, dass Deutschland in der Stromerzeugung seine heutige Position
halten könne. Es gäbe zwar in anderen Ländern günstigere natürliche Bedingungen für
manche Erneuerbaren Energien, aber die deutsche Energiewirtschaft könne dies mit
guter Technik und den langen Erfahrungen im Betrieb von EE-Anlagen ausgleichen.
Die ausländischen Experten sehen für die Niederlande und für Frankreich eher Risiken
in einer europaweit vereinheitlichten Ökostrom-Förderung, für die Slowakische
Republik dagegen gewisse Chancen in den Bereichen Biomasse, Abfallrecycling oder
Geothermie.
Insgesamt spricht aus den Antworten eine gewisse Skepsis, ob eine allein aus
Effizienzgründen
sinnvolle
räumliche
Konzentration
der
verschiedenen
EE-
Technologien überhaupt umsetzbar ist. Der dazu notwendige Netzausbau und die
öffentliche
Akzeptanz
Rahmenbedingungen
in
erwähnt,
den
Erzeugerländern
außerdem
auch
die
werden
notwendige
als
kritische
Kooperations-
bereitschaft zwischen den EU-Mitgliedstaaten und die steigende Abhängigkeit von
Stromimporten. Hemmnisse für die Umsetzung von Kooperationsprojekten werden
einerseits im „Prestige-Streben“ der EU-Mitgliedstaaten gesehen, ihre EE-Ziele
eigenständig zu erfüllen, und andererseits in der Abstimmung darüber, wie die
102/390
Anrechnung der realisierten Erzeugungskapazitäten auf die nationalen EE-Ziele
erfolgen soll.
Zusammenfassend zeigt sich anhand der Expertenantworten folgendes Bild: Vor dem
Hintergrund einer vereinheitlichten Ökostrom-Förderung fallen den Experten zunächst
die in Deutschland eher ungünstigen natürlichen Bedingungen für die Nutzung
Erneuerbarer Energien ein, mit Offshore-Windenergie als Ausnahme. Gleichzeitig
erwarten die befragten Experten daraus aber frühestens ab 2020 und auch nur
begrenzt Nachteile bzw. Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland, weil
für eine hauptsächlich an den natürlichen Potenzialen orientierte und auf die besten
Standorte konzentrierte EE-Stromerzeugung mit großräumigen EE-Stromtransporten
noch viele andere Rahmenbedingungen erfüllt sein müssen, deren Realisierung eher
als unsicher eingeschätzt wird.
3.
Die für das Energiekonzept erstellten Szenarien legen nahe, dass Deutschland
aus Gründen der Kosteneffizienz im Jahr 2050 einen erheblichen Anteil seines
Strombedarfs
aus
erneuerbaren
Quellen
durch
Importe
decken
muss.
[Energiekonzept, 2010, S. 6 + 31] Welche Entwicklung erwarten Sie hinsichtlich
der
Deckung des EE-Strombedarfs in
Deutschland / Ihrem Land: Wird
Deutschland / Ihr Land zukünftig einen erheblichen Anteil seines Strombedarfs
aus EE durch Importe decken oder Strom aus EE exportieren?
Zu dieser Frage liegen 14 Antworten vor, darunter drei von ausländischen Experten.
Bezogen auf die mittelfristige Entwicklung bis 2020 überwiegt die Einschätzung, dass
es weder zu Exporten noch zu Importen von EE-Strom kommen wird. Ein Experte hält
jedoch EE-Stromexporte für realistisch und glaubt, dass Deutschland wegen der hohen
EEG-Vergütung damit Verluste machen wird. Ein anderer Experte hält EE-Stromimporte
für denkbar, wenn der entsprechende Netzausbau bis dahin realisiert wird.9
Bezogen auf die langfristige Entwicklung 2020 bis 2050 ist das Meinungsspektrum
breiter. Mehrere Experten sehen Deutschland als EE-Stromexporteur, weil es aufgrund
der hohen EEG-Subventionen zu einem starken Ausbau der EE-Erzeugungskapazitäten
kommen wird, der über die Deckung des deutschen Strombedarfs hinausführt. Andere
Experten halten es für realistischer, dass Deutschland in nennenswertem Umfang EEStrom aus Norwegen (Wasserkraft) oder aus Südfrankreich (solarthermische Kraftwerke)
importieren wird. Die Realisierung von Desertec und eines „Super-Grids“ wird dagegen
als „schwierig“ und „unwahrscheinlich“ eingeschätzt. Mehrfach wird betont, die
Entwicklung sei letzten Endes politisch steuerbar. Das hochrangige energiepolitische
Ziel der Versorgungssicherheit würde allerdings gegen den Aufbau einer neuen
Importabhängigkeit bei der Stromversorgung sprechen.
9
Ergänzung BEI: Der Bau einzelner HGÜ-Seekabel zwischen Deutschland und Norwegen scheint bis 2020
wahrscheinlich.
103/390
Die ausländischen Experten sehen für die Niederlande eine Fortsetzung bzw.
Weiterentwicklung der EE-Stromimporte aus Norwegen. Für Frankreich wird die Option
für EE-Stromimporte nicht ausgeschlossen, aber es deute auch nichts in diese Richtung.
Die Entwicklung in der Slowakischen Republik hänge von der Wirtschaftsentwicklung
ab und sei deshalb derzeit nicht einschätzbar.
Die Meinung der Experten lässt sich wie folgt zusammenfassen: Deutschland kann sich
bis 2050 sowohl zum EE-Stromimporteur als auch zum EE-Stromexporteur entwickeln.
Diese Entwicklung hängt in erster Linie von der deutschen Energiepolitik und der
weiteren Förderung der EE-Stromerzeugung ab, in zweiter Linie von der Entwicklung
des europäischen Verbundnetzes. Wahrscheinlich wird es Exporte und Importe
nebeneinander geben, weil Deutschland aufgrund seiner stark fluktuierenden EEStromquellen in Phasen mit Unterproduktion auf Stromimporte angewiesen ist, in
Phasen der Überproduktion dagegen auf Stromexporte. Wie die Nettobilanz aussehen
wird, entscheidet sich an der Einstellung zur Versorgungssicherheit. Eine risikoscheue
Energiepolitik
wird
Erzeugungsflauten
Stromimporte
einplanen,
eine
nur
als
Ersatz
risikofreudige
für
außergewöhnliche
Energiepolitik
auf
Grundlast-
Stromimporte setzen.
3.3.3.3. Energieeffizienz
Wesentliches Instrument der EU-Energieeffizienzpolitik war in der Vergangenheit die
Verpflichtung der EU-Mitgliedstaaten, nationale Aktionspläne für die Verbesserung der
Energieeffizienz
aufzustellen.
Endenergieeffizienz
und
Die
in
der
EU-Richtlinie
Energiedienstleistungen
2006/32/EG
genannten
über
Energieeinsparziele
wurden bislang jedoch nicht verbindlich festgelegt und es wurden keine nationalen
Teilziele vorgegeben. Trotz der Vielzahl an verabschiedeten Maßnahmen im Bereich
Energieeffizienz sieht die Bilanz der Energieeffizienzpolitik daher bislang wenig
erfolgversprechend
aus.
Noch
immer
lassen
sich
keine
wesentlichen
Effizienzsteigerungen erkennen. [IEP, 2010b] Die bisherigen Maßnahmen der EUMitgliedstaaten laufen nach derzeitiger Meinung der EU-Kommission lediglich auf eine
Verbesserung der Energieeffizienz von nur 10 % bis zum Jahr 2020 hinaus. [EurActiv,
2011b]
Auch
das
KWK-Potenzial
wird
nach
Angaben
der
EU-Kommission
zur
Energieeinsparung innerhalb der EU bislang nicht genügend ausgeschöpft. Die KWKRichtlinie verlangt von den EU-Mitgliedstaaten, dass sie über ihr KWK-Potenzial sowie
die zur KWK-Förderung geschaffenen Verwaltungsstrukturen Bericht erstatten. Darüber
hinaus müssen sie alle vier Jahre über die Fortschritte im KWK-Bereich berichten und
einschlägige Statistiken liefern. Aus dem KWK-Bericht der EU-Kommission aus dem
Jahr 2008 ging hervor, dass zum damaligen Zeitpunkt nur elf Mitgliedstaaten Berichte
zur Analyse ihres nationalen KWK-Potenzials vorgelegt hatten, die zudem wenig klare
Informationen oder Zahlen beinhalteten. Als Voraussetzung für die Steigerung der
104/390
europäischen
KWK-Kapazitäten
sieht
die
EU-Kommission,
dass
einige
EU-
Mitgliedstaaten ihre Politik überprüfen und ihren in der KWK-Richtlinie festgelegten
Verpflichtungen nachkommen. Zudem müssen nach Ansicht der EU-Kommission
insbesondere folgende Investitionshindernisse für KWK abgebaut werden: ungewisse
langfristige
Aussichten
(föderale/regionale
auf
Ebene),
staatliche
Unterstützung,
komplizierte
und
komplexe
langwierige
Rechtsrahmen
Verwaltungsverfahren,
Auswirkungen anderer Rechtsvorschriften sowie Netzanschlüsse zu überhöhten Preisen
und mit langwierigen Fristen. [EU-Kommission, 2008b].
Um die Entwicklung der Energieeffizienz voranzutreiben, hat die EU-Kommission für
2011 einen europäischen Aktionsplan angekündigt. Während die EU-Kommission im
Grundsatz auf konkrete Schritte zu mehr Effizienz von Seiten der EU-Mitgliedstaaten
drängt,
fordert
das
EU-Parlament
die
Festlegung
von
rechtsverbindlichen
Energieeffizienzzielen wie beim Ausbau der EE, um stärkere Investitionsanreize zur
Steigerung der Energieeffizienz zu schaffen. [Dow Jones, 2011]
3.3.3.4. Expertenmeinungen zur Energieeffi
Energieeffizienz
Zu dieser Thematik wurden im Rahmen der Expertenbefragung drei verschiedene
1.
Zur Verbesserung der Energieeffizienz hat sich die EU im Jahr 2007 unverbindlich
darauf geeinigt, die Energieeffizienz bis 2020 um 20 % zu erhöhen. Die
bisherigen Maßnahmen der EU-Mitgliedstaaten laufen jedoch nach derzeitiger
Meinung der EU-Kommission auf eine Verbesserung von nur 10 % hinaus.
Während die EU-Kommission auf konkrete Schritte zu mehr Effizienz von Seiten
der EU-Mitgliedstaaten drängt, fordert das EU-Parlament die Festlegung von
rechtsverbindlichen
Wie
bewerten
Sie
Energieeffizienzzielen
die
Erfolgschancen
zur
wie
beim
Festlegung
Ausbau
von
der
EE.
verbindlichen
Energieeffizienzzielen auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten?
Diese Frage wurde von zwölf Experten beantwortet, darunter drei ausländischen
Experten. Für den mittelfristigen Zeitraum bis 2020 werden die Erfolgschancen
allgemein als gering oder sehr gering eingeschätzt. Gleichzeitig betonen etliche der
Experten, dass die Festlegung verbindlicher Effizienzziele sinnvoll sei. Zwei Experten
halten diesen Weg für zwingend erforderlich. Sie meinen, zur Verbesserung der
Energieeffizienz
innerhalb
Europas
und
zur
Erreichung
der
europäischen
Energieeffizienzziele bis 2020 sei die Festlegung klarer Regelungen bspw. in Form von
rechtsverbindlichen Energieeffizienzzielen unumgänglich. Insgesamt wird von Seiten
der befragten Experten aber die politische Durch- und Umsetzbarkeit zur Festlegung
verbindlicher Energieeffizienzziele angezweifelt, weil mit einem solchen Beschluss die
Entscheidungsfreiheit der Nationalstaaten gefährdet erscheint, z.B. bezüglich der
Wirtschaftsentwicklung oder einer exportorientierten Stromwirtschaft.
105/390
Langfristig, d.h. zwischen 2020 und 2050 wird die Festlegung verbindlicher
Effizienzziele für alle EU-Mitgliedstaaten eher für möglich gehalten, aber dabei häufig
mit
dem
Eintreten
wirtschaftliche
gewisser
Entwicklung
Rahmenbedingungen
zulässt,
d.h.
verknüpft:
ausreichend
„Wenn
es
finanzielle
die
Mittel
bereitstellt.“ „Wenn es ein Fortsetzung des Kyoto-Protokolls unter Teilnahme der
großen CO2-Emittenten USA und China gibt.“ „Wenn die Wettbewerbsfähigkeit der
europäischen Industrie nicht darunter leidet.“ „Wenn sich das Bewusstsein der
Bevölkerung hin zu mehr Umwelt- und Klimaschutz entwickelt.“ Aus der Reihe der
Industrie-Experten kommen aber auch kritische Töne: Die rasche Durchsetzung von
Energieeffizienzstandards
führe
im
Bestandsbereich
zu
sehr
hohen
CO2-
Vermeidungskosten und sei daher ökonomisch nicht effizient. Oder: Das Festschreiben
von Einsparzielen schaffe nur bürokratischen Aufwand. Energieeinsparungen ließen
sich effizient nur über den Markt über Energiepreise und CO2-Preise regeln.
Die Meinung der Experten lässt sich wie folgt zusammenfassen: Einer Festlegung von
verbindlichen
Energieeffizienzzielen
werden
auf
Ebene
der
EU-Mitgliedstaaten
mittelfristig nur geringe und langfristig nur wenig größere Erfolgschancen eingeräumt,
obwohl viele der befragten Experten ein solches Vorgehen für sinnvoll, teilweise sogar
für unumgänglich halten. Extern vorgegebene Effizienzziele werden nach Einschätzung
der
Experten
von
den
Bürgern
und
Politikern
mit
einer
Beschränkung
der
wirtschaftlichen Chancen eines Landes in Verbindung gebracht – und das erscheint für
die nationalstaatlichen Regierungen als nicht akzeptabel. Verbindliche Effizienzziele
erscheinen somit einerseits als notwendige umweltpolitische Instrumente, andererseits
fehlt es ihnen an der gesellschaftspolitischen Machbarkeit.
2.
Welche Auswirkungen könnte die Festlegung verbindlicher Energieeffizienzziele
aus Ihrer Sicht auf das Investitionsverhalten von Stromerzeugern in Deutschland/
ihrem Land haben?
Diese Frage wurde von neun Experten beantwortet, darunter von zwei ausländischen
Experten. Das Spektrum der Antworten reicht von „erheblichen Auswirkungen“ (in
Frankreich10) über „weniger Investitionen in neue Kraftwerke“ bis hin zu „keine großen
Auswirkungen“ und weist keine großen Unterschiede zwischen der mittelfristigen und
der langfristigen Perspektive auf. Die Analyse der Antworten zeigt, dass ein Teil der
Experten die verbindlichen Effizienzziele mehr auf die Anwendungsseite bezogen hat
und von einem dadurch ausgelösten Rückgang der Stromnachfrage ausgeht. Diese
Experten
erwarten
als
Folge
verbindlicher
Effizienzziele
einen
Rückgang
an
Investitionen in neue Kraftwerke. Für die Niederlande sieht der Experte eine
10
Als Begründung für die „erheblichen Auswirkungen in Frankreich“ wird angeführt, dass sich in Frankreich
Unternehmen außerordentlich an der Gesetzeslage und an gültigen Bestimmungen orientieren. Es bleibt
allerdings unklar, ob sich die „erheblichen Auswirkungen“ auf die Art oder den Umfang der Investitionen
in die Stromerzeugung beziehen.
106/390
Gefährdung geplanter Kraftwerksneubauten, weil diese auf Stromexporte angewiesen
sind, die sich bei einer strengen Effizienzpolitik vielleicht nicht mehr realisieren lassen.
Langfristig würde dadurch der Anteil der EE an der Stromerzeugung schneller wachsen.
Zusammen mit den hochgesteckten EE-Zielen würde der Nachfragerückgang auch in
Deutschland die für einen wirtschaftlichen Betrieb notwendige Kapazitätsauslastung
neuer konventioneller Kraftwerke in Frage stellen. Langfristig würde der Markt nicht
mehr genügend Anreize liefern für die notwendige Aufrechterhaltung von Reserveund Regelkraftwerken und entsprechende Investitionen in Frage stellen. Andere
Instrumente zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit müssten eingeführt
werden.
Ein anderer Teil der Experten hat die verbindlichen Effizienzziele mehr auf die Stromerzeugungsseite bezogen. Diese Experten erwarten für Deutschland keine großen
Veränderungen
im
Investitionsverhalten,
weil
schon
heute
die
ehrgeizigen
Effizienzziele der Bundesregierung anspruchsvoller ausfallen als zukünftige EU-weite
Ziele. Aus der Gruppe der kommunalen EVU kam die Aussage, die politischen
Vorgaben der Eigentümer kommunaler/regionaler EVU würden bezüglich Effizienz und
Umweltschutz häufig noch strenger sein als die Vorgaben vom Bund oder von der EU.
Ein anderer interessanter Aspekt ist aus dieser Perspektive, dass der Ausbau der
dezentralen KWK und der Fernwärme aus der Sicht einiger Experten eine wichtige
Voraussetzung für eine erfolgreiche Effizienz-Strategie darstellt und dass damit in
Deutschland ein hoher Investitionsbedarf verbunden wäre.
Die Meinung der Experten lässt sich wie folgt zusammenfassen: Verbindliche
Effizienzziele bezogen auf die Stromanwendung würden zu einem Nachfragerückgang
und
zu
einer
Verschlechterung
der
im
deutschen
Stromerzeugungssektor führen. Verbindliche Effizienzziele bei der Stromerzeugung
würden dagegen die deutschen Stromerzeuger nicht treffen, weil hier bei allen
Kraftwerksneubauten bereits höchste Effizienzstandards realisiert werden. In anderen
EU-Mitgliedstaaten, wie z.B. Frankreich, können die Folgen verbindlicher Effizienzziele
anders ausfallen.
3.
Welche
Auswirkungen
könnte
die
Verabschiedung
verbindlicher
EU-
Energieeffizienzziele Ihrer Meinung auf den Investitionswettbewerb zwischen
europäischen und außereuropäischen Stromerzeugungsstandorten haben?
Diese Frage wurde nur von vier Experten beantwortet, die sämtlich aus dem Bereich
der
Arbeitnehmervertretung/Gewerkschaften
stammen.
Für
die
mittelfristige
Perspektive sehen drei der Experten keine oder nur geringe Auswirkungen. Ein vierter
Experte
meint,
zu
starke
EU-Effizienzziele
könnten
zu
einer
Abwanderung
energieintensiver Industrieunternehmen aus Europa führen, was mit einem Verlust von
Arbeitsplätzen nicht nur in der Energiewirtschaft, sondern auch in der Industrie
verbunden wäre. Auch bezüglich der langfristigen Perspektive bis 2050 findet sich
107/390
dieselbe Bandbreite der Antworten zwischen „keine Auswirkungen“ und „Abwanderung
von Teilen der energieintensiven Industrie“. Ein Experte betont, dass eine Verfolgung
der Effizienzziele mit Augenmaß notwendig sei, sonst würden daraus für Europa
wirtschaftliche Nachteile entstehen. Ein anderer Experte meint, dass eventuell
Großprojekte wie Desertec aus der Verabschiedung verbindlicher EU-Energieeffizienzziele eine Legitimation bekommen könnten.
Zusammenfassend
zeigt
sich,
dass
ein
möglicher
Zusammenhang
zwischen
verbindlichen EU-Energieeffizienzzielen und außereuropäischen Investitionen der
Stromerzeugungsbranche für viele Experten nur schwer zu beurteilen ist. Allenfalls
werden
geringe
Auswirkungen
für
möglich
gehalten
oder
die
Verlagerung
energieintensiver Industrieunternehmen aus Europa. Die Erwartung, dass es als Folge
der EU-Effizienzpolitik zu einer Verlagerung von Investitionen zwischen europäischen
und außereuropäischen Stromerzeugungsstandorten kommen könnte, wird von keinem
der Experten, die sich zu dieser Frage geäußert haben, konkret ausgesprochen.
3.3.3.5. Treibhausgasemissionen
Die Ausgestaltung des ETS ab 2013 führt dazu, dass bis zum Jahr 2020 mit regelmäßig
steigenden Kosten für CO2-Zertifikate zu rechnen ist. Für die Stromerzeugung
bedeutet dies zum Einen, dass die Stromerzeugung auf Basis von kohlenstoffhaltigen
Brennstoffen weniger wirtschaftlich wird. Dadurch wird über das ETS ein starker
Investitionsanreiz dafür gegeben, in kohlenstoffarme bzw. kohlenstofffreie Techniken
der Stromerzeugung zu investieren. Für die Stromerzeugung innerhalb der EU wirkt
das ETS zudem wettbewerbsneutral, da der Preis für CO2-Zertifikate in Europa mit
wenigen Ausnahmen für einige osteuropäische Staaten einheitlich sein wird. Für die
Stromerzeugung bedeutet dies zum Anderen, dass Investitionsanreize in fossile
Stromerzeugungsanlagen in Ländern gesetzt werden, die nicht am Handelssystem
teilnehmen.
Die Nutzung von CCS-Technologien wird durch das EU-Parlament und den Rat als
Brückentechnologie verstanden, die zur Abschwächung des Klimawandels beiträgt, ein
großes Potenzial zu einer kostengünstigen Verringerung von Emissionen bietet und
Anreize schafft, weiterhin kostengünstig fossile Brennstoffe einzusetzen. Im Juni 2008
forderte der Europäische Rat daher die EU-Kommission auf, möglichst bald ein System
vorzustellen, mit dem Anreize für Investitionen der Mitgliedstaaten und des
Privatsektors geschaffen werden, damit bis 2015 der Bau und der Betrieb von bis zu
zwölf CCS-Demonstrationsanlagen gewährleistet seien. [EU, 2009e] Eine wichtige
Quelle für die finanzielle Förderung von CCS-Technologien (und Erneuerbaren
Energien) wurde diesbezüglich mit dem „NER-300-Programm“ geschaffen. Das
Programm dient der Förderung von kommerziellen Demonstrationsprojekten zur CO2Abscheidung und CO2-Speicherung und für innovative Erneuerbare Energien und stellt
4,5 Milliarden Euro zur Ko-Finanzierung von Projekten bereit. Im November 2010 hat
108/390
die EU-Kommission die erste Aufforderung zur Einreichung von Vorschlägen für dieses
Programm eingeleitet. [EU-Kommission, 2011b]
Inwieweit CCS im Kraftwerkssektor tatsächlich eine Rolle spielen wird und Anreize für
Investitionen in fossile Kraftwerke und CCS-Infrastrukturen schaffen werden, wird in
entscheidendem Maße von den technischen und wirtschaftlichen Bedingungen der
CCS-Technologien abhängen. Diesbezüglich stellt sich die Frage, ob ein relevanter
Preisanstieg für CO2-Zertifikate ausreichend Anreize für Investoren schafft, mit mittelbis langfristiger Perspektive in CCS-Technologien zu investieren. Darüber hinaus stellt
die geringe öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Kohlekraftwerken und
CO2-Lagerstätten ein nicht zu unterschätzendes Investitionshemmnis für den Ausbau
von CCS-Technologien in Deutschland dar (vgl. Kapitel 4.3.2 öffentliche Akzeptanz
von Stromerzeugungs- und Infrastrukturinvestitionen).
3.3.3.6. Expertenmeinungen zu ETS und CCS
Zu
den
Themen
Emissionsrechtehandel
und
CCS
wurden
im
Rahmen
der
Expertenbefragung keine speziellen Fragen formuliert. Allerdings nahm ein Teil der
Experten bei ihren Antworten Bezug zu diesen Themen, so dass nachfolgend
zumindest ein grobes Meinungsbild gezeichnet werden kann.
Europäisches Emissionshandelssystem (ETS)
Insgesamt beziehen sich sechs Experten in Ihren Äußerungen explizit auf den
Emissionsrechtehandel. Dabei besteht eine grundlegende Übereinstimmung der
Expertenmeinung darin, dass der Emissionshandel einen (bedeutenden) Einfluss auf
die Investitionsentscheidungen der europäischen Stromerzeuger hat, insbesondere auf
die Wahl des Energieträgers bei Kraftwerksneubauten. Dabei wird aus Expertensicht
nicht nur zwischen Kohle und Gas als Brennstoff entschieden, sondern vermehrt auch
über den Einsatz von Ersatzbrennstoffen (in der Regel Abfälle) nachgedacht, die
weniger
Emissionszertifikate
benötigen.
Die
vollständige
Auktionierung
der
Emissionsrechte im ETS ab 2013 stellt aus Sicht eines Experten ein Hemmnis für
Investitionen in fossile KW dar, vor allem auch wegen der Unmöglichkeit, die zeitliche
Entwicklung der Preise der Emissionsrechte zu prognostizieren. Andere Experten
meinen dagegen, dass die Preisentwicklung bei den Emissionszertifikaten bis 2020
überschaubar sei oder dass in der Handelsperiode 2013 bis 2020 keine Verknappung
der CO2-Zertifikate zu erwarten sei.
Das System des Emissionsrechtehandels wird zudem von einigen Experten sehr kritisch
beurteilt. Ein Experte vertritt die Ansicht: „Es muss hinterfragt werden, ob wir für die
Umsetzung ehrgeiziger Klimaschutzziele den Emissionsrechtehandel brauchen oder ob
eine zielgerichtete Ordnungspolitik nicht kostengünstiger wäre. Der europäische
Emissionsrechtehandel ist ein risikobehaftetes Instrument. Langfristig müssen neue
Instrumente für die CO2-Reduktion entwickelt werden, die den ETS ersetzen.“ Ein
109/390
anderer Experte weist darauf hin, dass ETS und EE-Förderung kontraproduktive
Systeme sind: „Weil die Höhe der jährlich erlaubten CO2-Emissionen in Europa im
Rahmen des ETS festgelegt werden, führt der Ausbau der EE-Stromerzeugung in
Deutschland über sinkende Zertifikatepreise zu einem Mehrausstoß von CO2 in
anderen Branchen oder Ländern.“
CCS – Carbon Capture and Storage
Neben der Einschätzung der öffentlichen Akzeptanz der CCS-Technologie, die in
dieser Studie im Abschnitt 4.3.2 behandelt wird, gibt es von sechs Experten weitere
Aussagen zur CCS-Technologie. Ein Experte sieht einen großen Einfluss, den die
Einführung von CCS im Rahmen des Standortwettbewerbs auf Deutschland als
Erzeugungsstandort hätte. Ein anderer Experte weist darauf hin, dass es vor der
Perspektive
eines
„europäischen
europäischen
Elektrizitätsbinnenmarktes
Standortentscheidungen“
kommen
wird,
immer
d.h.
dass
häufiger
zu
verschiedene
europäische Standorte miteinander verglichen werden, wenn ein Kraftwerksneubau
geplant wird. Bei diesen europäischen Standortentscheidungen werde in Zukunft die
Möglichkeit des Einsatzes der CCS-Technologie ein wichtiges Entscheidungskriterium
sein. Vor diesem Hintergrund erscheint es wichtig, dass ein anderer Experte drauf
hinweist,
dass
die
CCS-Technologie
von
der
britischen
Regierung
stärker
vorangetrieben wird als in Deutschland. Ein weiterer Experte sieht für deutsche
Stromerzeuger die Alternative, ein neues Kraftwerk mit CCS in den Niederlanden zu
bauen, wenn dafür in Deutschland keine Zustimmung zu finden sei. Allerdings kommt
aus den Niederlanden die Einschätzung, dass es dort zwar leere Gaskavernen zur
Aufnahme von CO2 gibt, aber auch dort die CCS-Technologie in der Bevölkerung
umstritten ist und langfristig mit einem breiten Widerstand gegen CCS zu rechnen sei.
3.3.3.7. Zwischenfazit „Nachhaltigkeit“
„Nachhaltigkeit“
Das Zwischenfazit zu den Maßnahmen, die auf EU-Ebene die Nachhaltigkeit der
Energieversorgung stärken sollen, fällt uneinheitlich aus. Während die Experten den
Harmonisierungsbestrebungen auf den Handlungsfeldern Erneuerbare Energien und
Energieeffizienz
mittelfristig
keine
Erfolgsaussichten
und
somit
auch
keine
Auswirkungen auf das Investitionsklima für die Stromerzeugung einräumen, wird den
beiden Instrumenten ETS und CCS schon heute ein großer Einfluss auf die
der
europäischen
Stromerzeuger
bescheinigt.
Eine
differenzierte Darstellung für die drei betrachteten Handlungsfelder liefert das
folgende Zwischenergebnis:
-
Die Experten erwarten einen Vorrang der nationalen Beschäftigungspolitik vor
den EU-Harmonisierungsbestrebungen der EE-Förderpolitik. Aber selbst bei
einer langfristig zu erwartenden Harmonisierung sehen sie nur begrenzte
Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland.
110/390
-
Die Verabschiedung verbindlicher Energieeffizienzziele für alle EU-Mitgliedstaaten wird ebenso als unrealistisch eingeschätzt. Sollte sie dennoch kommen
oder eine andersartige spürbare Verschärfung der Effizienzpolitik erfolgen, wird
dennoch keine Abwanderung von Stromerzeugungsunternehmen erwartet,
sondern allenfalls eine Verlagerung energieintensiver Industrieunternehmen ins
außereuropäische Ausland.
-
Der europäische Emissionshandel hat nach Meinung der Experten schon heute
einen erheblichen Einfluss auf Investitionsentscheidungen der Stromerzeuger,
insbesondere wenn es um die Wahl des Energieträgers geht. Wegen der
unsicheren Preisentwicklung für CO2-Zertifikate stellt der ETS derzeit ein
Hemmnis für Investitionen in fossile Kraftwerke dar.
-
Die
technische
und
genehmigungsrechtliche
Einsetzbarkeit
der
CCS-
Technologie wird in Zukunft neben der öffentlichen Akzeptanz ein wichtiges
Kriterium bei der Standortentscheidung für fossile KW-Neubauten werden.
Aus der Sicht der Autoren der Studie folgt aus den Antworten der Experten eine
besonders hohe Relevanz der Nachhaltigkeitspolitik für das Investitionsklima im
Bereich der Stromerzeugung. Das gilt sowohl für die europäische wie auch für die
nationale Politikebene. Auf allen drei hier behandelten Handlungsfeldern wäre eine
Harmonisierung aus EU-Sicht sinnvoll – sie erscheint aber eher unwahrscheinlich. Eine
Ausnahme bildet hierbei das europäische Emissionshandelssystem ETS, das als
europäisches Instrument geschaffen wurde und auf alle Standorte gleich wirkt (mit
geringen
Ausnahmen).
der
Stromerzeuger
werden
besonders stark betroffen und beeinflusst von der Weiterentwicklung des ETS und von
der Politik zur Umsetzung von CCS. Dabei könnte insbesondere die CCS-Technologie,
die in manchen Ländern umstritten und in anderen akzeptiert wird, direkte
Auswirkungen auf den Standortwettbewerb um die Ansiedlung von neuen fossilen
Kraftwerken haben.
3.4
Der
Chancen und Risiken für den Stromerzeu
Stromerzeugungsstandort Deutschland
Stromerzeugungsstandort
Deutschland
ist
eingebettet
in
die
europäische
Erzeugungslandschaft und wird zunehmend durch die europäische Energiepolitik
gesteuert, die vor großen Herausforderungen steht:
-
die Integration nationaler Energiemärkte in einen europäischen Energiebinnenmarkt,
-
die
Verknüpfung
der
vorhandenen
nationalen
leistungsfähigen, europaweiten Verbundnetz,
111/390
Energienetze
zu
einem
-
die Integration enormer Mengen an Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen, einschließlich der Lösung der Regel-, Reserve- und Speicherprobleme,
-
zunehmende Entfernung zwischen Erzeugung und Verbrauch infolge der
verstärkten Nutzung Erneuerbarer Energien,
-
die massive Verringerung der mit der Elektrizitätsversorgung verbundenen
CO2-Emissionen.
Nach eigener Einschätzung der EU-Kommission sind „für diese Entwicklungen [...]
enorme Investitionen und sinnvolle Anreize für die rechtzeitige Bereitstellung dieser
Investitionen erforderlich; gleichzeitig gilt es, Wettbewerb, Nachhaltigkeit und
Versorgungssicherheit zu gewährleisten.“ [EU-Kommission, 2010c]
Für die Lösung dieser Aufgaben ist nicht nur der Umbau der gesamten europäischen
Stromversorgungsinfrastruktur
notwendig,
sondern
auch
eine
grundlegende
Veränderung der Handels- und Versorgungsbeziehungen. Im Zuge des europäischen
Netzausbaus werden sich zunehmend Importmöglichkeiten von EE-Strom oder
„günstigem“ konventionellem Strom aus europäischen Nachbarstaaten ergeben,
wodurch an manchen Erzeugungsstandorten die Wettbewerbssituation der heimischen
Erzeugung geschwächt wird. In Ländern mit massivem Ausbau der EE-Stromerzeugung
und einem EE-Einspeisevorrang wird die Kapazitätsauslastung der fossilen Kraftwerke
voraussichtlich stark sinken, so dass ihre Wirtschaftlichkeit gefährdet ist. Für die
Finanzierung der für die Lieferung von Regel- und Reserveenergie notwendigen
fossilen Kraftwerke werden sich voraussichtlich spezielle Kapazitätsmärkte entwickeln,
weil die alleinige Vermarktung des erzeugten Stroms die Vollkosten nicht mehr decken
wird.
Die Situation in Deutschland
Deutschland kann aufgrund seiner geografischen Lage zunehmend am europäischen
Stromhandel teilnehmen. Es entsteht ein EU-weiter
Wettbewerb um günstige
Produktionsstandorte und Marktanteile, mittelbis langfristig auch bei der EEErzeugung. Wie schneidet Deutschland dabei ab? Schafft die Erweiterung von
Absatzmärkten Investitionsanreize für den Ausbau fossiler KW in Deutschland oder
wird Deutschland im Standortwettbewerb um neue Kraftwerksinvestitionen gegenüber
ausländischen Standorten den Kürzeren ziehen? Wird sich Deutschland mittelbis
langfristig zum Stromimportland entwickeln? Welche Auswirkungen wird es für den
Erzeugungsstandort
Deutschland
haben,
wenn
wie
erwartet
der
zunehmende
Wettbewerb im EU-Binnenmarkt zu sinkenden Strompreisen führt? Wird es aufgrund
einer konsequenten Unbundling- und Wettbewerbspolitik zu einer europaweiten
Entmonopolisierung und Europäisierung der nationalen Strommärkte kommen, so dass
sich auch in Deutschland Chancen zur Stärkung des nationalen Wettbewerbs ergeben
112/390
werden und die Marktzutrittsbedingungen für neue (inter-)nationale Akteure und
kleinere EVUs verbessert werden?
Dies sind nur einige der offenen Fragen bezüglich der Chancen und Risiken, die sich
aus der gesamteuropäischen Entwicklung für Deutschland als Stromerzeugungsstandort ergeben. Dabei ist klar, dass sich diese Chancen und Risiken nicht absolut,
sondern nur im Vergleich zu der Situation in anderen Mitgliedstaaten oder
Erzeugungsregionen ergeben. Insgesamt sind die Chancen und Risiken somit abhängig
von der Umsetzung der EU-Energiepolitik (in den verschiedenen Handlungsfeldern) auf
der EU-Ebene und in allen Mitgliedstaaten, wobei der Umsetzung durch die deutsche
Bundesregierung ein ganz besonderes Gewicht zukommt. Nachfolgend werden anstelle
einer Zusammenfassung die Antworten der befragten Experten hinsichtlich Chancen
und Risiken des Stromerzeugungsstandortes Deutschland innerhalb Europas vorgestellt.
Einschätzung der befragten Experten
„Welche
Chancen
und
Risiken
kann
Deutschland/ihr
Land
als
Strom-
erzeugungsstandort im Rahmen der (Weiter)-Entwicklung eines europäischen
Standortwettbewerbs haben?“
Zu den Chancen und Risiken Deutschlands als Stromerzeugungsstandort äußerten sich
14 inländische Experten. Dazu gaben vier ausländische Experten Antworten zu den
Chancen und Risiken der Stromerzeugung in ihrem Land. Die meisten Experten
unterscheiden
bei
ihrer
Antwort
nicht
zwischen
der
mittelfristigen
und
der
langfristigen Situation.
Die
Chancen
von
Deutschland
im
europäischen
Standortwettbewerb
um
Stromerzeugungsinvestitionen werden durch die befragten Experten allgemein eher
positiv eingeschätzt, wobei in der Regel eine nach dem Energieträger differenzierte
Bewertung
vorgenommen
wird.
Unabhängig
von
der
eingesetzten
Stromerzeugungstechnologie wird der hohe technische Standard der deutschen
Stromerzeugung,
insbesondere
im
Hinblick
auf
die
Einhaltung
von
Umweltschutzbestimmungen, als positiver Treiber für Investitionen genannt, des
weiteren der ausgewogene Energiemix, erfahrenes Betriebspersonal und eine gesunde
Abnehmerstruktur. Besondere Chancen werden Deutschland bei der Nutzung der
Windenergie onshore und offshore eingeräumt und im Export von EE- und
Effizienztechnologien. Ein Experte sieht die Chance, dass sich Deutschland innerhalb
Europas als Treiber für den Ausbau der regenerativen Stromerzeugung etabliert. Mit
dem Energiekonzept und dem damit verbundenen Beschluss zur Laufzeitverlängerung
bestehender Kernkraftwerke habe Deutschland jedoch die Chance vertan, eine klare
Vorreiterrolle für den Transformationsprozess zur Umgestaltung des europäischen
Kraftwerksparks hin zu einer dominanten Rolle der EE zu übernehmen. Im Bereich der
113/390
fossilen Stromerzeugung wird auf der Chancenseite Braunkohle als heimischer und
wettbewerbsfähiger Energieträger aufgeführt. Als Investitionsrisiken werden die
sinkende
Auslastung
(Vollbenutzungsstunden),
der
Verlust
an
„regulatorischer
Sicherheit für Investitionen“ sowie die unsichere Entwicklung der politisch bestimmten
Preise für die CO2-Emissionszertifikate genannt. Mehrere Experten weisen darauf hin,
dass Mittel- und Osteuropa sowie die Türkei für Investitionen in fossile Kraftwerke
interessant oder sogar interessanter seien als Deutschland. Ein Experte sieht eine
Verknüpfung zwischen den Exportchancen für fossile Kraftwerkstechnik und deren
Einsatz in Deutschland. Deutschland habe hier eine „technologische Führerschaft“ und
könne diese Position nur halten, wenn neueste fossile Kraftwerkstechnologie auch in
Deutschland angewendet würde, wenn also neue fossile Kraftwerke in Deutschland
gebaut und betrieben würden. Auf dem Gebiet der Kernenergie sind in Deutschland
Kraftwerksneubauten gesetzlich verboten. Ein Experte weist darauf hin, dass es für die
Betreiber von Kernkraftwerken deshalb naheliegt, sich mit den Chancen und Risiken
solcher Investitionen in anderen europäischen Ländern auseinanderzusetzen, wobei er
Chancen in Großbritannien sieht, diese aber als „unsicher“ einschätzt. Im Gegensatz zu
dieser positiven Einschätzung wird von einem Experten allerdings auch das Risiko
gesehen,
dass
im
Rahmen
der
Weiterentwicklung
des
europäischen
Standortwettbewerbs die Stromerzeugung in Deutschland deutlich zurückgeht.
Drei Experten haben in ihrer Bewertung zwischen der mittelfristigen und der
langfristigen Perspektive unterschieden und dabei die langfristige Entwicklung deutlich
kritischer eingeschätzt. Sie sehen für Deutschland als Stromerzeugungsstandort
wachsende Risiken: Teurer EE-Strom könnte die Wirtschaftskraft der Gesellschaft
gefährden und zur Abwanderung der energieintensiven Industrie führen; es könnte
nicht genügend Stromspeicher geben und nur einen unzureichenden Netzausbau; die
solarthermische
Stromerzeugung
in
Südeuropa
könnte
sich
zu
einer
starken
Konkurrenz für die EE-Stromerzeugung in Deutschland entwickeln. Alle diese Effekte
würden die Attraktivität des Stromerzeugungsstandorts Deutschland schwächen und
zwischen
2020
und
2050
zu
einem
Rückgang
der
Investitionen
in
Stromerzeugungsanlagen in Deutschland führen.
Die Befragung der europäischen Experten erbrachte für Frankreich, die Slowakische
Republik
und
Polen
eher
Risiken
als
Chancen
im
Standortwettbewerb
der
Stromerzeugung. Für die Niederlande wurde die Existenz sehr guter Standorte an der
Nordseeküste für Kraftwerksneubauten als mittelfristige Chance genannt, wobei
Investitionen nur bei teilweisem Export des erzeugten Stromes wirtschaftlich attraktiv
sein werden. Langfristig wird der Ausbau der fossilen Kraftwerkskapazitäten jedoch in
den Niederlanden aus Sicht des Experten zu Problemen führen, weil die notwendige
Abscheidung und Speicherung von CO2 in der Bevölkerung überall auf Widerstand trifft.
114/390
Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass Deutschland von der Mehrheit der
Experten allgemein als attraktiver Stromerzeugungsstandort eingeschätzt wird, bei
einzelnen Technologien gelten jedoch andere Länder als attraktiver. Langfristig werden
zudem einige Risiken für den Stromerzeugungsstandort Deutschland erwartet. Große
Chancen werden demgegenüber insbesondere beim Einsatz und beim Export von EETechnologien gesehen. Ein Trend zur Dezentralisierung und Rekommunalisierung der
Stromerzeugung wird für möglich gehalten, womit eine abnehmende Bedeutung des
EU-weiten Standortwettbewerbs verbunden wäre. Die Mehrheit der Experten geht nicht
davon aus, dass die gute Ausgangsposition von Deutschland als Stromerzeugungsstandort in Europa mittelund langfristig gefährdet ist.
Gesamtfazit aus der Perspektive „Investitionsbedingungen/Investitionsklima“
„Investitionsbedingungen/Investitionsklima“
Die europäische Energiepolitik bildet einen sehr komplexen Rahmen, in dem sich das
Investitionsverhalten der Energiewirtschaft abspielt. Dieser Rahmen wird von den
nationalen Energie- und Klimaschutzpolitiken ausgefüllt und betrifft erst in dieser
Konkretisierung die einzelnen Unternehmen. Weil die Umsetzung EU-politischer
Vorgaben recht viel Zeit braucht, gehen die Bearbeiter - wie die befragten Experten für den Zeitraum bis 2020 („mittelfristig“) davon aus, dass sich an den konkreten
Standortbedingungen in Deutschland – in Relation zu den konkurrierenden Standorten
in den anderen EU-Mitgliedstaaten – nicht viel ändern wird und der Stromerzeugungsstandort Deutschland seine aktuell gute Position halten kann. Die Erfahrung der letzten
zehn Jahre hat gezeigt, dass in Deutschland wie in den anderen Mitgliedstaaten die
nationale Politik vorrangig die heimischen EVU und die heimischen Arbeitsplätze
beschützt und nachrangig die EU-Vorgaben zur Energie- und Klimaschutzpolitik
umsetzt. Deswegen wird das Risiko, dass sich in Deutschland aufgrund EU-politischer
Vorgaben das Investitionsklima im Bereich der Stromerzeugung spürbar verschlechtert,
mittelfristig als gering eingeschätzt. Langfristig, d.h. im Zeitraum 2020 bis 2050, wird
dieses Risiko vermutlich höher sein, aber es ist derzeit nicht genau einschätzbar. Die
mangelnde Einschätzbarkeit des langfristigen Investitionsklimas hat ihre Ursache in
einer weit verbreiteten Unsicherheit
-
der technischen Entwicklung,
-
der politischen Entwicklung,
-
der wirtschaftlichen Entwicklung und
-
der Entwicklung der öffentlichen Akzeptanz insbesondere beim Leitungsbau
und bezüglich der CCS-Technologie.
Gleichzeitig ist das langfristige Risiko aber politisch gestaltbar: Wahlen, Lobbyarbeit
oder Verträge zwischen Industrie und Energiewirtschaft sind hier beispielhaft als
Gestaltungselemente zu nennen.
115/390
Investitionsbedingungen und –entscheidungen in sechs EU-Mitgliedstaaten
4
Investit
Investitionsbedingungen und –entntscheidungen in sechs EUEU-MitgliedstaaMitgliedstaaten
Ob und ggf. wie sich die Einschätzung von Chancen und Risiken für den
Stromerzeugungsstandort Deutschland ändert, wenn man anstelle der EU-Politik die
nationale Politik in den Mittelpunkt stellt, wird in diesem Kapitel untersucht. Im
Rahmen der empirischen Länderanalyse wird hier untersucht, welche Unterschiede
für unterschiedliche Erzeugungstypen (KWK, Erneuerbare Energien, Großkraftwerke) in
der Stromerzeugung in den sechs ausgewählten EU-Mitgliedstaaten bestehen. Zudem
wird betrachtet, welche Gestaltungsmöglichkeiten nationale Regierungen bezüglich der
Umsetzung von Investitionen in der Stromerzeugung haben bzw. wodurch diese
Gestaltungsmöglichkeiten begrenzt werden.
4.1
In
Wettbewerbsstrukturen und ordnungsrechtordnungsrechtlicher Rahmen der Strom
Stromversorgung
diesem
Abschnitt
werden
die
Wettbewerbsstrukturen
der
nationalen
Stromversorgung sowie die Machtverhältnisse zwischen Politik und Energiewirtschaft in
den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten analysiert. Dazu erfolgt zum Ersten eine
Betrachtung der Wettbewerbssituation (Liberalisierung) und Marktkonzentration in den
nationalen Strommärkten. Zum Zweiten erfolgt eine Darstellung zentraler Aspekte, die
die Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger determinieren. Dazu wird das
Strategieportfolio der dominierenden Stromerzeuger in den ausgewählten EUMitgliedstaaten dargestellt, über welches sie die nationalen Strommärkte beeinflussen
können.
Im
Stromerzeuger,
Einzelnen
ihr
werden
Marktanteil
die
an
Eigentümerstruktur
der
der
Stromerzeugung,
dominierenden
ihr
Besitz
der
Übertragungsnetze sowie ihre simultane Marktmacht im Gasmarkt betrachtet. Zum
Dritten werden die Einflussmöglichkeiten der Regierung auf den Stromsektor über den
ordnungspolitischen Rahmen dargestellt anhand des Status quo des Unbundling, der
sektorspezifischen Regulierung (Anreizregulierung) sowie der Wettbewerbspolitik in
den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Neben der Darstellung der aufgeführten
Aspekte findet sich in Abschnitt 4.1.4 ergänzend eine kurze Einschätzung der
befragten Experten zum Verhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft.
4.1.1
Marktkonzentration im Strom
Strommarkt
Durch die Liberalisierung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes Ende der
1990er Jahre wurde der Wettbewerb im Stromsektor rechtlich eröffnet und hat in den
116/390
vergangenen Jahren nach Ansicht der EU-Kommission zu einer Erneuerung des
Energiesektors beigetragen, bspw. durch die Integration unterschiedlicher Formen
Erneuerbarer Energie oder die Schaffung von Finanzmärkten für Energiederivate. [EUKommission, 2009b] Der Bericht der EU-Kommission über die Fortschritte bei der
Verwirklichung des Erdgas- und Elektrizitätsbinnenmarktes aus dem Jahr 2010
verdeutlicht,
dass
der
Anteil
der
Marktöffnung
für
den
Wettbewerb
im
Elektrizitätssektor in allen ausgewählten Mitgliedstaaten mittlerweile bei 100 % liegt.
In ihrem Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2009 kommt die EU-Kommission jedoch zu
dem Ergebnis, dass auf dem Stromgroßhandelsmarkt in 15 Mitgliedstaaten die drei
größten Erzeuger noch über 70 % der Erzeugungskapazität kontrollieren. Nur in acht
Mitgliedstaaten weisen die Märkte eine gemäßigte Konzentration auf. [EU-Kommission,
2009b]
Abbildung
4–1
gibt eine Übersicht
über
die Marktkonzentration
am
Stromgroßhandelsmarkt nach Herfindahl-Hirschman-Index (HHI). Mit Bezug auf die
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten weisen der französische und der slowakische
Stromgroßhandelsmarkt
eine
sehr
hohe
Konzentration
und
der
deutsche
Stromgroßhandelsmarkt eine hohe Konzentration auf. Demgegenüber schätzt die EUKommission die Marktkonzentration am Stromgroßhandelsmarkt in den Niederlanden,
Großbritannien und Polen nur als mäßig ein.
Abbildung 4–1:
Marktkonzentration am Stromgroßhandel
Stromgroßhandels
oßhandelsmarkt (nach HHI) in den
Quelle:
[EU-Kommission, 2009b] nach Daten der Regulierungsbehörden
In ihrem nachfolgenden Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2010 verzeichnet die EUKommission eine leichte Tendenz zu einer geringeren Konzentration auf dem
Stromgroßhandelsmarkt hinsichtlich der Kapazität innerhalb Europas. Gemäß EUKommission war im Berichtszeitraum (2008 bis Mitte 2009) in zehn Mitgliedstaaten ein
Rückgang des HHI zu verzeichnen. Mit Bezug auf die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten
war diese Tendenz in der Slowakischen Republik besonders ausgeprägt. Dennoch wird
117/390
der hohe Konzentrationsgrad auf dem Stromgroßhandelsmarkt aus Sicht der
Kommission dadurch bestätigt, dass in nur sieben Mitgliedstaaten die Märkte eine
gemäßigte Konzentration aufweisen. [EU-Kommission, 2010h]
Tabelle 4-1 gibt eine Übersicht über das Ausmaß der Marktkonzentration (HHI nach
Stromerzeugungskapazität) in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2007-2008)
gemäß Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2010.11
Tabelle 4-1:
Ausmaß der Markt
Marktkonzentration (HHI nach StromerzeugungsStromerzeugungskapazität) in den ausgewähl
ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten (2007(2007-2008)
DE
FR
GB
NL
PL
SK
Hoch
Sehr ho
hoch
Mäßig
Mäßig
Mäßig
Sehr ho
hoch
HHI 1.8001.800-
HHI über
HHI 750750-
HHI 750750-
HHI 750750-
HHI über
5.000
5.000
1.800
1.800
1.800
5.000
2007
n.v.
6.960
986
1.592
1.313
6.930
2008
2.008
n.v.
901
1.551
1.363
5.020
AllgeAllgemein
mein
Quelle:
[EU-Kommission, 2010g]; Herfindahl-Hirschman-Index (HHI) nach Kapazität = Summe der
quadrierten Marktanteile einzelner Unternehmen. n.v. = nicht verfügbar
Demgemäß weist unter den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten der Strommarkt in
Großbritannien den niedrigsten HHI nach Kapazität auf mit einem Wert von 901 im Jahr
2008. [EU-Kommission, 2010g] Neben dem Strommarkt in Großbritannien werden
auch die Strommärkte in den Niederlanden und in Polen durch die EU-Kommission
gemäß
Fortschrittsbericht
2010
als
mäßig
konzentriert
eingestuft.
Die
Marktkonzentration im deutschen Strommarkt wird mit einem HHI von 2.008 als hoch
eingestuft. In Frankreich und der Slowakischen Republik sind die Strommärkte
wiederum sehr hoch konzentriert; die HHI nach Kapazität liegen im Jahr 2007 und
2008 jeweils über 5.000. [EU-Kommission, 2010g]
Tabelle 4-2 gibt eine Übersicht über die Anzahl Strom erzeugender Unternehmen, die
mindestens
95 %
der
Nettostromerzeugung
repräsentieren,
und
die
Anzahl
dominierender Stromerzeuger in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten (2004-2008)
nach [Goerten/Ganea, 2010].
In Deutschland und in den Niederlanden gibt es demnach eine stark zersplitterte
Erzeugungslandschaft: Mehr als 450 bzw. rund 200 12 Unternehmen lieferten in den
11
Da
über
den
Binnenmarkt-Fortschrittsbericht
der
EU-Kommission
aktuelle
Kennzahlen
zur
Marktkonzentration in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten vorliegen, wurde auf eine ergänzende
Erarbeitung einfacher Kennzahlen zur Marktkonzentration zugunsten einer ausführlicheren Darstellung
der Ergebnisse der Experteninterviews im Rahmen der Studie verzichtet.
118/390
Jahren 2004 bis 2008 zusammen 95 % der Nettostromerzeugung, gegenüber maximal
70 Unternehmen in den vier anderen ausgewählten Mitgliedstaaten, in Frankreich und
der Slowakischen Republik sogar weniger als zehn Unternehmen. Die Anzahl
dominierender Stromerzeuger nimmt wie erwartet mit steigender Marktkonzentration
ab. Während in Großbritannien im Jahr 2008 neun Unternehmen einen Anteil von
mindestens 5 % an der inländischen Nettostromerzeugung aufweisen, liegt die Anzahl
dominierender Stromerzeuger in Polen, Deutschland und den Niederlanden zwischen
vier und fünf. In Frankreich und der Slowakischen Republik, deren Strommärkte sehr
hoch konzentriert sind, gibt es nur ein bis zwei dominierende Strom erzeugende
Unternehmen.
Tabelle 4-2:
Dominierende
Dominierende Stromerzeuger in ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten
(2004(2004-2008)
Anzahl Strom erzeugender Unternehmen, die mindestens 95 % der NettostromNettostromerzeu
erzeugung repräsentieren und Anzahl dominierender Strom erzeugender Unternehmen
Unternehmen
DE
FR
GB
NL
PL
SK
2004
> 450 / 4
4/1
20 / 7
120 / 4
54 / 5
6/1
2005
> 450 / 4
5/1
17 / 7
100 / 4
70 / 5
6/1
2006
> 450 / 4
5/1
18 / 6
200 / 5
51 / 5
7/2
2007
> 450 / 4
>5 / 1
18 / 7
1.000 / 5
54 / 5
7/2
2008
> 450 / 4
>5 / 1
17 / 9
1.500 / 4
55 / 5
6/2
Quelle:
[Goerten/Ganea, 2010]; dominierende Strom erzeugende Unternehmen = Anteil von mindestens
5 % an der inländischen Nettostromerzeugung
Kurzfazit: Trotz vollständiger Marktöffnung, weist die Hälfte der nationalen Strommärkte der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten, darunter auch Deutschland, noch eine
hohe bis sehr hohe Marktkonzentration auf. Welche Marktmacht die wenigen
dominierenden Stromerzeuger haben, wird im nächsten Kapitel untersucht. Für
Deutschland kommt auch die Monopolkommission in ihrem 18. Hauptgutachten zum
Zeitraum 2008/2009 zu dem Schluss, dass die Konzentration auf der Erzeugungsebene im Elektrizitätsbereich sehr hoch ist. [Monopolkommission, 2010] Aus der
Perspektive der Investitionsbedingungen bedeutet die hohe Marktkonzentration einen
Standortvorteil für die inländischen, jeweils dominierenden Unternehmen. Marktneulinge und ausländische Investoren treffen dagegen auf Markteintrittsbarrieren.
12
Die hohen Werte für 2007 und 2008 für NL sind nicht erklärbar und werden deshalb nicht interpretiert.
119/390
4.1.2
Marktmacht dominierender Stromerzeuger
Vorstellungen, Pläne und Handlungen von Regierungen und Energiewirtschaft zur zukünftigen nationalstaatlichen Stromerzeugung sind nicht immer deckungsgleich. Große
Energieunternehmen
Strommärkte
gemäß
werden
ihrer
unternehmensindividuelle
Marktmacht
der
daher
versuchen,
Vorstellungen
zu
Strategieportfolio
dominierenden
die
Ausgestaltung
beeinflussen.
unterschiedliche
Stromerzeuger
in
den
Hierzu
nationaler
bietet
das
Optionen.
Die
ausgewählten
EU-
Mitgliedstaaten wird nachfolgend anhand der vier Optionen Eigentümerstruktur,
Marktanteil an der Stromerzeugung, Besitz der Übertragungsnetze und simultane
Marktmacht im Gasmarkt dargestellt.
4.1.2.1. Eigentümerstruktur
Die Eigentümerstruktur der dominierenden Stromerzeuger hat erheblichen Einfluss auf
deren Marktmacht. Tabelle 4-3 gibt eine Übersicht über die Eigentümerstruktur der
dominierenden Stromerzeuger in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Anhand der
Tabelle ist ersichtlich, dass sich die dominierenden Stromerzeuger anhand ihrer
Eigentümerstrukturen grob in fünf Gruppen teilen lassen:
1. Stromerzeuger, die ausschließlich oder einen sehr hohen Anteil (66 % – 100 %)
inländische staatliche bzw. kommunale Eigentümer aufweisen: EDF (FR),
EnBW (DE), Delta (NL), PGE (PL)
2. Stromerzeuger, die einen mäßigen bis hohen Anteil (33 % - 66 %) inländische
staatliche bzw. kommunale Eigentumsstrukturen aufweisen:, Nuon Energy (NL),
PKE (PL), Enea (PL), Ze Pak (PL), Slovenské Elektrárne (SK)
3. Stromerzeuger, die einen geringen bis mäßigen Anteil (1 % - 33 %) inländische
staatliche bzw. kommunale Eigentumsstrukturen aufweisen: RWE (DE)
4. Stromerzeuger, die ausschließlich bis mäßige (33 % - 100 %) ausländische
staatliche bzw. kommunale Eigentumsstrukturen aufweisen: Vattenfall Europe
(DE), EDF Energy (GB), International Power (GB), Electrabel Nederland (NL),
Grupa EDF (PL)
5. Stromerzeuger, die ausschließlich oder überwiegend private Eigentümerstrukturen aufweisen: E.ON (DE), RWE Npower (GB), E.ON UK (GB), SSE (GB), SP
(GB), Centrica (GB), Drax (GB), Essent (NL)
120/390
Tabelle 4-3:
Eigentümerstruktur der dominierenden Stromerzeuger in den
Größere staatliche/kommunale
staatliche/kommunale
Größere private/ausländische
private/ausländische
Anteils
Anteilseigner (Inland)
Anteilseigner
Deutschland
16% RW Energie-Beteiligungs-
RWE AG
16,752 % kommunale Anteilseigner
gesellschaft mbH & Co. KG
14% Private Investoren
5% Eigene Anteile
81,47% Streubesitz
E.ON AG
/
4,87% Black Rock Inc.
4,17% Statkraft Regional Holding AS
4,67% Eigene Anteile
45,01 % Land Baden-Württemberg
EnBW AG
(über 100% Tochter Neckarpri GmbH)
45,01 % OEW Energie-Beteilig. GmbH
Vattenfall
Europe AG
Quellen
/
1,85% Streubesitz
2,30% Eigene Anteile
100 % Vattenfall (zu 100 % im Besitz
des schwedischen Staates)
[EnBW, 2011a], [EnBW, 2010a], [E.ON, 2010g], [Matthes et al., 2007], [RWE, 2010a],
[Süddeutsche, 2010a], [Süddeutsche, 2010b], [Vattenfall, 2010a]
Frankreich
Électricité de
France (EDF) SA
Quellen
84,7 % französischer Staat
/
[CRE, 2010a]
Großbritannien13
EDF Energy plc
RWE Npower
Holdings plc
E.ON UK plc
/
100 % RWE AG
/
100 % E.ON AG
5,02 % Capital Research and
/
Energy plc (SSE)
ScottishPower
plc (SP)
Besitz des französischen Staates)
/
Scottish &
Southern
100 % EDF Energy Group (zu 84,7 % im
Management Company
3,97% Legal & General Group plc,
3,03% Norges Bank
/
100% Iberdrola Group
5,03% Invesco Ltd
Centrica plc
/
3,91% Legal & General Group PLC
3.87% Petronas Internat. Corp Ltd
International
Power plc
13
?
Dominierende Stromversorger gemäß [Ofgem et al., 2010]
121/390
69,8 % GDF SUEZ (zu 35,9 %
französischer Staat)
29,62% Invesco plc
Drax plc
/
5,23% Black Rock Inc.
4,57% AXA S.A.,
3,96% Legal & General Group Plc
Quellen
[Centrica, 2011], [Drax, 2010], [EDF, 2010], [GDF SUEZ, 2010], [OnVista, 2011],
[SP PLC, o.J.], [Verivox, 2011b], [VGE, 2010], [SSE, 2010]
Niederlande
Delta N.V.
50 % Provinz Zeeland
50 % 19 niederländische Gemeinden
100 % Electrabel S.A. (100% Tochter
Electrabel
Nederland N.V.
/
/
von GDF SUEZ ( zu 35,9 % im Besitz
des französischen Staates)
Essent N.V.
/
100 % RWE-Gruppe
N.V. Nuon
51 % niederländische Provinzen und
49 % Vattenfall (zu 100 % im Besitz des
Energy
Gemeinden
schwedischen Staates)14
Quellen
[DELTA, 2010], [Electrabel, 2010], [Essent, 2009], [Nuon, o.J.a], [Nuon, o.J.b],
[Nuon, 2009], [RWE, 2009a]
Polen
PGE Polska
Grupa Ener-
69,29 % polnischer Staat
getyczna S.A.
PKE Południowy
100 % TAURON Polska Energia SA
Koncern Ener-
holding (zu 36,16 % im Besitz des
getyczny SA
polnischen Staates)
ENEA S.A.
ZE PAK
52,92% polnischer Staat
50 % polnischer Staat
des schwedischen Staates)
47, 38% Grupa Elektrim
100 % Electricite de France (zu 84,7 %
Grupa EDF15
Quellen
18,66 % Vattenfall (zu 100% im Besitz
im Besitz des französischen Staates)
[EDF, o.J.a], [EDF, o.J.b] [Enea, 2010], [PKE, 2009], [PGE, 2010], [Tauron, 2010a],
[URE, 2010], [WNP Energetyka, 2011], [Ze Pak, 2011]
Slovenské
34 % slowakischer Staat über Fonds
Elektrárne a.s.
národného majetku Slovenskej
16
republiky
Quellen
[Enel, 2010], [SE, 2009], [SLVEL, 2010], [URSO, 2010]
66 % Enel SpA (zu 13% im Besitz des
italienischen Staates)
14
Zum 01. Juli 2009 hat Vattenfall AB 49 % der Anteile an Nuon Energy übernommen. Geplant ist, dass
15
1998 ist EDF über die erste Privatisierungswelle im polnischen Energiesektor in den polnischen
Vattenfall die übrigen 51 % der Anteil in den kommenden nächsten 6 Jahren schrittweise übernimmt.
Elektrizitätsmarkt eingestiegen und hat sich seitdem zum Hauptanteilseigner in vielen polnischen
Energieunternehmen entwickelt. Aktuell hält EDF einen Anteil von 10 % im polnischen Elektrizitätsmarkt.
[EDF, o.J.a] EDF Polska repräsentiert und koordiniert die Aktivitäten der EDF Gruppe in Polen. [EDF, o.J.b]
16
Gemäß [EU-Kommission, 2010g] hält Slovenské Elektrárne a.s. im Jahr 2008 einen Marktanteil an der
gesamten slowakischen Stromerzeugung in Höhe von knapp 72 %. Aufgrund dieser dominierenden
Stellung von Slovenské Elektrárne im slowakischen Stromerzeugungsmarkt erfolgt im Rahmen des
Projektes keine Betrachtung weiterer Strom erzeugender Unternehmen in der Slowakischen Republik.
122/390
Anhand der Aufteilung ist ersichtlich, dass die jeweiligen Regierungen in Frankreich,
der Slowakischen Republik und Polen deutlichen Einfluss auf die dominierenden
inländischen Stromerzeuger besitzen. Lediglich in Polen weist Grupa EDF keine
inländischen
dafür
aber
als
Teil
der
EDF
Gruppe
ausländische
staatliche
Eigentumsstrukturen durch die französische Regierung auf. Wie im vorigen Abschnitt
beschrieben, ging in Großbritannien die Liberalisierung des Marktes mit einer
Privatisierung
von
Erzeugungsanlagen
dominanten
Stromerzeuger
in
einher.
Dementsprechend
Großbritannien
weisen
überwiegend
die
private
Eigentümerstrukturen auf. Ausnahmen bilden lediglich EDF Energy als Teil der
französischen
EDF
Gruppe
und
International
Power,
mit
GDF
SUEZ
als
Mehrheitsaktionär, die wiederum zu 35,9 % im Besitz des französischen Staates ist. In
den
Niederlanden
und
Deutschland
zeigt
sich
hinsichtlich
der
direkten
Einflussmöglichkeiten der jeweiligen Regierungen durch staatliche Unternehmen bzw.
Beteiligungen eine uneinheitliche Tendenz. In den Niederlanden sind Delta und Nuon
Energy ganz bzw. zu über 50 % in kommunaler Hand. Demgegenüber gehört Electrabel
Nederland über ein Mutter-Tochter-Verhältnis zu GDF SUEZ und Essent ist 100 %
Tochter von RWE. In Deutschland stellen die größten Stromerzeuger E.ON und RWE
privatwirtschaftliche
Unternehmen
dar
bzw.
weisen
lediglich
einen
geringen
kommunalen Anteil auf. Vattenfall Europa ist als Tochterunternehmen von Vattenfall zu
100 % im Besitz des schwedischen Staates. Die größten direkten kommunalen
Einflussmöglichkeiten bestehen daher bei EnBW. Hauptaktionäre der EnBW waren bis
Mitte Februar 2011 mit 45,01 % die französische EDF sowie mit 45,01 % die
Oberschwäbischen Elektrizitätswerke (OEW), ein Zusammenschluss kommunaler EVU.
Im Dezember 2010 gab die Landesregierung Baden-Württemberg bekannt, dass sie die
Anteile der EDF zurückkaufen wird, um sie anschließend an der Börse zu platzieren.
Die Übernahme erfolgte über die NECKARPRI GmbH, die zu 100 % dem Land BadenWürttemberg gehört. Seit Februar 2011 besitzt das Land Baden-Württemberg den
Aktienanteil der EDF. [EnBW, 2011a]
Kurzfazit:
Kurzfazit: Im europäischen Kontext variieren die direkten Einflussmöglichkeiten der
Regierungen durch staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen stark. Dies
gilt auch für die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. In diesem Kreis besitzen die
Regierungen in Frankreich, der Slowakischen Republik und Polen deutlichen Einfluss
auf die dominierenden Stromerzeuger. In Großbritannien, Deutschland und den
Niederlanden ist der Anteil (teil-) staatlicher Energieerzeuger dagegen eher mäßig bis
gering.
4.1.2.2. Marktanteil an der Stromerzeugung
Die Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger, die in Tabelle 4-3 abgebildet sind,
lässt sich des weiteren anhand des kumulierten Marktanteils dieser Unternehmen und
des Anteils des größten Stromerzeugers an der gesamten Stromerzeugung in den
123/390
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ablesen, die in Tabelle 4-4 abgebildet sind.
Erwartungsgemäß haben in den sehr hoch konzentrierten Strommärkten in Frankreich
und der Slowakischen Republik nur ein bzw. zwei dominierende Stromerzeuger sehr
hohe Marktanteile an der Stromerzeugung von um die 85 % im Jahr 2008. Électricité de
France (EDF) und Slovenské Elektrárne17 weisen als größte Stromerzeuger jeweils einen
Marktanteil von über 70 % auf. EDF betreibt in Frankreich den gesamten nuklearen
Kraftwerkspark sowie thermische Erzeugungsanlagen und Wasserkraftwerke. Mit einem
Anteil von etwas weniger als 3 % an der installierten Leistung ist La Compagnie
Nationale du Rhône (CNR) der zweitgrößte französische Kraftwerksbetreiber und La
Société Nationale d’Electricité et de Thermique (SNET) steht mit rund 2 % der
installierten Kapazität an dritter Stelle. Darüber hinaus wird ein großer Anteil der
Erzeugung
in
Frankreich
durch
große
Firmen
abgedeckt,
welche
eigene
Erzeugungskapazitäten besitzen, üblicherweise jedoch nicht in das öffentliche Netz
einspeisen. [Ess et al., 2010]
Im hoch konzentrierten deutschen Strommarkt haben die vier dominierenden
Stromerzeuger E.ON, RWE, Vattenfall Europe und EnBW gemeinsam einen Marktanteil
von 72 % an der gesamten inländischen Stromerzeugung im Jahr 2008. Dabei weist
RWE als größter deutscher Stromerzeuger im Jahr 2008 einen Marktanteil von 30 % auf.
In den mäßig konzentrierten Strommärkten Polens und der Niederlande weisen die fünf
bzw.
vier
dominierenden
Stromerzeugung
von
59 %
Stromerzeuger
bzw.
46 %
kumulierte
auf.
Zu
den
Marktanteile
Major
Players
an
der
auf
dem
niederländischen Stromerzeugungsmarkt zählen Delta, Electrabel Nederland, Essent
und Nuon Energy. In Polen sind PGE, PKE, ENEA, Ze Pak und Grupa EDF die größten
Stromerzeuger, wobei PGE mit einem Marktanteil von 19 % im Jahr 2008 der Major
Player im inländischen Markt ist. Im stark liberalisierten britischen Strommarkt gehören
EDF, RWE, E.ON, SSE, SP, Centrica, International Power und Drax zu den größten
Stromerzeugern. EDF stellt mit einem Marktanteil von 18 % an den Kapazitäten den
größten Stromerzeuger dar18. Im Mai 2009 kündigte Centrica an, einen 20 %-Anteil an
British Energy von dessen Eigentümerin EDF zu übernehmen, die BE im Jahr 2008
erworben hatte. Diese Transaktion wurde im August 2009 durch das Office of Fair
Trading (OFT) genehmigt. EDF und Centrica werden ein Joint Venture bilden, über
welches sie die Konstruktion von vier Kernkraftwerken abwickeln wollen. Die
Transaktion
stellt
eine
Erhöhung
der
Konzentration
im
Großhandelsmarkt
Großbritanniens dar. [Ofgem et al., 2010] Im Januar 2011 genehmigte die EU-
17
Aufgrund
dieser
dominierenden
Stellung
von
Slovenské
Elektrárne
im
slowakischen
Stromerzeugungsmarkt erfolgt im Rahmen des Projektes keine Betrachtung weiterer Strom erzeugender
Unternehmen in der Slowakischen Republik.
18
Die Marktanteile an den britischen Stromerzeugungskapazitäten wurden auf Basis der “Transmission
Entry Capacity (TEC)-Werte” berechnet. Demnach haben acht Unternehmen Marktanteile über 5 %. [Ofgem
et al., 2010]
124/390
Kommission zudem die Übernahme von International Power durch den französischen
Energiekonzern GDF Suez unter der Auflage, dass International Power seine Anteile an
dem Eigner eines belgischen Kraftwerks veräußert. Beide Konzerne wollen eine neue
Gesellschaft gründen, in der International Power aufgeht und GDF Suez vor allem seine
außereuropäischen Aktivitäten einbringt [Verivox, 2011b]
Tabelle 4-4:
Marktanteile dominierender Stromerzeuger in den ausgewähl
ausgewählten EUEUMitgliedstaaten (2007(2007-2008)
Kumulierter Marktanteil der dominierenden Strom erzeugenden Unternehmen und
Anteil des größten Stromerzeugers
Stromerzeugers an der gesamten Stromerzeu
Stromerzeugung (in %)
DE
FR
GB
NL
PL
SK
2007
88 / 30
88 / 88
72 / 19
62 / n.v.
44 / 17
83 / 72
2008
72 / 30
87 / 87
81 / 15
59 / n.v.
46 / 19
84 / 72
Quelle:
[Goerten/Ganea, 2010], [Goerten/Ganea, 2009]; n.v. = Daten nicht verfügbar
Kurzfazit: Im Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten liegt der Marktanteil des
größten Stromerzeugers in Deutschland einerseits zwar deutlich unter den Anteilen der
hoch konzentrierten Strommärkte in Frankreich und der Slowakischen Republik,
andererseits aber deutlich über den Anteilen in den Ländern mit mäßig konzentrierten
Strommärkten. Gleiches gilt mit Ausnahme Großbritanniens für den kumulierten
Marktanteil der dominierenden Strom erzeugenden Unternehmen, wobei hier die
Anzahl dominierender Stromerzeuger berücksichtigt werden muss. Hier stellt sich die
Marktmacht der deutschen Stromerzeuger mit einem Verhältnis 72:4 deutlich höher da,
als in den mäßig konzentrierten Strommärkten in Großbritannien (81:9), den
Niederlanden (59:4) und Polen (46:5). Dem entspricht auch die Einschätzung der
deutschen Monopolkommission gemäß Hauptgutachten 2008/2009, die auch vom
Bundeskartellamt geteilt wird, dass durch die spezielle Situation in Deutschland sowohl
Anreize
als
auch
Möglichkeiten
zur
missbräuchlichen
Ausnutzung
von
Erzeugermarktmacht auf dem Stromgroßhandelsmarkt für einige marktmächtige
Stromanbieter gegeben sind. [Monopolkommission, 2010]
4.1.2.3. Besitz der Übertragungsnetze
Der Besitz der Übertragungsnetze stellt ein weiteres strategisches Asset dar, mit
welchem
Stromerzeuger
die
Ausgestaltung
der
nationalen
Stromversorgung
beeinflussen können. Tabelle 4-5 gibt eine Übersicht über die Eigentümerstruktur der
Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. Die ÜNB in
Frankreich, den Niederlanden, Polen und der Slowakischen Republik sind ganz oder
überwiegend (RTE) in staatlichem Eigentum. Demgegenüber befinden sich die vier
deutschen und der britische ÜNB in privatem Eigentum. Während National Grid eine
125/390
breit gestreute Anteilseignerstruktur aufweist, gehören die deutschen ÜNB ganz oder
mehrheitlich jeweils einem Unternehmen, das aber in drei de vier Fälle staatliche
Eigentümer hat.
Tabelle 4-5:
Eigentümerstruktur der Übertragungsnetzbetreiber in den
Öffentl.
Privates
Privates
Anteilseigner
Eigentum
Eigentum
Amprion GmbH
0
100
100 % RWE AG
TenneT TSO GmbH
0
100
100 % TenneT (NL)
Deutschland
60 % belgischer ÜNB Elia
50Hertz Transmission GmbH
0
100
40 % australischer
Infrastrukturfonds Industry
Management19
EnBW Transportnetze AG
Quellen
0
100
100 % EnBW
[ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [50hertz, o.J.]
Frankreich
Réseau de Transport
d’Electricité
Quellen
84,66
15,34
100 % Tochter von EDF
(84,66% französischer Staat)
[ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [RTE, 2010 ]
Großbritannien
National Grid Electricity
Transmission pcl
Breit gestreute
0
100
Anteilseignerstruktur;
größter Anteilseigner
Blackrock Inc. 4,99 %
Quellen
[ENTSO-E, 2010], [EU-Kommission, 2010g], [NatGr, 2010]
Niederlande
TenneT TSO B.V.
Quellen
100
0
100 % niederländischer Staat
[ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [TenneT, 2010]
Polen
PSE-Operator S.A.
Quellen
100
0
100 % polnischer Staat
[ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [PSE-Operator, 2010]
Slovenska elektrizacna
prenosova sustava (SEPS)
Quellen
19
100
0
100 % slowakischer Staat
[ENTSO-E, o.J.], [EU-Kommission, 2010g], [SEPS, o.J.]
Beide Anteilseigner haben zur Übernahme eine Holding nach belgischem Recht gegründet, die Eurogrid
International CVBA/SCRL. Die Anteile an 50Hertz gehören zu 100 % der deutschen Eurogrid GmbH, einer
100 % Tochter der Eurogrid International CVBA/SCRL. [50hertz, o.J.]
126/390
In Deutschland hat sich im Hinblick auf den Besitz der Übertragungsnetze in den
vergangenen zwei Jahren durch den Verkauf der Übertragungsnetze durch E.ON und
Vattenfall Europe eine Schwächung der Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger
ergeben. [EU-Kommission, 2010h] Nach neuesten Meldungen prüft auch RWE den
Verkauf von Teilen seines überregionalen Stromnetzes. Gemäß [TAM, 2010] verhandelt
RWE mit Investmentfonds über die Abgabe von bis zu 75 % Anteil an seiner 100 %
Netztochter Amprion. Auch für den vierten deutschen Übertragungsnetzbetreiber EnBW
Transportnetze könnte der Rückkauf der ENBW-Anteile von EdF durch das Land BadenWürttemberg zu strategischen Veränderungen führen.
Zudem
ist
mit
der
Übernahme
des
E.ON-Übertragungsnetzes
durch
den
niederländischen ÜNB TenneT und des Vattenfall-Übertragungsnetzes durch den
belgischen ÜNB elia der Einstieg in den europäischen Netzbetrieb erfolgt. Im Rahmen
der Verhandlungen des dritten EU-Binnenmarktpakets hatte die EU-Kommission
diesbezüglich zunächst eine Klausel zum Verbot des Erwerbs von europäischen Netzen
durch ausländische Unternehmen in die Binnenmarktrichtlinien integriert. Diese wurde
jedoch unter Zugeständnissen hinsichtlich der verschärften Anforderungen an den
Erwerb von Netzen durch Drittstaaten (Drittstaatenklausel) wieder aus den Richtlinien
genommen. [IEP, 2009b]
Kurzfazit: Anhand der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ist erkennbar, dass die
direkten Einflussmöglichkeiten der Regierungen auf die inländischen ÜNB stark
variieren. Im Ländervergleich haben zwei der dominierenden Stromerzeuger in
Deutschland über ihre Eigentümeranteile den stärksten Einfluss auf die inländischen
ÜNB. Setzt sich der in Deutschland begonnen Trend zum Einstieg in den europäischen
Netzbetrieb fort, könnte das EU-weite Übertragungsnetz in langfristiger Perspektive
nur noch von wenigen internationalen ÜNB betrieben werden.
4.1.2.4. Marktmacht im Gas
Gasmarkt
Bezüglich der Einschätzung der Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger stellt
neben den bereits untersuchten Aspekten die simultane Marktmacht auf dem Gasmarkt,
insbesondere auf der Gasimportstufe, eine weitere entscheidende Option aus dem
Strategieportfolio von Energieunternehmen dar. Zum einen können durch den
Gasimport Preisvorteile bei der eigenen Verstromung von Erdgas erzielt werden. Zum
anderen kann der Zugang zu Erdgas für die Konkurrenz auf dem Strommarkt erschwert
bzw. verteuert werden. Beide Handlungsalternativen führen zu Wettbewerbsvorteilen
und zur Vergrößerung der Marktmacht einzelner Unternehmen auf dem Strommarkt.
Um die simultane Marktmacht auf dem Gasgroßhandelsmärkten in den ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten zu prüfen, wurden in einem ersten Schritt die Marktstrukturen der
Gasgroßhandelsmärkte in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten betrachtet. Nach
Angaben der EU-Kommission ist die Konzentration am Großhandelsmarkt für Gas noch
127/390
stärker als für Strom. Gemäß Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2009 haben die drei
wichtigsten Großhändler in zwölf Mitgliedstaaten einen Marktanteil von mindestens
90 %. [EU-Kommission, 2009b] In ihrem Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2010 kommt
die EU-Kommission zu dem Ergebnis, dass die Konzentration am Großhandelsmarkt
für
Gas
weiterhin
hoch
ist.
Dementsprechend
haben
immer
noch
in
zehn
Mitgliedstaaten die drei wichtigsten Großhändler einen Marktanteil von mindestens
90 %. [EU-Kommission, 2010h] Für die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zeigt Tabelle
4-6, dass die hohe Marktkonzentration im Gasgroßhandelsmarkt für Polen und die
Slowakische Republik bestätigt werden kann. Auch in Frankreich und den Niederlanden
liegt der Marktanteil der drei größten Stromhändler im Jahr 2008 bei 88 %. Niedriger
liegen die vergleichbaren Anteile lediglich in Deutschland und Großbritannien mit 62 %
respektive 28 % (im Jahr 2007). Folgerichtig weisen in den Märkten mit hoher
Marktkonzentration im Gasgroßhandelsmarkt lediglich ein bis zwei Unternehmen einen
Marktanteil von mehr als 10 % am verfügbaren Markt auf, während es in Deutschland
im Jahr 2008 sieben Unternehmen sind.
Tabelle 4-6:
Marktstruktur bzgl. Gasimport und Gasproduktion in den
ausgewäh
ausgewähl
gewählten EUEU-Mitgliedstaaten (2007(2007-2008)
DE
FR
GB
NL
PL
SK
Anzahl Unternehmen mit mehr als 10 % Anteil am verfügbaren Gas (%)
2006
n.v.
2
n.v.
4
1
1
2008
7
2
n.v.
1
1
1
Anteil der drei größten Unternehmen am verfügbaren Gas (%)
2007
59
89
28
n.v.
100
100
2008
62
88
n.v.
88
100
100
6.324
n.v.
6.841
95120
10.000
Marktkonzentration (HHI)
HHI 2008
Quelle:
1.706
[EU-Kommission, 2010g], nach Daten der Regulierer und Kalkulationen von DG TREN;
n.v. = keine Daten verfügbar
In der Marktkonzentration nach HHI 2008 spiegeln sich die Marktstrukturen wieder.
Die Gasmärkte in der Slowakischen Republik, den Niederlanden und Frankreich weisen
alle mit einem HHI über 6.000 im Jahr 2008 eine sehr hohe Konzentration auf,
während der HHI von 1.706 in Deutschland eine mäßige Marktkonzentration
verdeutlicht. Für Großbritannien liegen keine Daten vor.
20
Für Polen erscheint der HHI mit 951 als zu niedrig; die Bearbeiter gehen daher von einem Datenfehler aus.
128/390
Um die simultane Marktmacht auf dem Gasgroßhandelsmärkten in den ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten zu prüfen, wurden in einem zweiten Schritt die dominierenden
Gasunternehmen
Gasgroßhandel
in
in
den
den
Wertschöpfungsstufen
ausgewählten
Gasproduktion/-import
EU-Mitgliedstaaten
und
recherchiert und ihre
Eigentümerstruktur ermittelt. Die Ergebnisse sind in Tabelle 4-7 dargestellt. Im
Anschluss daran wurden die jeweiligen Eigentümerstrukturen auf Anteile bzw.
Beteiligungen
der
dominierenden
Stromerzeuger
in
den
ausgewählten
EU-
Mitgliedstaaten im jeweiligen Inland abgeglichen. Dabei zeigen sich folgende
Ergebnisse. In Frankreich, den Niederlanden, Polen und der Slowakischen Republik
konnten
keine
inländischen
bzw.
keine nennenswerten
Stromerzeuger
an
den
Anteile
ermittelten
der
jeweils
dominierenden
dominierenden
inländischen
Gasunternehmen der angegebenen Wertschöpfungsstufen ermittelt werden. Zugleich
zeigt sich in diesen Ländern, dass die direkten Einflussmöglichkeiten der Regierungen
über staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen an den ermittelten
Gasunternehmen vergleichsweise hoch sind.
Das
Gasangebot
auf
dem
britischen
Gasmarkt
stammt
aus
einer
Vielzahl
unterschiedlicher Quellen und umfasst einheimische Quellen aus dem UK Continental
Shelf, Importe aus Norwegen, Importe vom europäischen Kontinent und weitere
Importe über die Isle of Grain und LNG Import Terminal. Vor diesem Hintergrund ist es
nach Angaben der britischen Regulierungsbehörde Ofgem nicht mögliche, präzise
Aussagen zu Marktanteilen im britischen Großhandelsmarkt zu geben. [Ofgem et al.,
2010] Aus diesem Grund wurde auf eine Recherche und Darstellung britischer
Gasunternehmen
in
den
Wertschöpfungsstufen
Gasproduktion
/-import
und
Gasgroßhandel verzichtet. Aufgrund der hohen Differenzierung im britischen Gasmarkt
gehen die Bearbeiter jedoch davon aus, dass die Marktmacht der einzelnen
Gasunternehmen - und damit auch die Marktmacht möglicher Anteilseigner aus den
Reihen der dominierenden Stromerzeuger in Großbritannien - eher gering ist.
Ebenso wie der Gasmarkt in Großbritannien ist auch der deutsche Gasmarkt stark
differenziert.
Da
den
Bearbeitern
keine
Angaben
über
die
dominierenden
Gasunternehmen im deutschen Markt vorlagen, wurde ebenso wie in Großbritannien
auf eine Darstellung der dominierenden Gasunternehmen verzichtet. Stattdessen
wurden die inländischen Aktivitäten der vier dominierenden deutschen Stromerzeuger
in den Wertschöpfungsstufen Gasproduktion/-import und Gasgroßhandel im Inland
geprüft. Diesbezüglich zeigte sich, dass E.ON und RWE mit E.ON Ruhrgas und RWE Dea
AG jeweils 100 % Tochtergesellschaften haben, die im Gasmarkt tätig sind. Auch EnBW
und Vattenfall Europe sind in Deutschland im Gasmarkt tätig, jedoch nicht mit eigenen
Tochterunternehmen (vgl. Tabelle 4-7). In Zusammenhang mit der Darstellung in
Abschnitt 4.1.3.3 zur europäischen Wettbewerbspolitik, gehen die Bearbeiter davon
aus, dass die dominierenden deutschen Stromerzeuger RWE und E.ON eine hohe
simultane Marktmacht auf dem Gasmarkt aufweisen.
129/390
Tabelle 4-7:
Eigentümerstruktur dominierender
dominierender Gasunternehmen in den WertWertschöpfungsstufen Gasproduktion //-import und Gasgroßhandel in
den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten
Größere staatliche/kommunale
Größere private/ausländische
private/ausländische
Anteils
Anteilseigner (Inland)
Anteilseig
Anteilseigner
Deutschland (vgl. auch Erläuterungen im Text)
E.ON Ruhrgas
100 % Tochter von E.ON AG
AG
RWE Dea AG
100 % Tochter der RWE AG
EnBW AG: Stärkung des Midstream-Bereichs; Kaufoption auf das noch von
/
der EWE AG gehaltene 47,9%-Paket der Verbundnetz Gas AG, die auch im
Upstreambereich tätig ist.
Vattenfall Europe AG: Gegenstand des Unternehmens ist die Erzeugung,
/
Beschaffung, Verteilung, der Handel und Vertrieb von Energien,
insbesondere von elektrischer Energie aber auch von Gas.
Quellen
[E.ON Ruhrgas, 2011], [EnBW, 2011b], [RWE Dea, o.J.], [Vattenfall, 2010b],
[VGE, 2010], [VNG, 2011a]
Frankreich
40,0 % institutionelle Investoren
GDF SUEZ
35,9 % französischer Staat
24,1% verschiedene weitere
Investoren
Total S.A.
Quellen
/
Breit gestreute Anteilseignerstruktur; keine größeren Anteilseigner
[CRE, 2010a], [GDF SUEZ, 2010], [Total, 2011], [Total, 2009], [VGE, 2010]
Großbritannien (vgl. auch Erläuterungen im Text)
Niederlande
N.V.
10 % niederländische Staat
25 % Exxon Mobil Holding Company
Nederlandse
40 % Energie Beheer Nederland B.V.
Holland Inc.
Gasunie
(zu 100% niederländischer Staat)
25 % Shell Nederland B.V.
Energie Beheer
Nederland B.V.
/
(EBN)
Nederlandse
Aardolie
Maatschappij
/
50% Exxon Mobile
50% Shell
(NAM) B.V.
GasTerra B.V.
40% Energie Beheer Nederland B.V.
(zu 100% niederländischer Staat)
Quellen
25% Shell Nederland BV
25% Esso Nederland BV
[Energiekamer, 2008], [GTS, 2011], [GasTerra, 2009], [Gasunie, 2011], [NAM, 2010a],
[NAM, 2010b], [VGE, 2010]
130/390
Polen
Polskie
Górnictwo
Naftowe i
72,5 % polnischer Staat
27,5 % frei gehandelt
Gazownictwo
(PGNiG) SA,
Petrobaltic SA
Tochter der LOTOS Group
/
(--> 53,19% polnischer Staat, der
Rest wird frei gehandelt)
100 % VNG – Verbundnetz Gas AG
(--> 47,90% EWE Aktiengesellschaft
25,79% VNG Verbundnetz Gas
G.EN Gaz
Verwaltungs- und
/
Energie S.A.
Beteiligungsgesellschaft mbH
15,79%, Wintershall Holding GmbH
10,52% GAZPROM Germania GmbH)
[LOTOS, o.J.a], [LOTOS, o.J.b], [PGNiG, 2010], [URE, 2010], [VGE, 2010], [VNG, 2011b],
Quellen
[VNG, 2010]
Slovenský
plynárenský
51 % slowakische Regierung
priemysel
49 % Konsortium aus E.ON Ruhrgas
und Gaz de France
(SPP), a. s.
NAFTA Gbely
56,15 % SSP a.s.
a. s.,
(--> 51 % slowakische Regierung)
/
40,45 % E.ON Ruhrgas
3,4 % andere Aktionäre
Quellen
[URSO, 2010], [VGE, 2010]
Kurzfazit: Die Analyse der simultanen Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger
auf den jeweiligen inländischen Gasmärkten zeigt große Unterschiede zwischen den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten. In Frankreich, den Niederlanden, Polen, der
Slowakischen Republik und Großbritannien konnte keine simultane dominierende
Position der jeweils dominierenden Stromerzeuger auf den inländischen Gasmärkten
festegestellt werden. Vielmehr zeigen sich in Frankreich, Polen, den Niederlanden und
der Slowakischen Republik vergleichsweise hohe direkte Einflussmöglichkeiten der
Regierungen über staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen an den
ermittelten
Gasunternehmen.
In
Deutschland
wurde
demgegenüber
für
die
Stromerzeuger E.ON und RWE eine starke Stellung auch im Gasmarkt festgestellt.
Damit
nimmt
Deutschland
eine
Sonderposition
Mitgliedstaaten im Hinblick auf diesen Aspekt ein.
131/390
unter
den
ausgewählten
EU-
4.1.3
Einflussmöglichkeiten der Regierung (ordnungsrecht
(ordnungsrechtlicher Rahmen)
4.1.3.1. Unbundling
Der Besitz der Übertragungsnetze wird durch die Entflechtungsvorgaben auf europäischer Ebene geregelt. Zur Stärkung des Wettbewerbs im Elektrizitätsbinnenmarkt
strebt die EU-Kommission über das dritte Energiebinnenmarktpaket eine effektive
Trennung des Netzbetriebs von der Energieversorgung und -erzeugung (bzw. Import)
an. Dieses erlaubt es den EU-Mitgliedstaaten, zwischen drei Optionen zur stärkeren
Entflechtung der Elektrizitätsmärkte auf Ebene der Transport- und Fernleitungsnetzbesitzer zu wählen. Eine Umsetzung der Richtlinie auf Ebene der Mitgliedstaaten ist bis
zum 03. März 2011 vorgesehen (vgl. Kapitel 3.1 Europäische Rahmenbedingungen).
Tabelle 4-8 gibt für die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten eine Übersicht über die
Entflechtung
der
ÜNB
gemäß
Binnenmarkt-Fortschrittsbericht
2010
der
EU-
Kommission. Es ist ersichtlich, dass die ÜNB in Großbritannien, Polen, der Slowakischen
Republik und den Niederlanden im Gegensatz zu den ÜNB in Deutschland und
Frankreich
im
Jahr
2009
bereits
eigentumsrechtlich
entflochten
waren.
Der
französische ÜNB RTE wurde zwar als eigene Gesellschaft aus der EDF ausgegliedert,
ist aber weiterhin im 100%igen Besitz des Mutterunternehmens. [Ess et al., 2010] Alle
ÜNB verfügen jedoch über eigene Netz Assets.
Tabelle 4-8:
Unbundling von Übertragungsnetzbetreibern in den ausgewählten
ausgewählten
EUEU-Mitgliedstaaten (2009)
Anzahl ÜNB
Anzahl ÜNB mit
Owners
Ownership Unbundling
Anzahl ÜNB mit Netz
Assets
Quelle:
DE
FR
GB
NL
PL
SK
4
1
1
1
1
1
0
0
1
1
1
1
4
1
1
1
1
1
[EU-Kommission, 2010g]
Tabelle 4-9 gibt eine Übersicht über das Unbundling von Verteilnetzbetreibern (VNB) in
den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten im Jahr 2009 gemäß Binnenmarkt-Fortschrittsbericht 2010 der EU-Kommission. Die Tabelle verdeutlicht, dass lediglich in
Großbritannien und den Niederlanden keine Ausnahmen von der Entflechtung auf
Verteilerebene gewährt werden, so dass alle VNB rechtlich entflochten, in den NL sogar
fünf VNB eigentumsrechtlich entflochten sind.
132/390
Tabelle 4-9:
Unbundling
Unbundling von Verteilnetzbetreibern in den aus
ausgewählten EUEUMitgliedstaaten (2009)
Anzahl VNB
Anzahl VNB mit
Owners
Ownership Unbundling
Anzahl VNB mit Legal
Unbundling
Anwendung der 100.000
Kunden Ausnahmeregel
Ausnahmeregel
Anzahl VNB mit unter
100.000 Kunden
Quelle:
DE
FR
GB
NL
PL
SK21
862
148
19
8
20
3
0
0
0
5
0
0
150
4
19
822
14
3
Ja
Ja
Nein
Nein
Ja
Ja
787
143
5
2
6
159
Bereits Mitte Juli 2008 waren in den Niederlanden Regelungen zum Ownership
Unbundling für VNB in Kraft getreten, welche ein Ownership Unbundling auf
Verteilnetzebene ab Januar 2011 vorschreiben. [Energiekamer, 2009] Auch in Polen ist
trotz bestehender Ausnahmeregelung die Mehrheit der VNB rechtlich entflochten.
Deutschland und Frankreich weisen demgegenüber eine deutlich größere Anzahl an
VNB auf, für die größtenteils eine Anwendung der 100.000 Kunden Ausnahmeregel
gewährt wird.
Kurzfazit:
Kurzfazit Im Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ist ersichtlich, dass
Deutschland bei der Umsetzung des Ownership Unbundling keine Vorreiterrolle
einnimmt. Aktuell sind in Deutschland auch keine öffentlichen Diskussionen über die
zur Umsetzung der 3. Binnenmarktrichtlinie notwendigen Gesetze und Verordnungen
wahrzunehmen. Gleichzeitig hat die im Jahr 2009 umkämpfte Regelung über die
Entflechtung der ÜNB durch den Verkauf der Netzbetreiber durch E.ON und Vattenfall
an politischer Brisanz verloren. Diese Tendenz könnte sich durch einen Verkauf des
ÜNB durch RWE und eine veränderte strategische Ausrichtung von EnBW nach der
Landtagswahl in Baden-Württemberg weiter fortsetzen (vgl. Abschnitt 4.1.2.3). Solange
das Ownership Unbundling in Deutschland nicht vollständig vollzogen ist, gibt es aus
der Investitionsperspektive gewisse Vorteile für die mit einem ÜNB verbundenen
21
Die Angaben für die Slowakische Republik gemäß [EU-Kommission, 2010g] erscheinen nicht konsistent
und werden daher im Rahmen des Projektes nicht weiter betrachtet
22
Jedes Unternehmen mit Ownership Unbundling erfüllt auch automatisch das Kriterium Legal Unbundling.
133/390
Stromerzeuger
und
dementsprechend
gewisse
Nachteile
–
und
ggf.
eine
Investitionszurückhaltung – bei allen anderen Stromerzeugern.
4.1.3.2. Netzregulierung
Netzregulierung
Die Notwendigkeit der Regulierung im Elektrizitätsmarkt ergibt sich aus der Stellung
der Unternehmenszweige Transport- und Verteilnetze als natürliche Monopole, welche
auf rechtlicher, operationeller, informatorischer sowie buchhalterischer Ebene von den
übrigen,
dem
Wettbewerb
ausgesetzten
Märkten
getrennt
werden
müssen.
[BMWi, o.J. a] Die nationalen Regulierungsbehörden sind zur Förderung eines vom
Wettbewerb
geprägten
Strombinnenmarktes
in
der
EU
verpflichtet.
Für
das
ordnungsgemäße Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarktes sind daher starke und
unabhängige Regulierungsbehörden erforderlich. Da gemäß [EU-Kommission, 2009b]
weiterhin Bedenken hinsichtlich der Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden in
einigen Mitgliedstaaten bestanden, wurden mit dem dritten Energiebinnenmarktpaket
detaillierte Regeln für die Pflichten und Befugnisse der Regulierungsbehörden auf
nationaler
Ebene
und
die
Einrichtung
einer
europäischen
Agentur
für
die
Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden verabschiedet. [EU-Kommission,
2010h]
Schon 2003 hat die EU mit der Beschleunigungsrichtlinie Strom (Richtlinie 2003/54/EG)
den Rahmen für die Regulierung der Stromnetze in den EU-Mitgliedstaaten gesetzt.
Dabei geht die EU davon aus, dass die Liberalisierungsziele nur in einem vollständig
geöffneten Markt verwirklicht werden können. Ein solcher Wettbewerbsmarkt setzt
gemäß EU einen „nichtdiskriminierenden, transparenten und preislich angemessenen
Netzzugang“
sowie
„nichtdiskriminierende
und
kostenbasierte
Tarife“
für
die
Netzentgelte voraus. Die EU hat jedoch darauf verzichtet, eine bestimmte Methode zur
Bestimmung der Tarife festzulegen. [BNetzA, 2006]
Tabelle 4-10 zeigt, dass in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten überwiegend die
Anreizregulierung den Rahmen für die Regulierung der Übertragungsnetzentgelte im
Stromsektor darstellt.23 Die Regulierungsperiode beträgt im Schnitt vier bis fünf Jahre.
Große
Unterschiede
bestehen
jedoch
hinsichtlich
des
Zeitpunktes
der
Regulierungseinführung. Während es in Großbritannien die Anreizregulierung für ÜNB
schon seit 1990 gibt, wurde ein solches Regulierungssystem in den Niederlanden erst
elf Jahre später, nämlich 2001, implementiert. In Deutschland, Frankreich und der
Slowakischen Republik wurde die Anreizregulierung noch einmal acht Jahre später, d.h.
im Jahr 2009, eingeführt. In Polen wird der Übertragungsnetzbetreiber demgegenüber
kostenbasiert reguliert. D.h. jedes Jahr werden die Kosten begutachtet und die
Netzentgelte angepasst. Wie international üblich wird der Investitionsplan durch den
polnischen Regulierer URE genehmigt. [URE, 2010]
23
Die Regulierung der Verteilnetzebene wird im Rahmen der Studie nicht näher betrachtet.
134/390
Tabelle 4-10:
10:
Regulierungsbehörden und Regulierung der Übertragungsnetze in
DE
FR
GB
NL
PL
Zuständige
SK
Regulatory
RegulierungsRegulierungs-
Commis-
behörde
Bundesnetzagentur
sion de
Régulation
de
LÈnergie
(CRE)
Office of
Gas and
Electricity
Markets
Energiekamer
(Ofgem)
Energy
Office for
Regulatory
Network
Office
Industries
(Urzad
(Úrad pre
Regulacji
reguláciu
Energetyki
sieťových
(URE))
odvetví
(URSO))
RegulierungsRegulierungs-
Anreiz-
Anreiz-
Anreiz-
Anreiz-
Kosten-
Anreiz-
rahmen
regulie-
regulie-
regulie-
rung
rung
rung
regulie-
basierte
regulie-
rung
Regulie-
rung
seit 2009
seit 2009
seit 1990
seit 2001
rung
seit 2009
5 Jahre
4 Jahre
5 Jahre
3-5 Jahre
1 Jahr
3 Jahre
Istkosten
Plankosten
Plankosten
Plankosten
n.v.
n.v.
6,3 %
7,3 %
6,7 %
5,4 %
n.v.
n.v.
7,8 %
6,9 %
9,6 %
6,9 %
n.v.
n.v.
Dauer der
RegulierungsRegulierungsperiode
ErlösfestleErlösfestlegung für
ErweiterungsErweiterungsinvestitionen
GKGK-Rendite
(vor Steuern)
EKEK-Rendite
(no
(nominal, nach
Steu
Steuern)
Quelle: [Brunekreeft/Meyer, 2011], [BnetzA, 2006], [URE, 2010], [URSO, 2010]; n.v. = Daten nicht verfügbar;
GK = Gesamtkapital, EK = Eigenkapital
Angesichts der zügigen Entwicklungen beim Ausbau Erneuerbarer Energien und den
Bestrebungen, die europäische Marktintegration voranzutreiben, stehen besonders die
ÜNB vor einem großen Investitionsbedarf im Bereich der Erweiterungsinvestitionen. Der
entscheidende regulierungsbedingte Investitionsanreiz für Netzbetreiber liegt darin,
welche Rendite mit der zu tätigen Investition verbunden ist. Laut Tabelle 4-10 liegt
Deutschland
hinsichtlich
der
Gesamtkapital-Rendite
(vor
Steuern)
und
der
Eigenkapital-Rendite (nominal nach Steuern) im Vergleich der ausgewählten EUMitgliedstaaten im Mittelfeld.
Kurzfazit: Die Art der Regulierung der ÜNB hat nur einen indirekten Einfluss auf das
Investitionsklima für die Stromerzeugung. Von einem Regulierungssystem mit
jahrzehntelanger Erfahrung wie in Großbritannien und in den Niederlanden kann man
eher erwarten, dass dort die richtigen Anreize für neue Netzinvestitionen gesetzt
werden, als von einem der Jüngeren Regulierungssysteme. Das bedeutet für
135/390
Deutschland tendenziell langsamere Fortschritte im Netzausbau und somit einen
gewissen Schutz vor dem massenweisen Import ausländischen Stroms. Auf der
anderen Seite haben aber die in Deutschland investierenden Stromerzeuger auch
geringere Chancen, hier erzeugten Strom ins Ausland zu verkaufen. Die Autoren dieser
Studie vermuten allerdings, dass der Einfluss des Regulierungsregimes auf den
Netzausbau gering ist im Vergleich zu den genehmigungsrechtlichen und den
Akzeptanz-Problemen, die den Ausbau der Übertragungsnetze in vielen Fällen
behindern oder verzögern.
4.1.3.3. Wettbewerbspolitik
Bei der Ausgestaltung des Energiebinnenmarktes ist neben der legislativen Regulierung
der Energiesektoren auch das europäische und nationale Wettbewerbsrecht von
zentraler Bedeutung für Investitionen in die Stromerzeugung, insbesondere wenn sie
von dominierenden oder sogar marktbeherrschenden Unternehmen geplant bzw.
ausgeführt werden. Vor diesem Hintergrund wird nachfolgend ein kurzer Überblick
über die europäischen Wettbewerbsvorschriften, über europäische und nationale
Wettbewerbsbehörden sowie über einige Auswirkungen europäischer und nationaler
Wettbewerbsverfahren gegeben.
Wettbewerbsvorschriften auf
auf EUEU-Ebene
Auf EU-Ebene sind die Wettbewerbsvorschriften über die Artikel 101 bis 106 AEUV
(ehemals Artikel 81 bis 86 EGV) geregelt. Die europäischen Regelungskompetenzen
umfassen
die
Maßnahmen
Prüfung
gegen
von
Unternehmenszusammenschlüssen,
wettbewerbsbeschränkendes
Handeln,
den
kartellrechtliche
Missbrauch
von
marktbeherrschenden Stellungen und die Prüfung staatlicher Beihilfen. [AEUV, 2010]
Im Grundsatz sind mit dem Binnenmarkt unvereinbar und verboten:
-
„alle
Vereinbarungen
zwischen
Unternehmen,
Beschlüsse
von
Unternehmensvereinigungen und aufeinander abgestimmte Verhaltensweisen,
welche den Handel zwischen Mitgliedstaaten zu beeinträchtigen geeignet sind
und eine Verhinderung, Einschränkung oder Verfälschung des Wettbewerbs
innerhalb des Binnenmarkts bezwecken oder bewirken“ [AEUV, 2010, Artikel
101] sowie
-
„die missbräuchliche Ausnutzung einer beherrschenden Stellung auf dem
Binnenmarkt oder auf einem wesentlichen Teil desselben durch ein oder
mehrere Unternehmen, soweit dies dazu führen kann, den Handel zwischen
Mitgliedstaaten zu beeinträchtigen.“ [AEUV, 2010, Artikel 102]
Im deutschen Recht gilt gemäß Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) ab
einem Marktanteil von 30 % eine Vermutung für das Vorliegen einer marktbeherr-
136/390
schenden Stellung. Bei mehreren Unternehmen gilt eine Vermutung der marktbeherrschenden Stellung und eine Oligopolbildung gemäß [§ 19 Abs. 3 S. 2 Nr 2 GWB]
-
bei 2 oder 3 Unternehmen ab einem Marktanteil von zusammen 50 % sowie
-
bei 4 oder 5 Unternehmen ab einem Marktanteil von zusammen zwei Dritteln.
Für marktbeherrschende Unternehmen ist neben den §§ 19, 20 GWB auch Artikel 82
des EG-Vertrages von Bedeutung. Demnach indiziert ein Marktanteil von über 50 % das
Bestehen
einer
marktbeherrschenden
Stellung.
Allerdings
kommt
eine
marktbeherrschende Stellung bereits ab einem Marktanteil von 25 % in Betracht. [EU,
2002, S. 64 f.] [BMWi, o.J. b]
Für die Durchsetzung des EU-Kartellrechts sind in der EU die dem Kommissar für
Wettbewerb unterstehende Behörde und die mitgliedstaatlichen Wettbewerbsbehörden
gemeinsam berufen, für die Durchsetzung des nationalen Kartellrechts die staatlichen
Wettbewerbsbehörden (vgl. Tabelle 4-11). Im Verhältnis zum Kartellrecht der
jeweiligen
Mitgliedstaaten
hat
das
EU-Kartellrecht
nach
Art. 3
Abs. 2
Satz 1
VO 1/2003 grundsätzlich (Anwendungs-)Vorrang. [EU, 2003]
Tabelle
Tabelle 4-11:
11:
Zuständige Behörden für die Durchsetzung des europäischen und des
nationalen Kartellrechts in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten
Europa
• Generaldirektor Wettbewerb (EU-Kommission)
•
European Competition Authorities (Diskussionsforum, ECA)
• European Competition Network (Netzwerk der europäischen Kartell- bzw.
Wettbewerbsbehörden)
•
International Competition Network (ICN)
DE
FR
•Autorité de
la concurrence
•Bundeskartellamt
•Monopolkommission
•Bundesnetzagentur
•Direction
générale de
la concurrence et la
consomma-
GB
SK
Commission
(CC)
•Office of
Fair Trading
(OFT)
•Gas and
Electricity
répression
Markets
des fraudes
Authority
• Nederlandse •Office of
MededinCompetition
• Antimono-
gingsautori-
and
poly Office
teit (NMa)
Consumer
• URSO
• Energie-
Protection
kamer
(OFGEM)
Quellen: [EU-Kommission, o.J. a], [EU-Kommission, o.J. b]
137/390
PL
•Competition
tion et de la
• CRE
NL
• URE
Europäisches Kartellverbot und Missbrauchskontrolle
Um die Wettbewerbssituation im europäischen Elektrizitäts- und Gassektor zu erheben,
hat die EU-Kommission 2007 eine Energiesektoruntersuchung vorgelegt. In ihrem
Abschlussbericht
bestätigt
die
EU-Kommission
die
Existenz
ernsthafter
Wettbewerbsprobleme und kommt zu dem Ergebnis, dass ineffiziente und teure
Elektrizitätsmärkte zu Nachteilen für Verbraucher und Unternehmen führen. Um
Abhilfe zu schaffen, gab die EU-Kommission an,
-
die wettbewerbsrechtlichen Vorschriften der EU (Kartellrecht, Fusionskontrolle,
Beihilfevorschriften) in konkreten Einzelfällen konsequent anzuwenden und
-
darauf hinzuarbeiten, die Vorschriften für die Liberalisierung der Energiemärkte
zu verbessern. [Europa, 2007]
Seit der Energiesektoruntersuchung von 2007 hat die EU-Kommission mehrere
Beschlüsse
größerer
Tragweite
in
Kartellangelegenheiten
im
europäischen
Energiesektor erlassen. [Europa, 2010a] Die Fälle hatten teilweise gravierende Folgen
für die einzelnen Unternehmen und die betroffenen Energiemärkte, wie z.B.:
-
E.ON (Deutschland) hat rund 5.000 MW seiner Erzeugungskapazitäten und
seine deutschen Übertragungsnetzbetreiber verkauft. [E.ON, 2010e]
-
EDF (Frankreich) verpflichtete sich, jedes Jahr einer großen Zahl von Kunden
freizustellen, zu einem anderen Stromlieferanten zu wechseln. [Europa, 2010b]
-
Svenska Kraftnät (Schweden) sagte zu, „den Handel nicht mehr zu begrenzen,
sondern fortan dafür zu sorgen, dass sich die Stromflüsse nach der
Übertragungskapazität
richten
und
der
Stromhandel
zu
Marktpreisen
erfolgt.“ [Europa, 2010c]
-
RWE (Deutschland) verkaufte sein gesamtes westdeutsches Gasfernleitungsnetz.
[FR, 2011]
Europäische Fusionskontrolle
Fusionskontrolle
In den Jahren 2008/2009 gab es eine Reihe von Fusionsvorhaben im Energiesektor mit
gemeinschaftsweiter Bedeutung. Die EU-Kommission hat diese während der ersten
Verfahrensphase unter Bedingungen und Auflagen freigegeben und hierbei von den
beteiligten Unternehmen RWE/Essent, Nuon/Vattenfall und EdF/British Energy Zusagen
zum
Abbau
von
Marktmacht
durch
Veräußerung
verschiedener
Beteiligungen
entgegengenommen. [Monopolkommission, 2010]
138/390
Nationale Wettbewerbsverfahren
Seit der Liberalisierung des Strommarktes in Deutschland, hat Deutschland keine
Vorbildfunktion hinsichtlich der Förderung eines wirksamen Wettbewerbs auf den
Strommärkten innerhalb Europas eingenommen, wie sich an der Fusionsgenehmigung
von
Fall
E.ON
–
Ruhrgas
und
an
der
Konzentration
der
ehemals
acht
„Verbundunternehmen“ zu vier integrierten Stromkonzernen zeigt. Nach [Schmitt,
2010] hat das Bundeskartellamt in den letzten Jahren aber mit seiner Fusionskontrolle
die Übernahme weiterer Anteile an Stadtwerken durch die großen Versorger
weitgehend zum Stillstand gebracht. Auch durch die Auflagen nach kartellrechtlichen
Missbrauchsverfahren auf europäischer Ebene gegenüber E.ON und RWE wurde der
deutsche Strommarkt für mehr Wettbewerb geöffnet.
Eine Untersuchung der nationalen Maßnahmen, die in den letzten Jahren in den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zum Schutz des Wettbewerbs auf den Strommärkten
durchgeführt wurden, lieferte zwei Ergebnisse:
-
In allen betrachteten Ländern gab es mehr oder weniger gewichtige Verstöße
gegen die nationalen Wettbewerbsbestimmungen, die von den nationalen
Behörden aufgedeckt und geahndet wurden.
-
In allen ausgewählten Ländern gibt es regelmäßige Monitoringberichte zur
Entwicklung des Wettbewerbs auf den liberalisierten Energiemärkten. Dabei
hinkt
die
Politik
mit
ihren
Maßnahmen
zur
Abschaffung
von
Marktmachtmissbrauch bzw. zur Stärkung des Wettbewerbs oftmals hinter den
Erkenntnissen der Aufsichtsbehörden hinterher.
In der Slowakischen Republik und in Polen scheinen die Wettbewerbsbehörden über
nicht genügend Einfluss zu verfügen, um den bestehenden Marktstrukturen offensiv
entgegen zu wirken. In Frankreich und Deutschland werden die dominierenden
Stromerzeuger zwar „überwacht“ und ihre marktbeherrschende Stellung konstatiert,
kartellrechtliche Maßnahmen wurden jedoch lediglich von Seiten der EU-Kommission
durchgeführt. Lediglich in den Niederlanden und in Großbritannien scheinen die
staatlichen Monopolbehörden eine konsequente Wettbewerbskontrolle durchzuführen.
Kurzfazit: Die durch die EU-Kommission ergriffenen Maßnahmen im Bereich des
europäischen Kartellverbots und der Missbrauchskontrolle verdeutlichen, dass im
europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt noch starke Wettbewerbshemmnisse bestehen.
Der
Vergleich
der
Wettbewerbspolitik
der
ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten
konkretisiert diesen Eindruck. Aus der Perspektive der Investitionsbedingungen für
Stromerzeuger
bedeutet
dies,
dass
abgesehen
von
Großbritannien
und
den
Niederlanden in den anderen Staaten die heimischen, dominierenden Stromversorger
Vorteile bei der Planung und Umsetzung von Investitionen besitzen. Kleinere
139/390
Unternehmen, Newcomer und ausländische Unternehmen müssen mit Nachteilen in
diesem Wettbewerb rechnen.
4.1.4
Einschätzung
Einschätzung der befragten Experten zum Verhältnis
zwischen Regierung und Energiewirtschaft
Insgesamt sechs Experten äußerten sich zur Bedeutung des Verhältnisses zwischen
Regierung und Energiewirtschaft für den Stromerzeugungsstandort Deutschland.
Dieser Aspekt wird übereinstimmend als sehr wichtig eingeschätzt. Angesichts
wichtiger anstehender Themen wie CCS oder dem Ausbau Erneuerbarer Energien sowie
der
politischen
Rahmensetzung
Erneuerbare-Energien-Gesetz,
für
das
die
Stromerzeugung
Energiekonzept
Laufzeitverlängerung
für
deutsche
Netzentgelte
die
Bundesnetzagentur
durch
Kernkraftwerke
-
bspw.
2010
sowie
wird
-
die
die
über
das
inklusive
der
Festsetzung
der
Notwendigkeit
eines
kooperativen Vorgehens von Politik und Energiewirtschaft für die Zukunft des
Erzeugungsstandorts Deutschland betont. Ein Experte prognostiziert hierbei die
Fortsetzung
des
traditionell
engen
Verhältnisses
zwischen
Regierung
und
Energiewirtschaft.
Von den Vertretern mittelständischer Energieproduzenten wird jedoch moniert, dass
die gegenwärtige Energiepolitik in Deutschland zu sehr auf die Interessen der großen
Verbundunternehmen ausgerichtet sei. Die regionalen Erzeuger befänden sich im
Verdrängungswettbewerb; ihre Belange würden von der Bundesregierung trotz ihrer
großen
Beschäftigungsrelevanz
und
Innovationsleistung
nicht
ausreichend
berücksichtigt.
Im europäischen Kontext variieren nach Meinung eines Experten vor allem die direkten
Einflussmöglichkeiten
der
Regierungen
durch
staatliche
Unternehmen
bzw.
Beteiligungen. In Frankreich, Polen und den neuen EU-Mitgliedsstaaten besitzen die
jeweiligen Regierungen deutlichen Einfluss als aktive Spieler, während beispielsweise in
Deutschland,
Großbritannien
oder
Spanien
der
Einfluss
(teil-)
staatlicher
Energieerzeuger eher gering ist. In den Niederlanden kooperieren nach Ansicht des
lokalen Experten traditionell alle Parteien mit der Energiewirtschaft. Zu anderen
Ländern liegen keine Antworten vor.
Kurzfazit:
Kurzfazit: Die politischen Rahmenbedingungen prägen deutlich die Attraktivität des
Erzeugungsstandorts Deutschland, hierfür ist ein gutes Verhältnis zwischen Regierung
und Energiewirtschaft wichtig.
140/390
4.1.5
Zwischenfazit aus der Analyse der Wettbewerbsbe
Wettbewerbsbedingungen und des ordnungsrechtlichen Rahmens
Tabelle 4-12 gibt noch einmal eine Übersicht über die Rechercheergebnisse dieses
Unterkapitels. Anhand der Tabelle sind verschiedene „Muster“ der Machtverteilung
zwischen Regierung und Energiewirtschaft in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten
ersichtlich. In Großbritannien und den Niederlanden ist die Marktmacht der
dominierenden Stromerzeuger am geringsten. Gleichzeitig nehmen die Regierungen
ihre Möglichkeiten zur Steuerung des Elektrizitätsmarktes über ordnungsrechtliche
Maßnahmen am stärksten wahr. Im Vergleich der beiden Länder ist der Strommarkt in
Großbritannien jedoch weitgehend privatisiert, während in den Niederlanden die
direkten
Einflussmöglichkeiten
Unternehmen
bzw.
der
Regierungen
Beteiligungen
im
durch
Bereich
der
Stromerzeugung,
der
Übertragungsnetze sowie im Gasmarkt stärker ausgeprägt sind.
In Frankreich und der Slowakischen Republik zeigen sich ähnliche Strukturen
hinsichtlich
der
Strommärkten
Marktmacht
ist
die
der
dominierenden
Marktkonzentration
sehr
Stromerzeuger.
hoch.
Es
gibt
Auf
jeweils
beiden
einen
Stromerzeuger mit dominierender Marktposition. Gleichzeitig sind die direkten
Einflussmöglichkeiten der Regierungen durch staatliche/kommunale Unternehmen bzw.
Beteiligungen im Bereich der Stromerzeugung, der Übertragungsnetze sowie im
Gasmarkt stark ausgeprägt. In Polen ist die Marktkonzentration deutlich geringer.
Jedoch ist auch in Polen der Anteil (teil-) staatlicher Energieerzeuger, Netzbetreiber
und Gasunternehmen hoch.
Ein deutlich anderes Bild zeigt sich bezüglich der Marktmacht der dominierenden
Stromerzeuger in Deutschland. Der deutsche Strommarkt ist im Gegensatz zum
französischen und slowakischen Strommarkt weniger stark konzentriert und die
Marktmacht im Stromsektor ist auf vier dominierende Stromerzeuger verteilt. Deren
Marktmacht ist jedoch durch den teilweisen Besitz der Übertragungsnetze und eine
simultane Marktmacht auf dem Gasmarkt relativ hoch im Vergleich mit anderen
dominierenden
Stromerzeugern
der
ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten.
Diese
Einschätzung gilt auch noch aktuell, obwohl sich in den letzten Jahren die Marktmacht
der dominierenden deutschen Stromerzeuger aufgrund der Erfüllung von Auflagen der
europäischen Wettbewerbsaufsicht sowie nationaler Kartellverfahren spürbar verringert
hat. Gleichzeitig sind die direkten Einflussmöglichkeiten der deutschen Regierung
durch
Unternehmen
bzw.
Beteiligungen
im
Bereich
der
Stromerzeugung, der Übertragungsnetze sowie im Gasmarkt deutlich geringer als in
Polen, Frankreich und der Slowakischen Republik.
141/390
Tabelle
Tabelle 4-12:
12:
Übersicht über die Rechercheergebnisse in Kapitel 4.1
DE
FR
GB
NL
PL
SK
mäßig
mäßig
Sehr hoch
Marktkonzentration
HHI nach
hoch
Kapazität
Sehr hoch
mäßig
Marktmacht dominierende Stromerzeuger
(dom SE = dominierende Stromerzeuger, dom. GasU = dominierende Gasunternehmen)
•Eigentümer-
Mäßiger
Hoher
staatl.
staatl.
Einfluss,
Einfluss,
mittlere
geringe
Anzahl
Anzahl
Erzeuger
Erzeuger
•Markt-
Größter
Größter
anteil
Marktanteil über
struktur
•Besitz
Übertragungs
netze
•Simultane
Marktmacht
im Gasmarkt
Mäßiger
Hoher
Hoher
staatl.
staatl.
staatl.
Einfluss,
Einfluss,
Einfluss,
mittlere
mittlere
geringe
Anzahl
Anzahl
Anzahl
Erzeuger
Erzeuger
Erzeuger
Größter
Größter
Größter
Größter
Marktan-
Marktan-
Marktan-
Marktan-
Marktan-
teil über
teil unter
teil unter
teil unter
teil über
25 %
50 %
25 %
25 %
25 %
50 %
Bei 2 ÜNB
Hoher
Einfluss
staatl.
dom. SE
Einfluss
Hohe
simultane
Marktmacht
Geringer
staatl.
Einfluss,
viele
Erzeuger
Kein
Einfluss
Staat /
dom. SE
Hoher
Hoher
Hoher
staatl.
staatl.
staatl.
Einfluss
Einfluss
Einfluss
Hoher
Hoher
Hoher
Hoher
staatl.
staatl.
staatl.
staatl.
Einfluss
Einfluss
Einfluss
auf dom.
auf dom.
auf dom.
auf dom.
GasU
GasU
GasU
GasU
Einfluss
/
Einflussmöglichkeiten Regierung
(OU = Ownership Unbundling, AnreizR = Anreizregulierung, Kostb = Kostenbasiert)
•Unbundling
•Netzregulierung
•Wettbewerbs
politik
Kein OU
Kein OU
ÜNB
ÜNB
De Minimis
De Minimis
VNB
VNB
AnreizR
AnreizR
AnreizR
AnreizR
2009
2009
1990
2001
Istkost
Plankost
Plankost
Plankost
EU-
EU-
Kartell-
Kartell-
rechtl.
rechtl.
Konse-
Konse-
Eingriffe
Eingriffe
quente
quente
Wett-
Wett-
bewerbs-
bewerbs-
politik
politik
Mäßige
Mäßige
Wett-
Wett-
bewerbs-
bewerbs-
politik
politik
OU ÜNB
OU ÜNB
OU ÜNB
OU ÜNB
De Minimis
De Minimis
VNB
VNB
Kostb. Reg
Schwache
AnreizR
2009
Schwache
Wett-
Wett-
bewerbs-
bewerbs-
behörden
behörden
142/390
Aus
der
Perspektive
der
bewirken
die
hohe
Marktkonzentration sowie die Marktmacht der einheimischen Stromerzeuger einen
Standortvorteil
für
die
inländischen,
jeweils
dominierenden
Unternehmen.
Marktneulinge und ausländische Investoren treffen dagegen auf Markteintrittsbarrieren.
In Deutschland haben die vier großen Stromerzeugungskonzerne EnBW, E.ON, RWE und
Vattenfall
somit
einen
Erzeugungsinvestitionen
Standortvorteil
gegenüber
bei
der
kleineren
Planung
und
deutschen
Umsetzung
Stromerzeugern
von
und
Newcomern auf dem Markt und gegenüber Investoren aus dem Ausland. Betrachtet
man die Standortbedingungen in den ausgewählten Mitgliedstaaten, dann findet man
mit Großbritannien und den Niederlanden zwei Ländern ohne stark dominierende
Stromerzeuger und somit besseren Investitionsbedingungen unter dem Aspekt
„Wettbewerbssituation“. In der Realität haben RWE, E.ON und Vattenfall diese Chancen
zur
internationalen
Diversifikation
ihrer
Erzeugungsinvestitionen
schon
wahrgenommen und in Großbritannien und/oder in den Niederlanden investiert,
während die kleineren deutschen EVU aus dem regionalen/kommunalen Sektor sich
mit ihren Investitionen noch auf Deutschland konzentrieren.
Die Einflussnahme der Regierung über den ordnungsrechtlichen Rahmen ist in
Deutschland ähnlich ausgeprägt wie in Frankreich. Die Wettbewerbspolitik ist stärker
überwachend als eingreifend. Die Anreizregulierung wurde in beiden Ländern erst
vergleichsweise spät eingeführt. Und beide Länder nehmen keine Vorreiterrolle bei der
Umsetzung
des
Ownership
Unbundling
auf
Übertragungsnetzebene wahr.
Die
Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger wird insgesamt scheinbar stärker durch
die europäischen Regulierungsvorgaben und die europäische Wettbewerbskontrolle
begrenzt
als
strebungen
durch
des
nationalstaatliche
Elektrizitätssektors.
Ordnungspolitik
Jedoch
erfolgt
oder
die
PrivatisierungsbeAnwendung
des
Wettbewerbsrechts immer nur einzelfallbezogen und kann eine generelle Regulierung
des Stromsektors nicht ersetzen. In Polen und der Slowakischen Republik wird die
Umstrukturierung und Privatisierung des Elektrizitätssektors durch vergleichsweise
„schwache“ Wettbewerbsbehörden und starke staatliche Machttendenzen im Energiesektor behindert.
Betrachtet man die Einflussmöglichkeiten der Regierungen in den ausgewählten EUStaaten aus der Perspektive der Investitionsbedingungen für Stromerzeuger, so erhält
man für deutsche Investoren ein leicht anderes Ergebnis als für ausländische
Investoren. Für die vier großen deutschen Stromkonzerne bieten die „Schwächen“ der
Regulierung
und
der
Wettbewerbspolitik
gewisse
Vorteile
gegenüber
ihren
Konkurrenten, was für Investitionen in Deutschland spricht. Für kleinere deutsche
Energieunternehmen stellen sich die Investitionsbedingungen unter den Aspekten
Regulierung und Wettbewerbspolitik in Deutschland besser dar als in Frankreich, Polen
und in der Slowakischen Republik, aber Großbritannien und die Niederlande bieten
ebenfalls attraktive Rahmenbedingungen. Aus der Sicht ausländischer Investoren
143/390
dürfte Deutschland als Standort für Stromerzeugungsinvestitionen unattraktiver sein
als Großbritannien und die Niederlande, aber attraktiver als Frankreich, Polen und die
Slowakische Republik.
Durch
die
Etablierung
eines
einheitlichen
europäischen
Wirtschafts-
und
Währungsraums agieren große europäische Energiekonzerne in den letzten Jahren
zunehmend über nationale Grenzen hinaus. In Folge können Interessendivergenzen
zwischen Regierung und Energiewirtschaft dazu führen, dass insbesondere die jeweils
dominierenden Energieunternehmen ihre Geschäfte ins europäische Ausland verlagern,
sofern sich ihnen dort günstigere Standort- bzw. Investitionsbedingungen bieten.
Diese Tendenz wird zusätzlich durch divergierende nationalstaatliche Politiken der EUMitgliedstaaten forciert. Diesbezüglich weist die deutsche Monopolkommission auf die
Entwicklung hin, dass ehemalige nationale Monopolunternehmen verstärkt im Ausland
investieren, da eine Ausweitung der Aktivitäten auf dem heimischen Markt für diese
Unternehmen aufgrund der bestehenden Marktkonzentration auf der Erzeugungsebene
im Elektrizitätsbereich bzw. ihrer dominierenden Marktstellung häufig nicht mehr
möglich sei. Die Monopolkommission sieht die zunehmende Konzentration bei der
Energieerzeugung auf europäischer Ebene jedoch mit Besorgnis und befürchtet, dass
eine „zu großzügige Anwendung der fusionskontrollrechtlichen Vorschriften“ zu einer
Situation führen könne, die „länderübergreifend der aktuellen Lage in Deutschland mit
einer hohen Konzentration auf der Erzeugerebene bzw. einer Konzentration des
Gasangebots auf wenige Unternehmen entspricht.“ [Monopolkommission, 2010]
Letztendlich könnte sich daraus eine Situation ergeben, in der die dominierenden
Energiekonzerne
gegeneinander
nicht
nur
ausspielen
einzelne
können
Standorte,
und
sondern
dadurch
das
auch
ganze
politische
Länder
Ziel
der
Versorgungssicherheit in Gefahr gerät. Hier müssen die nationalen Energiepolitiker
wachsam sein und neben den Chancen, die die Liberalisierung und die so genannten
„nationalen Champions“ mit sich bringen, auch die Risiken und Gefahren dieser
Entwicklungen beobachten.
4.2
In
Energiewirtschaftliche Strategien im Länder
Ländervergleich
vergleich
Abschnitt
4.2
wird
untersucht,
ob
es
eine
energiewirtschaftlicher Strategien im Ländervergleich der nationalen Regierungen in
den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten gibt. Dazu werden in den ausgewählten EUMitgliedstaaten
nationale
energiepolitische
Zielsetzungen
in
Bezug
auf
den
zukünftigen Energiemix und in Bezug auf die zukünftigen Strominfrastrukturen
dargestellt. In die Darstellung fließen Ausbauziele in Bezug auf erneuerbare
Erzeugungskapazitäten,
fossile
Erzeugungskapazitäten
sowie
die
zukünftige
Kernenergienutzung, der Ausbau der transeuropäischen Netze, Regelungen zum
144/390
inländischen Netzausbau insbesondere im Zuge des Ausbaus Erneuerbarer Energien,
der Ausbau von Stromspeichern und daraus resultierende notwendige Investitionen ein.
Dabei werden aufgrund der hohen Bedeutung Erneuerbarer Energien im zukünftigen
Energiemix auch Anreiz-/Fördersysteme für Erneuerbare Energien in den ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten betrachtet. Basis für die Darstellung bildet die Auswertung
nationaler
Energiekonzepte
und
energiepolitischer
Strategiedokumente,
von
Koalitionsprogrammen der amtierenden Regierungen, der nationalen Aktionspläne
zum Ausbau Erneuerbarer Energien bis 2020 sowie der Monitoringberichte bzw.
National Reports der nationalen Regulierungsbehörden. Die Darstellung will eine
Einschätzung der Situation in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ermöglichen,
erhebt jedoch keinen Anspruch auf Vollständigkeit.
Ergänzend zu der Auswertung erfolgt eine Darstellung der Expertenmeinung erstens
zu notwendigen Erzeugungsinvestitionen, Investitionsanreizen und energiepolitischen
Maßnahmen
zur
Realisierung
Ausbaubedarf
der
Konkurrenzen
im zukünftigen
Ergebnisse
zur
nationalen
Beantwortung
der
nationalen
Infrastrukturen
EE-Ausbauziele,
sowie
Versorgungssystem.
der
Frage,
ob
drittens
zweitens
zu
zum
potenziellen
Eine Zusammenfassung
eine
der
energiewirtschaftlicher Strategien im Ländervergleich der nationalen Regierungen
wahrzunehmen ist, erfolgt abschließend im Rahmen eines Kurzfazits.
4.2.1
Zukünftiger Energiemix
In diesem Abschnitt werden nationale energiepolitische Zielsetzungen in Bezug auf den
zukünftigen Energiemix in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten dargestellt. Dazu
erfolgt
eine
Darstellung
der
grundsätzlichen
Ausrichtung
der
zukünftigen
Stromerzeugung, speziell der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien, fossilen
Energieträgern und Kernenergieanlagen sowie eine Einschätzung der zukünftigen
Versorgungssicherheit. Wie eingangs dargestellt, ermöglicht die Darstellung eine
Einschätzung der Situation in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten, erhebt jedoch
keinen Anspruch auf Vollständigkeit.
4.2.1.1. Deutschland
Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung: In Deutschland wird die zukünftige
energiepolitische Ausrichtung entscheidend durch das im September 2010 von der
konservativ-liberalen Bundesregierung verabschiedete Energiekonzept geprägt. Über
das Energiekonzept hat die Bundesregierung aus Christlich Demokratischer Union
Deutschlands
(CDU),
der
Christlich-Sozialen
Union
(CSU)
und
der
Freien
Demokratischen Partei (FDP) ihre im Koalitionsvertrag formulierte energiepolitische
Ausrichtung konkretisiert. Mit dem Energiekonzept formuliert die Bundesregierung
„Leitlinien für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung“,
145/390
beschreibt „den Weg in das Zeitalter der erneuerbaren Energien“ und strebt die
„Entwicklung
und
Umsetzung
einer
langfristigen,
bis
2050
reichenden
energiepolitischen Gesamtstrategie“ an. [Energiekonzept, 2010]
Gemäß Koalitionsvertrag und Energiekonzept sollen Erneuerbare Energien zukünftig
den Hauptanteil an der Energieversorgung in Deutschland übernehmen. Kernenergie
soll als Brückentechnologie zum Einsatz kommen. Darüber hinaus strebt die
Bundesregierung den kontinuierlichen Ersatz konventioneller Energieträger durch
alternative Energien und die Weiterentwicklung zu einem flexiblen Kraftwerkspark an.
[CDU, CSU, FDP, 2009], [Energiekonzept, 2010] Mit der im Zusammenhang mit dem
Energiekonzept beschlossenen Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke hat
die Bundesregierung eine zentrale Entscheidung für die Entwicklung des deutschen
Kraftwerksparks getroffen.
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Deutschland zählt zu den europäischen
Vorreiterländern im Hinblick auf den Ausbau Erneuerbarer Energien. 2008 betrug der
Anteil des EE-Stroms in Deutschland an der gesamten Stromnachfrage 15,1 %. Die
amtierende deutsche Regierung strebt an, den EE-Ausbau konsequent fortzuführen
und die Technologieführerschaft bei Erneuerbaren Energien auszubauen. Geplant ist
eine Steigerung des Anteils der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien am
Bruttostromverbrauch auf 35 % bis 2020 und 80 % bis 2050. Dabei strebt die
Regierung auch zukünftig einen stark diversifizierten regenerativen Strommix an.
[Energiekonzept, 2010] Gemäß EE-Aktionsplan sind insbesondere ein Ausbau der
installierten Solar PV-Anlagen und Windenergieanlagen geplant. [EE-Aktionsplan DE,
2010]
Die Förderung von EE-Strom ist in Deutschland im Wesentlichen durch das Gesetz für
den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) geregelt und wird in Form von festen
Einspeisetarifen
für
alle
EE-Technologien
differenziert
nach
Technologie
und
Anlagengröße für einen Zeitraum von 20 Jahren gewährt. [RES Legal DE/ Förderung,
2011] EE-Anlagen sind in Deutschland vorrangig an das Netz anzuschließen. Darüber
besteht für Netzbetreiber die Verpflichtung, den gesamten angebotenen EE-Strom mit
Vorrang
gegenüber
konventionellen
Erzeugungsanlagen
abzunehmen
und
zu
übertragen. [RES Legal DE, o.J.]
Um den geplanten Ausbau der Offshore-Windanlagen zu realisieren, hat die
amtierende
Regierung
gemäß
Energiekonzept
2010
die
Einführung
einer
Ausschreibung für Wind-Offshoreanlagen sowie die Auflage eines Sonderprogramms
„Offshore Windenergie“ der Kreditanstalt für Wiederaufbau mit einem Volumen von
insgesamt fünf Milliarden Euro zu Marktzinsen angekündigt. [Energiekonzept, 2010]
Im Solar PV-Segment haben attraktive Vergütungssätze in Deutschland - ähnlich wie in
Frankreich - in den vergangenen Jahren zu deutlichen Anlagenzuwächsen geführt, die
alle Regierungsprognosen übertrafen. Um den Anlagenneubau zu bremsen, hatte die
146/390
Bundesregierung
bereits
in
2010
zweimalige
Kürzungen
der
Solarförderung
vorgenommen. [photovoltaik, 2011a] Mitte März 2011 stimmte der Bundesrat einer
weiteren vorgezogenen Kürzung der Solarförderung in Deutschland zu. [photovoltaik,
2011b]
Gemäß ihrem 2010 verabschiedeten Energiekonzept plant die Bundesregierung im Jahr
2012 eine EEG-Novelle mit dem Ziel, die Markt- und Netzintegration Erneuerbarer
Energien durch verschiedene Instrumente zu stärken. Geplant ist u.a. die Einführung
eines Stetigkeitsbonus für virtuelle Kraftwerke oder eine optionale Marktprämie sowie
eine Verringerung der im EEG verankerten Boni. Darüber hinaus soll geprüft werden,
inwieweit sich die EE-Fördersysteme der EU-Mitgliedstaaten weiter koordinieren und
harmonisieren lassen. [Energiekonzept, 2010]
Stromerzeugung aus Kernenergie:
Kernenergie: In Deutschland wurde im Juni 2000 unter der
Regierung von SPD und Bündnis90/Die Grünen mit den Kernkraftwerksbetreibern die
geordnete Beendigung der Kernenergienutzung zur Stromerzeugung in Deutschland
vereinbart. [Eurostat, 2009] Die amtierende konservativ-liberale Regierung beschloss
auf Grundlage ihres Energiekonzepts eine Laufzeitverlängerung der 17 bestehenden
deutschen Kernkraftwerke um durchschnittlich 12 Jahre. Im Zusammenhang mit der
wurden
die
deutschen
Kernkraftwerksbetreiber
zu
Ausgleichszahlungen verpflichtet, die für den Ausbau Erneuerbarer Energien und die
Durchführung
von
[Bundesregierung,
Energieeffizienzmaßnahmen
2010],
[Energiekonzept,
verwendet
2010]
In
werden
Konsequenz
sollen.
aus
der
Nuklearkatastrophe in Japan hat die amtierende Regierung Mitte März 2011 über ein
Moratorium die Verlängerung der Laufzeiten der 17 deutschen Atomkraftwerke für drei
Monate ausgesetzt. [EurActiv, 2011c] Aufgrund der energiepolitischen Lage zum
Zeitpunkt der Bearbeitung der Studie (Anfang April 2011) ist unklar, ob und mit
welcher Ausrichtung die amtierende Regierung die Stromerzeugung aus Kernenergie in
Deutschland nach Beendigung des Moratoriums fortführen wird.
Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Im Bereich der fossilen Stromerzeugung
plant die Bundesregierung gemäß Energiekonzept 2010, den Neubau hocheffizienter
und CCS-fähiger fossiler Kraftwerke zu fördern, vorrangig Kraftwerke mit KWK.
Darüber
hinaus
werden
Ausgleichskapazitäten
ausreichende
angestrebt,
Investitionen
insbesondere
in
in
flexiblere
Gaskraftwerke. [Energiekonzept, 2010] Die Bundesnetzagentur
Reserve-
und
Kohle-
und
erwartet gemäß
Monitoringabfrage bis 2020 Außerdienststellungen von Kraftwerkskapazitäten in Höhe
von gut 9 GW. Diesen Außerdienststellungen stehen 14 GW aktuell im Bau befindliche
dargebotsunabhängige
Kraftwerksprojekte
(fossile
Energieträger
und
Biomasse)
gegenüber. Weitere Kraftwerkskapazitäten befinden sich in Planung. [BNetzA, 2010] Im
Bereich CCS strebt die Bundesregierung den Bau von zwei der zwölf EU-weit
förderfähigen CCS-Demonstrationsvorhaben an. [Energiekonzept, 2010] Das dafür und
147/390
für die dauerhafte Speicherung von CO2 in Deutschland notwendige CCS-Gesetz
befindet sich derzeit noch im Beratungsprozess und ist in der Öffentlichkeit und auch
innerhalb der Regierungsparteien sehr umstritten. Das von der Bundesregierung
beauftragte Gutachten zur Erarbeitung eines Energiekonzeptes bis 2050 rechnet mit
einer Verfügbarkeit der CCS-Technologie in Deutschland ab 2025. [iz Klima, 2010c]
Der Anteil der KWK an der Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung belief sich in
Deutschland im Jahr 2008 auf 12,5 %. [Eurostat, 2011] Bis zum Jahr 2020 soll der
KWK-Anteil an der Stromerzeugung verdoppelt werden auf 25 %. [BMWi, 2007b] Hierzu
plant die amtierende Regierung gemäß Energiekonzept die Förderung hocheffizienter
Kraftwerke vorrangig mit KWK sowie eine stärkere Biomasseverwertung in KWKAnlagen. [Energiekonzept, 2010]
Zukünftige Versorgungssicherheit: Hinsichtlich des Investitionsbedarfs und einer
möglichen Versorgungslücke im Stromsektor wurde in Deutschland bereits vor der
Verabschiedung des Energiekonzeptes eine kontroverse Debatte geführt. Die Deutsche
Energie-Agentur (dena) kam im Jahr 2008 zu dem Schluss, dass in Deutschland bereits
ab 2012 nicht mehr genügend gesicherte Kraftwerksleistung zur Verfügung stehe, um
die Jahreshöchstlast zu decken. Bis 2020 könnte trotz sinkendem Stromverbrauch eine
Differenz
von
11,7 GW
entstehen,
die
durch
eine
der
Kernenergienutzung lediglich verzögert würde. [dena, 2008] Andere Studien bspw. der
Deutschen Umwelthilfe, des Umweltbundesamtes oder von Greenpeace kommen
demgegenüber zu dem Ergebnis, dass bis 2020 keine Stromlücke zu erwarten ist und
ggf. sogar Überkapazitäten aufgebaut werden könnten24. [Bontrup/Marquardt, 2010]
Die Bundesnetzagentur kam in ihrem Monitoringbericht 2008 zu dem Schluss, dass
angesichts der bekannten Investitionsvorhaben grundsätzlich keine Probleme im
Hinblick auf die zukünftige Versorgungssicherheit bis 2020 zu erwarten sind und dass
die Lücke zwischen gesichertem und erforderlichem Zubau an Kraftwerkskapazitäten
geschlossen werden kann, sofern sich bei der Umsetzung der Investitionsvorhaben
keine
signifikanten
Verzögerungen
ergeben.
[BNetzA,
2008]
Auch
in
Ihrem
Monitoringbericht 2010 kommt die Bundesnetzagentur zu dem Ergebnis, dass
unabhängig von den Entwicklungen im Bereich der Kernenergie von einem weiterhin
hohen Niveau erzeugungsseitiger Versorgungssicherheit im Zeitraum bis 2012
ausgegangen werden kann, sofern alle im Bau befindlichen fossilen Kraftwerke
realisiert werden. Gleichzeitig betont die Bundesnetzagentur jedoch, dass zum
Zeitpunkt der Datenerhebung für den Monitoringbericht aufgrund der Diskussion über
die Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke „keine verlässlichen Daten zu
den geplanten Außerdienststellungen der Kernkraftwerke mit einer Gesamtleistung von
24
Eine übersichtliche Darstellung über die Kontroverse über eine mögliche Versorgungslücke in
Deutschland findet sich in [Bontrup/Marquardt, 2010, S. 135 ff]
148/390
20,5 GW vorlagen“. Daher kann im Rahmen des Monitoringberichts „zur Entwicklung
der dargebotsunabhängigen Kraftwerksleistung in Deutschland und damit zur
Entwicklung der erzeugungsseitigen Versorgungssicherheit keine detaillierte Aussage
für die nächsten Jahre getroffen werden“. Vielmehr bleibe abzuwarten, „wie sich die
Ergebnisse der Monitoringabfrage durch Beschlüsse zur Laufzeitverlängerung von
Kernkraftwerken zukünftig ändern werden.“ [BNetzA, 2010]
[Bontrup/Marquardt, 2010] erwarten, dass in Deutschland in den nächsten Jahren
deutlich über 100 Milliarden Euro an Investitionen in den Kraftwerkspark anstehen und
dass durch die Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke dieser Ersatzbedarf lediglich
über das Jahr 2020 hinaus gestreckt werde. Allein der Ausbau der OffshoreWindkapazitäten in Höhe von 10 GW bis 2020 geht mit einem geschätzten
Investitionsvolumen von bis zu 30 Milliarden Euro in Deutschland einher. [WAB, 2011]
4.2.1.2. Frankreich
Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung:
Stromerzeugung: In Frankreich stellt die Langfristplanung
für den Elektrizitätssektor (La programmation pluriannuelle des investissements de
production électrique - PPI) die Grundlage für die Festlegung der zukünftigen
Investitionsziele in Frankreich dar. Die Kompetenz für die Investitionsplanung für die
französische Elektrizitätswirtschaft wurde mit dem Gesetz vom 10. Februar 2000 25
vom Energieunternehmen EDF auf die französische Regierung übertragen. Alle
wesentlichen Akteure der Elektrizitätswirtschaft sind in diesen Planungsprozess eng
eingebunden. Zentrale Elemente der französischen Investitionsplanung sind eine
Referenzkostenstudie
französischen
des
zuständigen
Ministeriums
Übertragungsnetzbetreibers
RTE
über
und
eine
Analyse
des
das
Gleichgewicht
von
Stromerzeugung und Verbrauch. Zudem werden sonstige politische Zielsetzungen, wie
die Einhaltung bestimmter Emissionsziele und damit zusammenhängend die Förderung
erneuerbarer
Energieerzeugung
oder
nachfrageseitige
Maßnahmen
in
der
Langfristplanung (PPI) mitberücksichtigt. [Ess et al., 2010]
Die aktuelle Langfristplanung für den Elektrizitätssektor für die Periode 2009 bis 2020
wurde im Juli 2008 durch die französische Regierung herausgegeben. Seit Demgemäß
stehen die zukünftige Senkung der CO2-Emissionen in der Stromerzeugung und die
Forcierung des EE-Ausbaus an erster Stelle hinsichtlich der Entwicklung der
französischen Erzeugungskapazitäten [CRE, 2010b] Im Bereich der Grundlastversorgung stellt der Ausbau von Kernkraftwerken auch zukünftig die wesentliche
Technologie dar. Im Bereich der thermischen Kraftwerke sieht die Langfristplanung den
Ersatz alter Kohlekraftwerken durch neue GuD-Kraftwerke vor. [PPI, 2008]
25
Loi du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité
149/390
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Im Jahr 2007 wurde in Frankreich mit
dem französischen Umweltabkommen „Grenelle de lènvironnement“ in groben Zügen
die
Orientierungen
der
Regierungspolitik
für
Umweltfragen
und
nachhaltige
(Energie)Entwicklung der kommenden fünf Jahre definiert. [Grenelle, 2010] Mit der
Investitionsplanung
für
den
Elektrizitätssektor
aus
dem
Jahr
2008
wurden
technologiespezifische Zielwerte für den EE-Ausbau in Frankreich bis zum Jahr 2020
festgelegt. Dabei verfolgt die französische Regierung das Ziel, Frankreich zum
Weltmarktführer im Bereich der Erneuerbaren Energien zu machen. [idw, 2009] Gemäß
PPI ist der Ausbau regenerativer Erzeugungskapazitäten ohne Wasserkraft auf gut
13 GW im Jahr 2012 und auf 32,7 GW im Jahr 2020 geplant, dabei sollen insbesondere
Windkraftanlagen sowie solare Erzeugungsanlagen ausgebaut werden. Die OffshoreWindkapazitäten sollen im Jahr 2020 6 GW betragen. [PPI, 2008]
Die Förderung von EE-Strom erfolgt in Frankreich auf nationaler Ebene insbesondere
über eine Preisregelung in Form einer festen Einspeisevergütung und über steuerliche
Regelungsmechanismen.
[RES
Legal
FR,
o.J.]
Grundsätzlich
werden
über
die
Einspeisevergütung alle EE-Technologien gefördert. Für die meisten Technologien wird
die Förderung jedoch nur für Anlagen bis zu einer installierten Leistung von 12 MW
gewährt. Um die Ausbauziele der staatlichen Investitionsplanung zu erfüllen, werden
zudem staatliche Ausschreibungen durchgeführt. [RES Legal FR/ Förderung, 2011] Im
Netzbereich ist keine Privilegierung von EE-Anlagen gegenüber konventionellen
Anlagen vorgesehen. [RES Legal FR/ Netzfragen, 2011]
Mit der Investitionsplanung für den Elektrizitätssektor aus dem Jahr 2008 gab die
französische Regierung die Strategie aus, Frankreich zum Weltmarktführer im Bereich
Erneuerbarer Energien zu machen. [idw, 2009] Diese Strategie wird aus Sicht der
Bearbeiter derzeit insbesondere in den Segmenten solar PV und Offshore-Windenergie
konsistent umgesetzt.
Um den Ausbau von Offshore-Windenergieanlagen zu beschleunigen, hat die
französische Regierung Ende September 2010 eine erste Ausschreibung für die
Errichtung von Offshore-Windenergieanlagen gestartet mit einer Gesamtleistung von
3 GW. Die Ankündigung erfolgte im Rahmen des „Entwicklungsprogramms für die
Offshore-Windenergie des Grenelle Environnement“. Das Programm beruht auf einer
abgestimmten Planung, einem vereinfachten Rechtsrahmen und Ausschreibungen zum
Anlagenbau. Die Fokussierung der Ausschreibungen auf zuvor festgelegte Standorte
soll eine „nachhaltige Entwicklung bei größerer Akzeptanz“ ermöglichen. [idw, 2010b]
Das Ministerium für Energie und Ökologie hofft auf Investitionen von 15 bis 20
Milliarden Euro. Das Programm ist langfristig angelegt, der Bau der Windanlagen ist
nicht vor 2015 geplant. Die französische Regierung strebt mit der Ausschreibung an,
nicht nur die Möglichkeiten der Stromerzeugung auszubauen, sondern auch einen
Offshore-Industriezweig zu entwickeln. [idw, 2010c]
150/390
Im PV-Bereich haben neue Vergütungstarife des französischen Umweltministeriums im
Jahr 2010 zu einem Installationsboom geführt. [idw, 2010a] In Folge hat die
französische Regierung im März 2011 ein neues Tarifdekret für Solarstrom erlassen.
[IWR, 2010a] Demnach wird die neue Grenze für die Tarifstruktur zukünftig bei
100 kWp
liegen.
Für
Anlagen
über
100 kWp
plant
die
Regierung
künftig
Ausschreibungen, um die jährlichen PV-Zubauziele zu erreichen. Für Anlagen unter
100 kWp
gelten
zukünftig
schwankende
PV-Tarife,
die
alle
drei
Monate
in
Abhängigkeit von der jeweiligen Projektanzahl angepasst werden. Spätestens 2012 will
die französische Regierung die Auswirkungen der neuen PV-Regelungen überprüfen.
[IWR, 2011a]
Kernenergie: In Frankreich hat das Parlament am 13. Juli 2005 ein
Gesetz über die Ausrichtung der Energiepolitik verabschiedet, das der Kernenergie
auch für die Zukunft eine Schlüsselrolle zuweist. [Areva, 2009a] Gemäß aktuellem PPI,
stellt im Bereich der Grundlastversorgung der Ausbau von Kernkraftwerken weiterhin
die wesentliche Technologie dar. Bis zum Jahr 2020 ist die Installation von zwei
Kernkraftwerksblöcken an den Standorten Flamanville und Penly mit einer NettoLeistung von jeweils 1.600 MW geplant. Der Bau der neuen Kraftwerke soll zum einen
die Versorgungssicherheit im Endkundensegment erhöhen und zum anderen dem
Wissensaufbau für einen zukünftigen Ausbau dieser Technologie als Ersatz der alten
Kernkraftwerke dienen. [PPI, 2008] Die Ausbauplanungen der französischen Regierung
werden durch den staatlichen Energieversorger EdF gestützt. [Prognos, 2009]
Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Die französische Regierung strebt gemäß
PPI an, auch zukünftig einen ausreichenden thermischen Kraftwerkpark für den
Mittellastbetrieb zu erhalten. Zur Erreichung der nationalen Emissionsziele ist die
Außerbetriebnahme
einer
Reihe
von
Kohlekraftwerken
vorgesehen.
Diese
soll
insbesondere durch den Bau neuer Gaskraftwerken kompensiert werden. [PPI, 2008]
Bis zum Jahr 2015 sollen 50 % der Kohlekraftwerke durch Gaskraftwerke ersetzt
werden. Zudem ist der Neubau von Kohlekraftwerken nur mit CCS-Technologien
vorgesehen. [Gouvernement, 2009]
Im Hinblick auf die Nutzung von CCS-Technologien hatte Total bereits 2009 ein CCSProjekt an einem bestehenden Gaskraftwerk in Lacq (Südwesten Frankreichs) gestartet.
Die Anlage hat Anfang 2010 ihren Betrieb aufgenommen und ist das erste europäische
CCS-Projekt, bei der die CCS–Technologie entlang der gesamten Prozesskette zum
Einsatz kommt. [IZ Klima, 2010d] Auch EDF will mit den Unternehmen Alstom und
Veolia Environment ein CCS-Demonstrationsprojekt am Standort Le Havre starten. Ein
Viertel der Gesamtkosten in Höhe von 22 Millionen Euro wird dafür aus Mitteln der
französischen Umwelt- und Energieagentur bereitgestellt. [IZ Klima, 2010e]
Der KWK-Anteil an der Brutto-Gesamtelektrizitätsversorgung lag in Frankreich 2008
bei gut 3 %. [Eurostat, 2011] Damit blieb Frankreich unter den Erwartungen der EU von
151/390
4 % zurück. [Fabregat, 2008] Gemäß PPI rechnet die französische Regierung damit,
dass sich der Anteil der installierten KWK-Kapazitäten bis 2015 auf einem
gleichbleibenden Level halten wird. [GDER, 2007]
Zukünftige Versorgungssicherheit:
Versorgungssicherheit: In seiner „Gleichgewichtsanalyse“ aus dem Jahr
2009 kommt RTE zu dem Ergebnis, dass bis zum Jahr 2015 ein Investitionsbedarf von
5.000 MW über den derzeit installierten und sich in Bau befindlichen Kapazitäten
entstehen wird. 26 Ursächlich hierfür ist die Einhaltung von Emissionszielen, in deren
Folge die Außerbetriebnahme mehrerer alter thermischer Kraftwerke geplant sind. Bis
zum Jahr 2020 beläuft sich der Investitionsbedarf gemäß RTE auf 12 GW und bis zum
Jahr 2025 auf 16 GW [RTE, 2009]. Zum Ersatz der Kapazitäten sieht die französische
Regierung großes Entwicklungspotenzial für GuD-Anlagen. [PPI, 2008] Nach [Ess et al,
2010] wurden bereits 20 neue GuD-Anlagen mit einer Leistung von jeweils 400 bis
450 MW genehmigt, wovon sich zehn Anlagen im Bau befinden. Zudem sind drei
ölbetriebene Gasturbinen mit einer Kapazität von insgesamt 550 MW im Bau, die im
Bereich der Spitzenlastkraftwerke als Alternative zur Erzeugung von Spitzenenergie
durch Speicherkraftwerke zum Einsatz kommen sollen. [PPI, 2008] Da die Vermeidung
von Emissionen für diese Anlagen jedoch sehr kostenintensiv und nur im beschränkten
Ausmaß möglich ist, ist die zukünftige Anwendung dieser Technologie gemäß [Ess et al,
2010] sehr stark vom Gesetzgebungsrahmen im Bereich der fossilen Stromerzeugung
abhängig.
4.2.1.3. Großbritannien
Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung: In Großbritannien wurden bereits im
Jahr 2009 unter der Labour-Vorgängerregierung mit dem UK Low Carbon Transition
Plan die Weichen für die zukünftige Energieversorgung gestellt. Zielsetzung des Low
Carbon Transition Plan ist es, die nationalen CO2-Emissionen zu reduzieren und den
Übergang in ein Low Carbon-Land zu schaffen. Mit dem Climate Change Act setzte
Großbritannien als erstes Land weltweit rechtlich verbindliche „Carbon budgets”.
Zielsetzung ist es, die nationalen CO2-Emissionen bis 2020 um 34 % und bis 2050 um
80 % zu reduzieren. Als Umsetzungsmaßnahmen sind Investitionen in Energieeffizienz
und
„Clean-energy“-Technologien
vorgesehen,
worunter
EE-Technologien,
Kernenergie und CCS-Technologien verstanden werden. Bis zum Jahr 2020 soll die
nationale Stromerzeugung zu 40 % aus diesen Quellen generiert werden. [DECC, 2009]
Die Mitte 2010 gebildete Koalitionsregierung aus Konservativen und Liberalen
bestätigte in ihrem Koalitionsprogramm die Notwendigkeit, Maßnahmen gegen den
Klimawandel einzuleiten. Gemäß Koalitionsprogramm plant die Regierung u.a. die
26
Der Investitionsbedarf wurde durch RTE gemäß [Ess et al., 2010] unter der Annahme des Basisszenarios
für die Elektrizitätsnachfrage und des derzeit wahrscheinlichsten Szenarios für den Ausbau an
Erzeugungskapazitäten ermittelt.
152/390
(Energie)Wirtschaft zu „Dekarbonisieren“ und den Ausbau von EE-Technologien und
damit verbundenen Arbeitsplätzen zu unterstützen. Um Investitionen in Low CarbonEnergien zu fördern, sollen die Energiemärkte reformiert werden. Zudem ist ein
jährlicher Energiebericht an das Parlament geplant, um die strategische Ausrichtung
der Energiepolitik zu bestimmen und Investitionen zielgerichtet zu lenken. [HM
Government, 2010]
Mit dem Carbon Plan hat Großbritanniens Energie- und Klimaminister Anfang März
2011 ein Entwurfskonzept für die zukünftige energiepolitische Ausrichtung des Landes
vorgelegt und die Ziele des UK Low Carbon Transition Plans bestätigt. Der Plan
beinhaltet Maßnahmen, um die nationalen Ziele im Bereich Energieeffizienz, CO2Reduktion und EE-Ausbau über eine „Dekarbonisierungspolitik“ zu erreichen. Im
Hinblick auf die zukünftige Stromversorgung plant die britische Regierung einen
Wandel weg von einer Versorgung auf Basis fossiler Energieträger hin zu einer Low
Carbon-Versorgung
durch
Erneuerbare
Energien
und
den
Aufbau
neuer
Atomkraftwerke. Im Bereich Kernenergie soll der Aufbau neuer Erzeugungsanlagen bis
zum Jahr 2018 ohne öffentliche Förderung ermöglicht werden. Die Stromerzeugung
aus Erneuerbaren Energien soll im gesamten Land vorangetrieben werden. Im Bereich
der Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern wird ein starker Ausbau von CCSTechnologien anvisiert. Die Vorlage des endgültigen Carbon Plans ist für Herbst 2011
geplant. [DECC, 2011]
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Die regenerative Stromerzeugung in
Großbritannien wird aktuell durch einen Mix aus Windenergie (vor allem Onshore-WEA),
Biogas
(einschließlich
Deponie-
und
Klärgas),
fester
Biomasse
und
großen
Wasserkraftwerken bestimmt. Die EE-Ausbauziele bis 2020 wurden über den
nationalen
EE-Aktionsplan
im
Jahr
2010
spezifiziert.
Gemäß
nationalem
EE-
Aktionsplan sollen 2020 gut 30 % der Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen
stammen. Die Erzeugungskapazitäten sollen von gut 9 GW im Jahr 2010 auf gut 38 GW
im Jahr 2020 ausgebaut werden. Geplant ist, insbesondere Offshore-Windanlagen, die
marine Energieerzeugung sowie die Nutzung anärober Gärung als neue EETechnologien zu fördern und zu entwickeln. [EE-Aktionsplan GB, 2010]
Zur Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien hat die britische
Regierung im Elektrizitätsmarkt mit den Renewable Obligation Zertifikaten und den
Feed-in
Tarifen
für
kleine
zwei
zentrale
finanzielle
Förderinstrumente etabliert. Während das Quotenfördersystem das Hauptinstrument
für die Förderung großer regenerativer Erzeugungsanlagen darstellt, wird mittels der
Feed-in Tarife die Entwicklung zusätzlicher kleiner Erzeugungskapazitäten gefördert.
[DECC, o.J.] Im Bereich der Netze ist kein Vorrang Erneuerbarer Energien gegenüber
konventionellen Erzeugungsanlagen vorgesehen. [RES Legal GB/ Netzfragen, 2009]
153/390
Der technologieabhängige Einspeisetarif für Strom aus CO2-armer Energieerzeugung
aus Kleinanlagen mit einer Leistung bis zu fünf MW eingeführt wurde zu April 2010
von der britischen Regierung eingeführt. Gefördert werden insbesondere Solaranlagen,
Windturbinen
und
Kleinwasserkraftwerke.
Der
Tarif
wird
Privatpersonen,
Organisationen und Unternehmen für deren gesamte Stromerzeugung garantiert und
ist insbesondere zur Unterstützung dezentraler Stromerzeugung aus Kleinanlagen in
Haushalten, Gemeinden und kleinen (Handwerks)Unternehmen gedacht. [dena, 2010a]
Die Einführung der Einspeisetarife für Kleinanlagen hat bereits in kurzfristiger
Perspektive zu
einem starken Investitionsanstieg geführt. Nach
Angaben
der
Regulierungsbehörde Ofgem wurden in den ersten sechs Monaten seit Einführung der
Einspeisetarife für Kleinanlagen 11.370 neu installierte Regenerativanlagen mit einer
Leistung von etwa 44 MW gezählt. Beim Zubau entfallen 10.552 Anlagen auf die
Photovoltaik, 114 Anlagen auf die kleine Wasserkraft, 699 auf die Windenergie sowie
fünf
auf
Mikro-KWK-Anlagen.
Bis
Mitte
November
2010
stieg
die
Anzahl
Neuinstallationen auf rund 15.000 Systeme an. [IWR, 2011c] Bis Anfang Februar 2011
wurden mehr als 21.000 Neuinstallationen vornehmlich im Haushaltsbereich gezählt.
[IWR, 2011d] Um festzustellen, ob eine Fehlvergabe der Mittel vorliegt, kündigte die
britische Regierung eine vorgezogene Überprüfung der neuen Einspeisetarife bis Ende
2011 an. Die britische Regierung befürchtet, dass die Förderung für die dezentrale
Elektrizitätserzeugung potenziell auch in kommerzielle Solarparks fließen könnte. Die
aktuellen Tarife werden jedoch unabhängig vom Prüfungsergebnis bis zum regulär
geplanten Prüfungstermin in April 2012 gültig bleiben. Jegliche Tarifänderungen
werden ausschließlich zukünftige Anlagen betreffen. [IWR, 2011d]
Um stabilere Investitionsanreize in den Aufbau von EE-Kapazitäten zu schaffen, erwägt
die amtierende Regierung gemäß Koalitionsvertrag zudem die Einführung eines
vollständigen Einspeisetarifsystems neben dem System der Renewables Obligation
Zertifikate. [HM Government, 2010] Gemäß Entwurfskonzept zum Carbon Plan strebt
die britische Regierung ein “contract for difference”-Modell 27 für emissionsarme
Stromerzeugungsanlagen an, um die Endverbraucherkosten zu kontrollieren, stabile
Renditen für Investoren zu schaffen und Marktanreize zur Stromerzeugung bei hoher
Stromnachfrage
zu
setzen.
Aufgrund
des
komplexen
Designs
und
aus
Implementationsgesichtspunkten denkt die Regierung jedoch auch über ein „Premium
Feed-in Tarif“-Modell28 als Alternative nach. [DECC, 2011]
27
Das “contract for difference”-Modells garantiert EE-Stromerzeugern einen sicheren Preis für den
erzeugten Strom, während die Regierung den Differenzbetrag zwischen dem vereinbarten Preis und dem
aktuellen Marktpreis trägt.
28
Im Rahmen eines “Premium Feed-in Tarif“-Modells erhalten EE-Stromerzeuger eine festgelegte
Vergütung zusätzlich zum Marktpreis des von ihnen erzeugten Stroms.
154/390
Um Investitionen ausländischer Investoren im britischen Stromsektor zu fördern hat UK
Trade & Investment (UKTI) zusätzlich zu den bisher aufgeführten Maßnahmen
Rahmenbedingungen
für
Investitionen
in
Low
Carbon-Erzeugungstechnologien
entwickelt, mit der Zielsetzung, ausländischen Investoren die interessantesten
Investitionsmöglichkeiten in Großbritannien in kurz- bis mittelfristiger Perspektive
anzubieten und ihre Investitionstätigkeit nach Großbritannien zu verlagern. [DECC,
2011]
Vor dem Hintergrund der Lizenzvergaberunde „Round 3" der Liegenschaftsverwaltung
Crown Estate für Offshore-Areale in britischen Hochseezonen ist in Großbritannien in
den kommenden Jahren insbesondere mit einem Boom im Bereich der OffshoreWindenergie zu rechnen. Die Ausschreibungsgewinner können in neun Hochseezonen
in den kommenden zwei Jahrzehnten bis zu 32 GW an Offshore-Windkraftkapazitäten
entwickeln. Die Investitionssumme wird auf bis zu 80 Milliarden Pfund geschätzt. Zu
den Bietern gehören auch deutsche Unternehmen wie E.ON UK, RWE Npower
Renewables, Siemens Project Ventures sowie Hochtief. Begleitend dazu planen derzeit
etliche
große
ausländische
Unternehmen
Investitionen
in
den
Aufbau
von
Produktionstandorten für Windenergieanlagen. [IWR, 2011b]
Stromerzeugung aus Kernenergie: Großbritannien gehörte in den 1950er und 1960er
Jahren zu den Pionierländern der Kernenergie, sah seine Energieversorgung jedoch
durch reiche Öl- und Gasfunde in der Nordsee in den 1970er Jahren über fossile
Kraftwerke gesichert. [Areva, 2009a] Seit 2004 arbeiteten verschiedene britische
Folgeregierungen jedoch daran, den Bau neuer Kernkraftwerke aus Gründen der
Versorgungssicherheit und des Klimaschutzes zu ermöglichen bzw. zu erleichtern.
Anfang 2008 gab die Labour-Vorgängerregierung bekannt, dass sie in den nächsten
20 Jahren den Bau von 30 bis 35 GW Kernkraftwerksleistung für erforderlich hält. [HM
Government, 2008] Im Rahmen des UK Low Carbon Transition Plan aus dem Jahr 2009
bestätigte die Vorgängerregierung ihre Zielsetzung, den Aufbau neuer nuklearer
Planungs-
und
in
Großbritannien
Genehmigungsverfahren.
zu
erleichtern,
Dazu
ermittelte
durch
und
Straffung
der
versteigerte
die
Regierung Standorte für den Aufbau neuer nuklearer Kraftwerkskapazitäten bis 2025.
[DECC, 2009]
Die Versteigerung der Kernkraftwerkstandorte durch die britische Atombehörde NDA
stieß bei europäischen Energieunternehmen auf großes Interesse. U.a. erklärten
GDF Suez, EDF, Iberdrola, RWE und E.ON ihr Interesse, sich an Neubauprojekten in
Großbritannien zu beteiligen. [Handelsblatt-online, 2009] E.ON und RWE schlossen für
den Neubau britischer Kernkraftwerke ein Kernkraft-Joint-Venture. Die beiden
deutschen Konzerne wollen in Großbritannien gemeinsam Kernkraftkapazitäten von
mindestens 6.000 MW bauen und haben im April 2009 zwei Standorte (Wylfa und
Oldbury) ersteigert. [Handelsblatt-online, 2009], [RWE Npower, o.J.] Im Oktober 2009
155/390
kaufte Iberdrola-GDF Suez-Scottish & Southern 190 ha Land nördlich von Sellafield
und plant dort einen Reaktor mit bis zu 3.600 MW. Baubeginn ist für 2015 vorgesehen.
[Areva,
2009a],
[WNA,
2010]
Die
französische
EDF
übernahm
den
Kernkraftwerksbetreiber der meisten aktuellen Reaktoren British Energy, an dessen
Standorten neue Anlagen am einfachsten zu bauen sind. Derzeit sind vier EPR
Reaktoren von EDF Energy in Sizewell/Suffolk und Hinkley Point/ Somerset in Planung.
[Areva, 2009a], [Handelsblatt-online, 2009], [WNA, 2010]
Die seit Mai 2010 amtierende Regierungskoalition aus Konservativen und Liberalen hat
trotz
grundsätzlicher
Kernenergieanlagen
Ablehnung
einen
der
Liberalen
Kompromiss
zur
gegenüber
zukünftigen
dem
Neubau
von
Kernenergienutzung
geschlossen. Der Regierungsvertrag erlaubt der Regierung, das National Planning
Statement zur Ratifikation ins Parlament einzubringen, um darüber den Bau neuer
Kernkraftwerke zu ermöglichen. Grundlage hierfür ist jedoch, dass sich die Regierung
nicht an der Finanzierung neuer Kernkraftwerke beteiligen und keine steuerlichen
Anreize setzen wird. [Areva, 2009b], [HM Government, 2010] Im Rahmen des Anfang
März vorgelegten Carbon Plan-Entwurfs bestätigte die amtierende Regierung ihre
kernenergiepolitischen Zielsetzungen. [DECC, 2011]
Stromerzeugung
aus
fossilen
Energieträgern:
Die
Mitte
2010
gebildete
Koalitionsregierung aus Konservativen und Liberalen hält die weitere Nutzung fossiler
Brennstoffe in mittelfristiger Perspektive für notwendig, um einerseits ausreichende
Reservekapazitäten im nationalen Markt vorzuhalten und eine sichere und bezahlbare
Energieversorgung in Großbritannien sicherzustellen und um andererseits ausreichend
Regelenergie im nationalen Markt zur Verfügung zu haben, um die fluktuierende
Stromerzeugung großer dargebotsabhängiger EE-Kapazitäten ausgleichen zu können.
[DECC,
2011]
Dazu
plant
die
Regierung
gemäß
Koalitionsprogramm
und
Entwurfskonzept des Carbon Plan vier zentrale Maßnahmen. Erstens plant die
Regierung einen Mindestpreis für CO2-Emissionen für Stromerzeuger einzuführen.
Durch die Anhebung der Preise und die damit verbundene Verteuerung der fossilen
Stromerzeugung sollen Investitionsanreize für CCS-Technologien gesetzt werden.
Zudem soll über diese Maßnahme in langfristiger Perspektive bezüglich der
zusätzlichen Kosten für den Betrieb „umweltbelastender“ Kraftwerke mehr Sicherheit
geschaffen werden. Zweitens will die Regierung durch gezielt ausgerichtete Zahlungen
zum einen für Bau und Bereitstellung von flexiblen Reservekraftkwerken als „Back-upSystem“
für
Stromerzeugung
die
und
steigende
intermittierende
zum
für
anderen
und
Maßnahmen
unflexible
zur
regenerative
Nachfragereduktion
(„Negawatts“) die Versorgungssicherheit erhöhen. Drittens plant die Regierung einen
Emissionsleistungsstandard einzuführen, der die CO2-Emissionen fossiler Kraftwerke
limitiert und verhindert, dass neue Kohlekraftwerke nicht CCS-ready gebaut werden.
Und viertens strebt die Regierung an, CCS-Technologien im Bereich der fossilen
Stromerzeugung auszubauen und Investitionen im CCS-Sektor mit öffentlichen
156/390
Fördergeldern
zu
unterstützen.
Geplant
ist,
bis
zu
vier
inländische
CCS-
Demonstrationsprojekte zu fördern. Die britische Regierung hat bereits angekündigt,
bis zu einer Milliarde Pfund an Finanzierung bereit zu stellen für die erste
wirtschaftlich betriebene großtechnische CCS-Anlage. Bis Mai 2012 will die Regierung
den Auswahlprozess für die Festlegung weiterer regierungsseitig zu fördernder CCSProjekte abschließen. [DECC, 2011], [HM Government, 2010] Bereits 2007 hatte die
Vorgängerregierung einen Wettbewerb durchgeführt, um eines der weltweiten ersten
CCS- Demonstrationsprojekte in Großbritannien zu realisieren. [DECC, 2009]
Zusätzlich dazu will die britische Regierung Investitionen in hocheffiziente KWKAnlagen
im
Bereich
der
Stromerzeugung
durch
eine
Fortführung
der
Ausnahmeregelung von der britischen Klimaschutzabgabe fördern. [DECC, 2009] Der
Anteil
der
KWK
an
der
Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung
belief
sich
in
Großbritannien in den Jahren 2007 und 2008 auf 6,4 %. [Eurostat, 2011] Weder die
Vorgängerregierung noch die amtierende Regierung nennen konkrete Ausbauziele für
den zukünftigen Anteil KWK-Strom.
Zukünftige Versorgungssicherheit: Gemäß Carbon Plan besteht im Hinblick auf den
britischen Stromerzeugungspark hoher Investitionsbedarf, dadurch dass ein Großteil
der
bestehenden
Erzeugungsanlagen
altersbedingt
oder
aufgrund
erhöhter
Emissionsvorgaben vor seiner Außerbetriebnahme steht. [DECC, 2011] Bereits im
Rahmen ihres Low Carbon Transition Plan kommt die britische Vorgängerregierung zu
dem Ergebnis, dass bis 2018 etwa 16 Kraftwerke außer Betrieb gehen werden, die in
Summe etwa 25 % (18 GW) der inländischen Erzeugungskapazitäten darstellen. Der
Ersatz
dieser
vom
Netz
gehenden
und
der
Aufbau
ausreichender Reservekapazitäten werden mit einem signifikanten Investitionsbedarf
verbunden sein. Die amtierende Regierung geht davon aus, dass der Umbau des
britischen Stromerzeugungssystems bis 2020 Investitionen in Höhe von mindestens
110 Milliarden Pfund in den Kraftwerkspark sowie Übertragungs- und Verteilnetze
erfordern wird. [DECC, 2011]
Gemäß Low Carbon Transition Plan befanden sich im Jahr 2008 bereits Investitionen in
Stromerzeugungskapazitäten mit einem Umfang von 20 GW in Konstruktion oder im
Planungsstatus. Diese beinhalten die Konstruktion von 2 GW Erzeugungskapazitäten,
die zeitnah fertig gestellt werden und ans Netz gehen können, sowie weiteren 8 GW
Erzeugungskapazitäten, die sich aktuell im Aufbau befinden. Zusätzlich dazu liegen für
Kapazitäten mit einem Umfang von 10,5 GW Baugenehmigungen und Zusagen zum
Netzanschluss vor. Weitere 7,5 GW befinden sich im Genehmigungsverfahren in
England und Wales. [DECC, 2009]
Der National Report 2010 der britischen Regulierungsbehörde Ofgem bestätigt diese
Entwicklung und verdeutlicht darüber hinaus, dass die zukünftigen britischen
Stromerzeugungskapazitäten
157/390
stark
auf
Gaskraftwerken
und
regenerativen
Erzeugungskapazitäten basieren werden. Erwartet wird bis 2016/2017 ein Zubau von
Gaskraftwerken von gut 17 GW, regenerativer Erzeugungskapazitäten im Umfang von
knapp
13,5 GW
sowie
von
knapp
2 GW
nuklearer
Erzeugungskapazitäten.
Demgegenüber wird im gleichen Zeitraum mit einem Rückgang von kohle - und
ölbasierten Erzeugungskapazitäten in Höhe von gut 7 GW gerechnet. Im Bereich
regenerativer Erezeugungskapazitäten ist insbesondere mit einem starken Zuwachs
von Windkraftkapazitäten zu rechnen. Gemäß Ofgem wurden für Onshore- und
Offshore-Windenergiekapazitäten im Umfang von 10,6 GW Genehmigungen bereits
erteilt oder stehen aus. Diese Anlagen befinden sich jedoch noch nicht im Bau. Im
Bereich von GuD-Kraftwerken liegt dieser Wert bei 7,7 GW. [Ofgem et al., 2010]
4.2.1.4. Niederlande
Ausrichtung
der
zukünftigen
Vorgängerregierung
aus
Stromerzeugung:
zwei
In
den
christdemokratischen
Niederlanden
Parteien
(CDA,
hat
CU)
die
und
Sozialdemokraten (PvdA) drei zentrale Strategiedokumente zur zukünftigen Ausrichtung der niederländischen Energiepolitik bis 2020 herausgegeben. Das Arbeitsprogramm „Nieuwe Energie voor het Klimaat, Werkprogramma Schoon en Zuinig“ aus dem
Jahr 2007 verdeutlicht die klimaund energiepolitischen Zielstellungen für die
Niederlande bis zum Jahr 2020. [VROM, 2007] Zusätzlich dazu beschreibt der
Energierapport 2008 das angestrebte Energiekonzept der Niederlande und gibt
diesbezüglich verschiedene Szenarien an. [EZ, 2008] Der Referenzrahmen Energie und
Emmissionen (Referentieraming energie en emissie 2010-2020) beschreibt den
wahrscheinlichen Energieverbrauch sowie die zukünftigen Energiekapazitäten und den
daraus resultierenden Treibhausgasausstoß bis zum Jahr 2020. [ECN, 2010]
Gemäß Arbeitsprogramm „Schoon en Zuinig“ strebte die Vorgängerregierung im
Hinblick auf den zukünftigen Strommix einen konsequenten Ausbau der regenerativen
Stromerzeugung an, insbesondere im Bereich Onshore- und Offshore-Windenergie.
Fossile Kraftwerke sollten weiter zum Einsatz kommen. Um die CO2-Emissionen zu
reduzieren,
plante
die
Vorgängerregierung
die
Umstellung
von
Kohle-
auf
Gaskraftwerke und den Ausbau von CCS-Technologien. Über das Programm „Schoon
en Zuinig“ schloss die Vorgängerregierung zudem den Bau neuer Kernkraftwerke im
Rahmen der letzten Regierungsperiode aus und gab an, dass Kernenergie auch in
Zukunft keine optimale Lösung zur Erreichung der energiepolitischen Ziele liefere.
[VROM, 2007]
Nach dem Bruch der Regierungskoalition am 20.02.2010, fanden am 09.06.2010
vorgezogene Neuwahlen statt. Seit Oktober 2010 regiert in den Niederlanden eine
Minderheitsregierung zwischen den Liberalen (VVD) und den Christdemokraten unter
Duldung der rechtspopulistischen Partei für Freiheit (PVV) von Geert Wilders. Aufgrund
der energiepolitischen Ausrichtung der aktuellen Regierung kann nicht von einer
konsequenten
Fortführung
der
bisherigen
energiepolitischen
Strategie
der
158/390
Vorgängerregierung ausgegangen werden. Die neue Regierung widmet dem Thema
Energiepolitik innerhalb ihres Koalitionsvertrages lediglich einen kurzen Absatz, plant
jedoch eine energiepolitische Wende. Den größten Wendepunkt nimmt die zukünftige
Entwicklung der Kernenergie ein, da die neue Regierung neben dem EE-Ausbau die
weitere
Kernenergienutzung
Reduzierung
von
in
den
Niederlanden
CO2-Emissionen
anstrebt,
einhalten
zu
um
die
können
geplante
und
die
Energieimportabhängigkeit zu verringern. [VVD-CDA, 2010]
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Die regenerative Stromerzeugung in den
Niederlanden basiert im Kern auf Biomasse sowie auf Windenergie. Die unter der
niederländischen Vorgängerregierung erstellten Strategiedokumente gaben für den EEAusbau keine absoluten Zielsstellungen. Es wurde jedoch geschätzt, dass bis 2020 ca.
55 TWh regenerativ erzeugten Stroms erzielt werden können, wobei der Ausbau der
Windenergie neben der Nutzung der Biomasse (insbesondere Biogas in KWK-Anlagen)
eine entscheidende Rolle spielen wird. Für Onshore-Anlagen wurde von der
Vorgängerregierung bis 2012 ein Zielwert von 4 GW anvisiert, der bis 2020 weiter
ausgebaut werden soll. Im Offshore-Bereich wurden installierte Kapazitäten bis 2020
in Höhe von 6 GW angestrebt. [ECN, 2010], [VROM, 2007] Die Ausbauvorgaben wurden
im Rahmen des nationalen EE-Aktionsplan konkretisiert bzw. angepasst. Bis 2020 ist
ein Ausbau der Onshore-Windkapazitäten auf 6 GW und der Offshore-Windkapazitäten
auf knapp 5,2 GW geplant. [EE-Aktionsplan NL, 2010] Die neue Regierung hat per
Koalitionsvertrag angegeben, den Ausbau Erneuerbarer Energien in den Niederlanden
weiter voranzutreiben. [VVD-CDA, 2010]
In den Niederlanden ist das grundlegende Förderinstrument im Bereich Elektrizität das
seit
April
2008
bestehende
Feed-in
Prämienmodell
SDE
(Stimuleringsregeling
duurzame energieproductie). Das SDE stellt eine Preisregelung in Form einer
Bonusvergütung dar. [RES Legal NL, o.J.] Gefördert werden alle EE-Technologien außer
Geothermie und Wasserkraft, wobei die Förderungshöhe nach Technologie variiert.
Neben
der
SDE-Regelung
werden
EE-Technologien
durch
steuerliche
Regulierungsmechanismen und die Gewährung von Subventionen gefördert. [RES Legal
NL/ Förderung, 2009] Für EE-Anlagen gibt es keine Privilegien im Hinblick auf den
Netzzugang, die Netznutzung oder den Netzausbau. [RES Legal NL, o.J.]
Die
niederländische
Regierung
plant,
die
finanzielle
Förderung
von
EE
umzustrukturieren. Die bestehende SDE-Regelung soll zu einer „SDE+“-Regelung
ausgebaut werden. Diese sieht vor, dass die zukünftige Finanzierung von EE durch
Umlage auf den Endverbrauchspreis für Energie realisiert werden soll. [VVD-CDA, 2010]
Damit soll der bestehenden Förderproblematik begegnet werden, der zu Folge erstens
das zur Verfügung stehende Gesamtförderungsbudget für neue Projekte sowie die
Höhe der Prämienzahlung jedes Jahr neu und vergleichsweise spät festgelegt werden
159/390
und zweitens die jährlichen Fördersummen nur in begrenztem Maße zur Verfügung
stehen und regelmäßig vor Jahresende erschöpft sind. [Ecofys et al, 2009]
Kernenergie: In den Niederlanden hatte bereits die 1994 ins Amt
gekommene
Mitte-Links-Regierung
unter
Wim
Kok
versucht,
die
unbefristete
Betriebsgenehmigung des einzigen kommerziellen Kernkraftwerks Borssele bis 2003
zu befristen. 2006 wurde die unbefristete Betriebsgenehmigung durch die seit 2003
amtierende Mitte-Rechts-Regierung unter Peter Balkenende bis Ende 2033 befristet.
[Areva, 2009a] Nach dem Übereinkommen von Borssele („Borssele Covenant“) wurde
der Betreiber zu Zahlungen in einen Fonds für Erneuerbare Energien verpflichtet, der
durch staatliche Zahlungen aufgestockt wird. Das Geld soll zwischen 2006 und 2012
gleichmäßig auf die Förderung der Sektoren Energieeinsparung, Erneuerbare Energien
sowie den Bereich CCS aufgeteilt werden. [EPZ, o.J.]
Während die bis Oktober 2010 amtierende Vorgängerregierung den Bau neuer
Kernkraftwerke ausgeschlossen hatte [VROM, 2007], befürwortet die amtierende
Regierung die zukünftige Kernenergienutzung zur Stromerzeugung und plant,
Anträgen zum Bau neuer Kernkraftwerke stattzugeben, sofern diese den formellen
Anforderungen genügen. [VVD-CDA, 2010] DELTA und die kommunal getragene ERH
haben bereits Anträge zum Bau eines neuen Kraftwerkes gestellt. RWE hat nach der
Übernahme von Essent ebenfalls Interesse zum Bau eines Kraftwerkes geäußert. Auch
der belgische Energiekonzern Electrabel prüft aktuell geeignete Standorte für den Bau
eines Kernkraftwerkes. Die Realisierung neuer Kernkraftwerke bis zum Jahr 2020 wird
derzeit
jedoch
angesichts
noch
ausstehender
Genehmigungs-,
Bau-
und
Planungsphasen als eher unrealistisch gewertet. [Nuklearforum Schweiz, 2010], [Van
Gessel, 2009], [WK, 2011]
Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Gemäß Arbeitsprogramm „Schoon en
Zuinig“ strebte die niederländische Vorgängerregierung eine Umstellung von Kohleauf Gaskraftwerke und den Ausbau von CCS-Technologien an, um fossile Energieträger
als Brückentechnologie für den EE-Ausbau weiter zu nutzen, jedoch gleichzeitig die
CO2-Emissionen des Erzeugungssektors zu reduzieren. [VROM, 2007] Die seit Oktober
2010 amtierende Minderheitsregierung äußerte sich in ihrem Koalitionsprogramm
nicht zur weiteren Nutzung fossiler Energieträger sowie zur Förderung von CCSTechnologien. [VVD-CDA, 2010] Gemäß ihrer Wahlprogramme gehen jedoch sowohl
VVD als auch CDA davon aus, dass in den kommenden Jahren auf den Einsatz fossiler
Energieträger zur Absicherung der Versorgungssicherheit in den Niederlanden nicht
verzichtet werden kann. [CDA, 2010], [VVD, 2010]
Im Bereich der CCS-Technologie zählt die niederländische Regierung die Niederlande
zu den Spitzenreitern und will diese Position im europäischen Umfeld weiter ausbauen.
Durch die Förderung von Demonstrationsprojekten erhofft sich die niederländische
Regierung eine Beschleunigung der Entwicklung der CCS-Technologien und einen
160/390
Erfahrungsvorsprung für niederländische Technologieunternehmen. Ein kleines CCSProjekt wird seit 2006 durch GDF unter der Nordsee durchgeführt. [Rijksoverheid,
2011] Vorbereitungen zum Ausbau der Technologie finden derzeit in Rijnmond im
Rahmen des Rotterdam Afvang en Opslag Demonstratieproject (ROAD) statt. Dort
fördert die niederländische Regierung ein CO2-Speicherprojekt in der Nordsee mit
Subventionen in Höhe von bis zu 150 Millionen Euro über die nächsten 10 Jahre.
[ROAD, 2011] Der Aufbau weiterer CCS-Projekte wird derzeit untersucht.
Der Anteil der KWK an der Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung belief sich in den
Niederlanden
im
Jahr
2008
auf
33,6 %.
[Eurostat,
2011]
Nach
dem
Regierungsprogramm „Schoon en Zuinig“ der Vorgängerregierung sollen KWK-Anlagen
bis 2020 weiter ausgebaut werden. [EZ, 2008], [VROM, 2007] Die aktuelle Regierung
macht zum weiteren Ausbau von KWK-Anlagen innerhalb ihres Regierungsprogramms
jedoch keine Angaben. [VVD-CDA, 2010]
Zukünftige Versorgungssicherheit: Der niederländische Kraftwerkspark belief sich Ende
2008 auf etwa 25 GW. Bis 2020 könnten die installierten Kapazitäten auf 42 GW
ansteigen, sofern alle Kraftwerksplanungen umgesetzt werden. Insbesondere im
Zeitraum 2009 bis 2017 ist mit einem starken Kapazitätszuwachs zu rechen,
größtenteils durch den geplanten Neubau von Gas- und Kohlekraftwerken. Gleichzeitig
ist im Zeitraum 2015 bis 2020 aber auch geplant, weniger effiziente Kraftwerke außer
Betrieb zu nehmen. [ECN, 2010]
Insgesamt
wurden
der
niederländischen
Regulierungsbehörde
fossile
Kraftwerksplanungen mit einem Umfang von 18,3 GW gemeldet. [Energiekamer, 2010]
Gemäß
[ECN,
2010]
gibt
es
bis
2016
Pläne
zur
Realisierung
fossiler
Kraftwerkskapazitäten von insgesamt 10 GW (davon ca. 3,5 GW Kohle und 6,5 GW Gas).
Beim Netzbetreiber TenneT liegen außerdem Anträge zu über 30 GW fossiler
Kraftwerkskapazitäten, die bis 2020 realisiert werden sollen, deren Umsetzung aber
noch nicht abschließend genehmigt wurde. [ECN, 2010] Aus Sicht der niederländischen
Regulierungsbehörde bleibt jedoch abzuwarten, in welchem Umfang tatsächlich neue
Kraftwerkskapazitäten in Betrieb gehen werden. Die hiermit verbundene Unsicherheit
ist gemäß Energiekamer durch die Weltwirtschaftskrise noch größer geworden.
[Energiekamer, 2010]
4.2.1.5. Polen
Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung: Von 2005 bis 2007 regierte in Polen
eine
Regierungskoalition
aus
PiS
(konservativ,
christlich-demokratische
Partei),
Samoobrona (wirtschaftspolitisch links, gesellschaftspolitisch katholisch-konservative
Partei)
und
LPR
euroskeptische
(Liga
Partei).
Polnischer
[Sejm,
2010]
Familien
Die
-
nationalistische,
bestehende
konservative,
Erzeugungsstruktur
des
polnischen Elektrizitätssektors basiert auf der Umsetzung des „Programms für den
161/390
Elektrizitätssektor“ dieser Vorgängerregierung und wurde durch den Ministerrat im
Jahr 2006 genehmigt. Seit 2007 regiert in Polen eine Regierungskoalition aus der
Bürgerplattform PO (wirtschaftspolitisch liberale, gesellschaftspolitisch konservative
Partei) und der Bauernpartei PSL. [Sejm, 2010] Mit dem im November 2009 vom
Ministerrat angenommen Strategiedokument „Energiepolitik Polens bis 2030“ erfolgte
eine Konkretisierung der zukünftigen energiepolitischen Ausrichtung Polens durch die
amtierende Regierung. Das Dokument umfasst eine langfristige Strategie für die
Energiewirtschaft, Prognosen für den Brennstoff- und Energiebedarf sowie ein
Programm zur Umsetzung der Aktivitäten bis 2012. [EEP 2030, 2009] Mit der Strategie
will die polnische Regierung den wichtigsten Herausforderungen des polnischen
Energiesektors in kurz- und langfristiger Perspektive begegnen. Im Kern zielt die
Strategie darauf ab, die wachsende Nachfrage nach Energie in Polen zu befriedigen, die
polnischen Elektrizitätsinfrastrukturen auch im Hinblick auf den grenzüberschreitenden Stromtransport auszubauen, die Abhängigkeit von externen Lieferungen von
Erdgas und Rohöl zu reduzieren sowie internationale Verpflichtungen im Rahmen des
Umweltschutzes zu erfüllen. [Wirtschaftsministerium PL, 2009]
Im Hinblick auf den zukünftigen Strommix plant die polnische Regierung, die Nutzung
von
Kohle
als
wichtigstem
Brennstoff
der
Stromerzeugung
auch
zukünftig
beizubehalten. Daneben stellt der Einstieg in die Kernenergienutzung in Polen eine
neue
energiepolitische
Ausrichtung
und
eine
Diversifizierung
der
polnischen
Stromerzeugungsstruktur dar. Gemäß EEP 2030 ist der Bau von mindestens drei
Kernkraftwerkseinheiten bis 2030 geplant. [Nuklearforum Schweiz, 2011] Der Einstieg
in die Kernenergienutzung soll zur Reduktion der CO2-Emissionen und zur Erhöhung
der Versorgungssicherheit beitragen. Daneben verfolgt die polnische Regierung über
den EEP 2030 das Ziel, die Nutzung Erneuerbarer Energiequellen im Bereich der
Stromerzeugung gemäß EU-Vorgaben auszubauen. [EEP 2030, 2009]
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien: Die regenerative Stromerzeugung in
Polen basiert insbesondere auf Biomasse sowie auf Windenergie und Wasserkraft. Über
ihre Energiestrategie 2030 verfolgt die polnische Regierung das Ziel, die Nutzung
erneuerbarer Energiequellen im Bereich der Stromerzeugung gemäß EU-Vorgaben
auszubauen. [EEP 2030, 2009] Demgemäß soll der Anteil von EE-Strom am
Bruttoendenergieverbrauch in Polen bis zum Jahr 2020 auf 19,4 % ansteigen (Szenario
mit weiteren Effizienzmaßnahmen). Bis 2020 ist neben der Nutzung von Biomasse
insbesondere ein Ausbau der Onshore-Windenergiekapazitäten geplant von gut
900 MW im Jahr 2010 auf gut 6.000 MW und einem Anteil an der EE-Stromproduktion
von etwa 45 % im Jahr 2020. Der Anteil der Biomasse an der regenerativen
Stromerzeugung soll bis 2020 konstant bei knapp unter 50 % liegen. [EE-Aktionsplan
PL, 2010]
162/390
Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien wird in Polen in erster Linie durch eine
Mengenregelung
in
der
Zertifikatshandel
gefördert.
Form
einer
Quotenverpflichtung
Grundsätzlich
werden
alle
mit
kombiniertem
Technologien
über
die
Quotenregelung gefördert. [RES Legal PL, o.J.] Daneben werden Erneuerbare Energien
durch Kredite und steuerliche Regulierungsmechanismen gefördert. [RES Legal PL/
Förderung, 2011] Für EE-Anlagenbetreiber besteht ein vertraglicher Anspruch gegen
den Netzbetreiber auf vorrangige Übertragung von EE-Strom. Für EE-Anlagen mit einer
Kapazität von nicht mehr als 5 MW sind zudem die Kosten für den Netzanschluss
reduziert. [RES Legal PL/ Netzfragen, 2011]
Der Anteil von EE-Strom an der gesamten polnischen Stromerzeugung ist in den
letzten Jahren stetig gewachsen. Um die EE-Zielkapazitäten insbesondere im
Windenergiesegment bis 2020 zu erreichen, muss das Ausbautempo aber deutlich
erhöht werden. Die in Polen angewandte Mengenregelung begünstigt nicht die kleinen
aber
kapitalintensiven
Installationen,
wie
z.B.
PV,
da
die
Regelung
keine
Differenzierung zwischen den Größen der verschiedenen Technologien macht [Ecofys
et al, 2009] Ab Ende März 2013 plant die polnische Regierung daher, das
Quotensystem für EE und KWK in Polen Außerkraft zu setzen. [Amtsblatt, 2008]
Stromerzeugung
aus
Kernenergie:
Im
August
2010
hat
das
polnische
Wirtschaftsministerium ein Programm zur Atomenergie in Polen herausgegeben, in
dem die einzelnen Schritte zum Einstieg in die Kernenergienutzung zusammen mit
dem anvisierten Zeitplan beschrieben werden. Bis 2022 soll das erste Kernkraftwerk in
Polen ans Netz gehen. Bis 2030 ist der Bau weiterer Kraftwerke geplant. Bis 2020
sollen Bruttostromerzeugungskapazitäten in Höhe von 1.600 MW aufgebaut werden.
Bis 2030 ist die Erweiterung auf 4.800 MW geplant. [URE, 2010] Der Anteil an der
Bruttostromerzeugung soll bis 2020 mindestens 10 % betragen, bis 2030 etwa 15 %.
[EEP 2030/Annex 2, 2009] Die neuen gesetzlichen Regelungen sollen bis Mitte 2011 in
Kraft treten. [Programm zur Atomenergie in Polen – Entwurf, 2010]
Bereits 2009 hatte sich die polnische Regierung dazu entschieden, die Planung, den
Bau und den Betrieb der geplanten Atomkraftwerke an den polnischen Stromerzeuger
Polska Grupa Energetyczna (PGE) zu vergeben. PGE plant den Bau von zwei
Kernkraftwerken mit einer Leistung von jeweils 3.000 MW. [PGE, o.J.] Der polnische
Stromerzeuger Tauron Polska Energia hat bereits Interesse an der Teilhabe von
Kernkraftwerken in Polen bekundet. [Tauron, 2010b], [Tauron, 2010c] Demgegenüber
steht der polnische Stromerzeuger Energa dem Einstieg in die Kernenergie-Nutzung in
Polen kritisch gegenüber und fordert eine stärkere politische Ausrichtung auf den
Ausbau Erneuerbarer Energien in Polen. [Energa, 2010a]
Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Die polnische Stromerzeugung basiert im
Kern auf Braun- und Steinkohle als Brennstoff. Derzeit beträgt der Anteil von Kohle am
polnischen Primärenergieverbrauch 55 % und der Anteil an der Elektrizitätsproduktion
163/390
92 %. [IEA, 2011] Gemäß Energiestrategie bis 2030 soll auch zukünftig die weitere
Nutzung dieser Energiequelle die Energiesicherheit des Landes gewährleisten.
Demnach sollen die Bruttostromerzeugungskapazitäten bis 2020 auf knapp 32 GW
ausgebaut werden. Der Anteil der fossilen Stromerzeugung im Jahr 2020 an der
gesamten
Stromerzeugung wird auf knapp 73 % (113,9 TWh) geschätzt. [EEP
2030/Annex 2, 2009] Um Anreize für den Ausbau fossiler Kraftwerken zu setzen, hatte
die polnische Regierung allen bis Ende 2008 begonnenen Kraftwerksinvestitionen mit
bestimmten Auflagen eine kostenfreie Zuteilung von CO2-Zertifikaten bis 2020
garantiert.
Aufgrund
dieser
Regelung
gab
es
im
Jahr
2008
eine
Vielzahl
Anschlussgenehmigungsverfahren für Kohle- und Gaskraftwerke in Polen. . Insgesamt
waren 22.000 MW geplant; bis Anfang 2010 wurden Anschlussverträge für 3.700 MW
unterschrieben. [Energa, 2010b], [Wnp Energetyka, 2010], [wyborcza.biz, 2010a],
[wyborcza.biz, 2010b]
Um die internationalen und europäischen klimapolitischen Verpflichtungen zur
Reduzierung der CO2-Emissionen ohne wesentliche Änderungen im Energiemix zu
erfüllen, zielt die polnische Regierung darauf ab, die Entwicklung von CCSTechnologien in Polen zu fördern. [Wirtschaftsministerium PL, 2009] Gemäß EEP 2030
strebt die polnische Regierung an, eine zukunftsorientierte Führungsrolle bei sauberen
Kohletechnologien wie der CCS-Technologie zu übernehmen. [Nuklearforum Schweiz,
2011]
Der Anteil der KWK an der Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung belief sich in Polen im
Jahr 2008 auf knapp 17 %. [Eurostat, 2011] Gemäß Energiestrategie plant die polnische
Regierung, die Stromerzeugung aus KWK-Anlagen bis 2020 im Vergleich zu 2006 zu
verdoppeln. [EEP 2030, 2009]
Zukünftige Versorgungssicherheit: Die installierten Erzeugungskapazitäten wurden
durch die polnische Regulierungsbehörde für das Jahr 2010 auf etwa 36,7 GW
geschätzt. Bis zum Jahr 2015 prognostiziert die polnische Regulierungsbehörde einen
Ausbau der installierten Erzeugungskapazitäten auf knapp 39 GW. [URE, 2010]
Die Prognose des polnischen ÜNB kommt zu dem Ergebnis, dass in den kommenden
fünf Jahren ausreichend Erzeugungskapazitäten zur Deckung des inländischen
Elektrizitätsbedarfs zur Verfügung stehen. Langfristig kann die Entwicklung von
gemäß
polnischer
jedoch
nicht
prognostiziert werden, da Investitionsentscheidungen von einer Vielzahl ökonomischer,
sozialer und politischer Faktoren abhängen, deren mittelbis langfristige Entwicklung
nicht absehbar ist. Gemäß Regulierungsbehörde ist jedoch ersichtlich, dass die
vergangenen Regierungen konsequent Maßnahmen eingeleitet haben, um ein positives
Investitionsklima in neue Erzeugungskapazitäten zu schaffen. [URE, 2010]
164/390
4.2.1.6. Slowakische
Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung: In der Slowakischen Republik wird die
energiepolitische Ausrichtung aufgrund der Erfahrungen des „Gasstreits“ im Winter
2008/2009 durch die Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit der
Energieversorgung dominiert. 29 Bereits nach den Parlamentswahlen 2006 strebte die
damalige slowakische Regierung aus Sozialdemokraten (SMER), National-Konservativen
(SNS) und Konservativen (LS-HZDS) gemäß ihres vorgelegten Energiekonzeptes die
Ausarbeitung einer slowakischen Energiesicherheitsstrategie bis 2030 an, um die
folgenden Ziele zu erreichen [Slovak Republic, 2006]:
-
Aufbau eines autarken slowakischen Stromerzeugungssystems zur Deckung der
inländischen Stromnachfrage,
-
Erhöhung
der
Kapazitäten
bestehender
Kraftwerke
und
Aufbau
neuer
Produktionsanlagen,
-
Verminderung der Importabhängigkeit durch verstärkte Nutzung heimischer
Ressourcen,
-
Förderung der Position als Transitland für Elektrizität, Gas und Öl in Europa.
Die 2006 erarbeitete Energiesicherheitsstrategie der slowakischen Regierung wurde im
Jahr 2008 veröffentlicht. Der zufolge strebt die Regierung insbesondere die
Modernisierung und die Förderung des Aufbaus neuer Kernkraftwerkskapazitäten und
fossiler Kraftwerkskapazitäten an. Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien
wird von Seiten der slowakischen Regierung nicht als Alternative zur konventionellen
Stromerzeugung verstanden. Die regierungsseitig bis zum Jahr 2020 anvisierten
Stromerzeugungskapazitäten von gut 3.800 MW setzen sich demnach zusammen aus
anteiligen Erzeugungskapazitäten in Höhe von gut 30 % aus Kernenergieanlagen, 27 %
aus
konventionellen
thermischen
Kraftwerken
und
KWK,
16 %
aus
dem
Pumpspeicherkraftwerk Ipel sowie 26 % aus weiteren Erneuerbaren Energien. Bis zum
Jahr 2030 strebt die slowakische Regierung eine Aufstockung der installierten
Kapazitäten auf insgesamt 6.600 MW an. [Slovak Republic, 2008]
Die Parlamentswahlen im Juni 2010 haben auch in der Slowakischen Republik zu einem
Regierungswechsel geführt. Die ehemaligen Oppositionsparteien bilden nun die
Regierung in einem Mitte-Rechts-Bündnis. Auch für die amtierende Regierung aus
29
Die slowakische Regierung musste im Januar 2009, aufgrund des wochenlangen Ausbleibens russischer
Gaslieferungen im Rahmen des Gasstreits zwischen Russland und der Ukraine, den Energienotstand
ausrufen. Konsequenz waren Produktionsstillstände in der stark elektrizitätsabhängigen slowakischen
Industrie. Weitere Ursachen für die Energiekrise lagen im Kapazitätsrückgang durch die Abschaltung von
zwei Kernreaktoren Ende 2006/2008 und in dem Brand in einem thermischen Kraftwerk. [Gabriel/Meyer,
2010]
165/390
Liberal-konservativen (SDKÚ-DS), Rechtsliberalen (SaS), Konservativ-christlichen (KDH)
und Most–Híd, welche die Interessen der ungarischen Minderheit vertritt, dürfte die
Umsetzung
der
energiepolitischen
Ziele
im
Bereich
der
konventionellen
Stromerzeugung aufgrund der hohen Relevanz der Versorgungssicherheit in der
Slowakischen Republik hohe Priorität haben. Ein Vergleich der Regierungserklärungen
aus den Jahren 2006 und 2010 ergab keine wesentlichen Veränderungen hinsichtlich
der generellen Ausrichtung der Energiepolitik. [Slovak Government, 2006], [Slovak
Government, 2010] Eine Konkretisierung der energiepolitischen Ausrichtung wird mit
der Überarbeitung des slowakischen Energiekonzeptes durch die amtierende Regierung
erwartet.
Stromerzeugung aus Erneuerbaren
rneuerbaren Energien: Die Stromerzeugung aus Wasserkraft
bildet in der Slowakischen Republik aktuell wie zukünftig die Basis der regenerativen
Stromerzeugung. Geplant ist ein Kapazitätsausbau von gut 1.600 MW im Jahr 2010 auf
gut 1.800 MW im Jahr 2020. Der Anteil installierter Erzeugungskapazitäten in diesem
Segment wird jedoch von 90 % im Jahr 2010 auf 66 % im Jahr 2020 zurückgehen
zugunsten geplanter Erzeugungskapazitäten in anderen erneuerbaren Segmenten. Hier
soll insbesondere die Stromerzeugung aus Biomasse ausgebaut werden von 610 MW
im Jahr 2010 auf gut 1.700 MW und einer anteilen Stromproduktion von gut 20 % im
Jahr 2020. [EE-Aktionsplan SK, 2010]
In der Slowakischen Republik ist das zentrale Förderinstrument für EE-Strom eine
Preisregelung in Form einer Verpflichtung der Abnahme und Vergütung von EE-Strom
zu
einem
festen
Einspeisetarif.
[RES
setzt
gesonderte
jährlich
Legal
SK,
o.J.]
Die
EE-Vergütungstarife
slowakische
für
jeden
Energieträger unter Berücksichtigung der aktuellen nationalen Inflationsrate fest.
Förderfähig
sind
grundsätzlich
alle
EE-Technologien,
wobei
Einschränkungen
bezüglich der Anlagengröße bestehen. Neben der Preisregelung werden EE auch über
eine Verbrauchsteuerbefreiung und Subventionen gefördert. [RES Legal SK/ Förderung,
2011] Der Anschluss von EE-Anlagen sowie die Übertragung und Verteilung von EEStrom haben Vorrang gegenüber Strom aus konventionellen Erzeugungsanlagen. [RES
Legal SK, o.J.]
Da die EE-Stromerzeugung von Seiten der slowakischen Regierung nicht als Alternative
zur konventionellen Stromerzeugung verstanden wird, wurde das Ausbautempo in
diesem Erzeugungssegment in den zurückliegenden Jahren nicht forciert. [Slovak
Republic, 2008] Im Ergebnis wurden die in den EU-Beitrittsverhandlungen vereinbarten
Ziele für die regenerative Stromerzeugung bis 2010 weit verfehlt. Die erwartete
regenerative Stromproduktion in 2010 liegt bei 19 % statt 31 %. [Greenpeace Slovensko,
2010] Trotz der anvisierten EE-Ausbauziele bis 2020 kann ein konstanter EE-Ausbau
in der Slowakischen Republik aus Sicht der Bearbeiter daher nicht als gesichert
angesehen werden. Diese Einschätzung wird durch den Monitoringbericht zur
166/390
Versorgungssicherheit 2010 des slowakischen Wirtschaftsministeriums gedeckt. Der
Bericht kommt zu dem Ergebnis, dass die Inbetriebnahme des geplanten IpelPumpspeicherkraftwerks frühestens bis 2025 zu erwarten ist. Nach Einschätzung des
Ministeriums könnte sich auch der erwartete EE-Ausbau verzögern. [Slovak Ministry of
Economy, 2010]
Stromerzeugung aus Kernenergie
Kernenergie:
gie: In der Slowakischen Republik strebt die Regierung
an, den Anteil der Stromerzeugung aus Kernenergieanlagen bis 2020 auf mindestens
50 % zu erhöhen. Dazu werden die Modernisierung bestehender Kernkraftwerke und
die Förderung des Aufbaus neuer nuklearer Kraftwerkskapazitäten in Höhe von
2.320 MW bis 2030 als notwendig erachtet. [Slovak Republic, 2008] Die seit August
2010 amtierende Regierungskoalition aus SDKÚ-DS, SaS, KDH und Most–Híd
unterstützt
gemäß
ihres
Koalitionsvertrages
den
Aufbau
neuer
Kernkraftwerkskapazitäten, allerdings unter der Maßgabe, dass der Kraftwerksneubau
in Jaslovske Bohunice nur aus privaten Investitionen ohne staatliche Unterstützung
erfolgen darf. [SITA, 2010]
Gemäß
Angaben
des
slowakischen
Wirtschaftsministeriums
befanden
sich
die
geplanten Kapazitätserhöhungen der bestehenden Kernkraftwerke im Jahr 2010 alle in
der Konstruktionsphase oder waren bereits realisiert. [Slovak Ministry of Economy,
2010] Nach Angaben des dominierenden slowakischen Stromerzeugers Slovenské
Elektrárne verliefen der gemäß Investmentplan 2007-2013 vorgesehene Neubau von
Kernreaktoren
u.a.
mit
dem
italienischen
Stromkonzern
Enel
sowie
die
Kapazitätssteigerung bestehender Kernreaktoren im Jahr 2010 nach Plan. [Slovenské
Elektrárne, 2009], [Slovenské Elektrárne, 2010]
Stromerzeugung aus fossilen Energieträgern: Der Aufbau großtechnischer thermischer
Kraftwerke
kann
nach
Einschätzung
der
slowakischen
Vorgängerregierung
entscheidend zur Erhöhung der Versorgungssicherheit in der Slowakischen Republik
beitragen.
Durch
die
Vorgängerregierung
wurde
daher
über
Modernisierung
bestehender und Aufbau neuer thermischer Kraftwerkskapazitäten ein Bestand fossiler
Kraftwerkskapazitäten in Höhe von 1.630 MW im Jahr 2030 geplant. Der Einsatz
kohlenstoffarmer CCS-Technologien soll forciert werden, daher werden 500 MW neue
GuD-Kapazitäten auf Basis von IGCC-Technologien30 angestrebt. Der Brennstoffeinsatz
von Erdgas wird aufgrund der unilateralen Beschaffungsoptionen jedoch vorsichtig
bewertet. [Slovak Repulic, 2008] Nach Einschätzung der Bearbeiter ist davon
auszugehen, dass die amtierende Regierung diese Strategie beibehalten wird. Vor dem
Hintergrund dieser Standortbedingungen haben verschiedene Investoren, darunter
auch deutsche Stromerzeuger, Interesse zum Aufbau neuer konventionell thermischer
30
„Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) heißt ein Verfahren, bei dem ein Kohle-Kombikraftwerk,
auch GuD-(Gas und Dampf)-Kraftwerk genannt, um eine Vorstufe zur Vergasung von Kohle ergänzt
wird.“ [EA NRW, 2011]
167/390
Kraftwerkskapazitäten bekundet, die sich auf insgesamt knapp 6.500 MW vornehmlich
bis 2015 belaufen und damit die regierungsseitig anvisierten Kapazitäten in Höhe von
1.630 MW bis 2030 bei weitem übersteigen. [Slovak Republic, 2008] Zu den
derzeitigen Investoren zählt auch der deutsche Energiekonzern E.ON. [E.ON, 2010f]
Auch RWE und das italienische Energieunternehmen Enel sind bereits seit Jahren in der
Slowakei aktiv. [RWE, 2009b]
Der Anteil der KWK an der Brutto-Gesamtelektrizitätserzeugung belief sich in der
Slowakischen Republik im Jahr 2008 auf 24 %. [Eurostat, 2011] Die slowakische
Regierung strebt grundsätzlich an, den KWK-Anteil an der Stromerzeugung weiter
auszubauen. Hierzu finden sich klare Äußerungen im slowakischen Energiekonzept aus
dem Jahr 2006. [Slovak Republic, 2006] Die amtierende Regierung nennt in ihrem
Koalitionsprogramm jedoch keine konkreten KWK-Ausbauziele. [Slovak Government,
2010]
Zukünftige Versorgungssicherheit: Gemäß Energiesicherheitsstrategie 2008 wird durch
die Stilllegung der zwei alten Reaktorblöcke im Kernkraftwerk von Jaslovské Bohunice
sowie weiterer Kapazitäten im Bereich thermischer Kraftwerke zwischen 2009 und
2012 ein möglicher Elektrizitätsengpass erwartet, der ein Volumen von bis zu 700 MW
erreichen könnte und der durch Importe gedeckt werden müsste. [Slovak Republic,
2008]
Im
Jahr
2010
prognostizierte
das
slowakische
Wirtschaftsministerium
demgegenüber, dass die Entwicklung des Energieverbrauchs geringer als erwartet
eintreten wird. Daher könne ein Ausgleich von Elektrizitätsnachfrage und -angebot
bereits 2011 durch den Betrieb des Kraftwerks PPC Malzenice erreicht werden. [Slovak
Ministry of Economy, 2010]
Vor dem Hintergrund dieser Standortbedingungen haben verschiedene Investoren,
darunter auch deutsche Stromerzeuger, Interesse zum Aufbau neuer konventionell
thermischer Kraftwerkskapazitäten bekundet, die sich im Jahr 2010 auf insgesamt
knapp 6.500 MW vornehmlich bis 2015 beliefen und damit die regierungsseitig
anvisierten Kapazitäten in Höhe von 1.630 MW bis 2030 bei weitem überstiegen.
[Slovak Republic, 2008] Die slowakische Regierung geht jedoch davon aus, dass die
Auslastung neuer thermischer Kraftwerke nach Anbindung der neuen Kernreaktoren in
Mochovce für eine bestimmte Zeit zurückgehen wird, sofern der in den thermischen
Kraftwerken produzierte Strom nicht auf Auslandsmärkten abgesetzt werden kann.
[Slovak Republic, 2008]
4.2.2
Expertenmeinung zur Realisierung der EEEE-AusbauAusbauziele
Aus deutscher Sicht ist im Themenfeld Energiemix die Frage besonders spannend, ob
und wie es in den nächsten Jahrzehnten gelingen kann, den Anteil der Erneuerbaren
Energien an der Stromerzeugung in langfristiger Perspektive bis auf 80 % zu erhöhen.
168/390
Im Rahmen der Experteninterviews wurden dazu zwei konkrete Fragen gestellt, deren
Antworten nachfolgend dokumentiert werden.
4.2.2.1. Notwendige Erzeugungsinvestitionen
„Gemäß Energiekonzept wird der Umbau der Stromversorgung hin zum erneuerbaren
Zeitalter mit der Perspektive 2050 den „traditionellen Energiemix“ in Deutschland
deutlich
verändern.
Bis
2020
soll
der
Anteil
der
EE-Stromerzeugung
am
Bruttostromverbrauch 35 % betragen. Bis 2050 strebt die Bundesregierung einen Anteil
von 80 % an. [Energiekonzept, 2010, S.5] Welche Art von Erzeugungsinvestitionen ist
Ihrer Meinung nach im Bereich der Stromerzeugung notwendig zur Realisierung der
EE-Ausbauziele in Deutschland/in ihrem Land?“
Deutschland
Zu dieser Frage liegen 15 Einschätzungen vor. Im Bereich der regenerativen Erzeugung
sehen die meisten Experten den Ausbau der Windenergie als mittelfristige Priorität
(sieben Nennungen), hiervon betonen zwei besonders den Offshore-Ausbau: Die
attraktiven Standorte für Onshore-Windenergie seien erschöpft, andere mit der
gegenwärtigen Subventionshöhe nicht rentabel. Ein anderer Experte sieht dagegen das
Repowering bestehender Standorte als wichtigen Beitrag. Drei Experten erwähnen den
Ausbau der Biomassenutzung, einer weist hier auch auf die Nutzungsmöglichkeiten
ausländischer Potenziale hin (etwa in Polen). Weitere Investitionen in Photovoltaik
werden lediglich von zwei Experten als notwendig erachtet, ebenso viele halten eine
stärkere Nutzung für unwirtschaftlich und damit nicht sinnvoll.
Auffallend ist allerdings, dass die meisten Nennungen nicht Erzeugungsinvestitionen
im EE-Bereich selbst, sondern solche im Bereich der Regelung und Speicherung
betreffen. So halten acht Experten den Ausbau fossiler Regelenergie-Kapazitäten für
eine zentrale Voraussetzung für das Erreichen der EE-Ausbauziele. Hier werden vor
allem Investitionen in gut regelbare Gasturbinen-Kraftwerke genannt; zwei Experten
sprechen von einem mittelfristigen Übergang von Kohle- zu Gaskraftwerken, auch für
dezentrale KWK-Anlagen werden Chancen gesehen. Ein Experte betont allerdings auch
die Fortschritte, die hinsichtlich der Regelfähigkeit von Braunkohlekraftwerken erzielt
wurden.
Vier Experten empfehlen darüber hinaus vor allem längerfristig den Ausbau von
Speichermöglichkeiten, um Erzeugungsspitzen der EE-Produktion abzufangen und die
Versorgungssicherheit zu erhöhen. Im Hinblick darauf merkt ein anderer Experte
allerdings an, dass Regelenergie kostengünstiger durch flexible fossile Kraftwerke
bereitgestellt werden könne.
Was die generelle Erreichbarkeit der EE-Ausbauziele betrifft, gehen die Ansichten der
Experten auseinander: Zwei Experten erklären, es sei zwar ein massiver und
169/390
konsequenter Umbau der Stromversorgung vonnöten, es könne aber grundsätzlich
gelingen, bis 2050 fast ausschließlich Strom aus inländischen erneuerbaren Quellen zu
beziehen. Andere Experten zeigen sich skeptischer: Ein Experte stellt die aus dem
Energiekonzept resultierende Aussicht in Frage, langfristig 30 % des EE-Stroms durch
Importe zu beschaffen; dies würde an mangelnden Netzkapazitäten scheitern. Zwei
weitere Experten geben zu bedenken, dass die Ziele nur durch einen extremen Ausbau
der Subventionen zu erreichen seien – während der eine Experte dies zwar für
volkswirtschaftlich unklug, aber realisierbar hält, erwartet der zweite Experte
langfristig die Rückkehr zu fossiler Erzeugung, da Konsumenten und Industrie die
stark steigenden Belastungen der Subventionierung EE-Stromerzeugung zukünftig
nicht mehr tragen könnten.
Hinsichtlich der angestrebten Ausbaupfade und des zukünftigen Erzeugungsparks
bemängelt ein Experte, das Energiekonzept gebe hier keine klaren Vorgaben und
behindere so den EE-Ausbau. Ein anderer Kommentar widerspricht dem: Es sei der
Politik zu raten, lediglich die Zielmarken für EE-Ausbau und CO2-Reduktion
vorzugeben, der Wirtschaft bei der Umsetzung aber freie Hand zu lassen. Nur so könne
sichergestellt werden, dass die kostengünstigsten und effizientesten Ausbaupfade
gewählt werden.
Europa
In den Niederlanden stehen laut dem nationalen Experten mittelfristig der weitere
Ausbau der Windkraft sowie die stärkere Nutzung von Biogas in KWK-Anlagen im
Vordergrund.
Längerfristig
könnte
auch
stärker
auf
Photovoltaik
oder
Klein-
windanlagen gesetzt werden, wenn diese wirtschaftlich rentabler werden. Außerdem
sind
massive
Einsparpotenziale
zu
nutzen,
etwa
durch
Niedrigenergie-
oder
Passivhäuser.
In Frankreich ist der dominierende staatliche Erzeuger klar gegen dezentrale
Strukturen, Selbsterzeugung und Kraft-Wärme-Kopplung positioniert. Auch langfristig
wird der Anteil von Kernenergie aus Sicht des französischen Experten zwischen
70-80 % betragen, ein Umsteuern der Politik sei hier nicht in Sicht. Auch beim
Netzausbau werden zentrale Strukturen weiterhin dominieren, der staatliche Erzeuger
EDF habe kaum dezentrale Kompetenzen. Selbst zentral nutzbare erneuerbare
Energiequellen
wie
CSP
und
Windkraft
werden
nicht
konsequent
entwickelt.
Stromimporte, die aus Sicht des französischen Experten in Zukunft an Bedeutung
gewinnen werden, könnten für eine Veränderung des Energiemix sorgen. Auch in
Frankreich sieht der nationale Experte die am leichtesten nutzbaren Potenziale im
Bereich der Energieeffizienz, die großen Einsparmöglichkeiten könnten kurzfristig zu
einer faktischen Erhöhung des EE-Anteils genutzt werden. Längerfristig lägen
außerdem wichtige Potenziale in der effizienten Nutzung der reichlich verfügbaren
Biomasse.
170/390
In
der
Slowakischen
Republik
ist
der
angestrebte
Energiemix
einerseits
auf
Versorgungssicherheit ausgerichtet, andererseits abhängig von Stromangebot und
–nachfrage am Markt. Fällt die Nachfrage, sind aus Sicht des slowakischen Experten die
bestehenden Kernkraftkapazitäten ausreichend zur Deckung der Stromnachfrage. In
diesem Fall könnte der Anteil fossiler Erzeugung deutlich zurückgehen, wenn fossile
Altanlagen vom Netz gehen. Dies liege auch an der fast vollständigen Erschöpfung
heimischer Kohlevorkommen. Bei steigender Nachfrage würde eventuell Kohle aus den
Nachbarländern importiert werden, wodurch der fossile Anteil weniger stark sinken
würde. Auch würden in diesem Fall die geplanten 400 MW Leistung aus Erneuerbaren
Energien wohl tatsächlich installiert werden. In der Slowakischen Republik sollten
mittelfristig vor allem die großen Wasserkraftpotenziale erschlossen werden, was
allerdings
eine
Komplettsanierung
der
Wasserinfrastrukturen
erfordern
würde.
Mittelfristig liege es auch nahe, Potenziale im Biomassebereich und speziell in der
Müllverbrennung zu nutzen, da das Land aktuell in großem Umfang Müll exportiert
und auch noch größere Mengen Abfall im Land lagerten. Dies hätte auch positive
Beschäftigungseffekte. Allerdings scheitere die Einführung der Müllverbrennung
bislang an Unstimmigkeiten zwischen zuständigen Ministerien.
Der polnische Experte sieht in Polen hauptsächlich Chancen für Windenergie und
Biomasse.
Problematisch
sei
aber
die
Frage
der
Netzintegration,
da
kaum
Netzkapazitäten zum Anschluss dezentraler Erzeugungsanlagen zur Verfügung stehen.
Der
großmaßstäblichen
Agrarstruktur
entgegen.
Biomassenutzung
Hier
könnten
ein
stehe
außerdem
organisierter
die
kleinteilige
Biomassemarkt
und
Förderinstrumente für Investoren Abhilfe schaffen. Langfristig könnten sich mit dem
Bau der sogenannten Ostsee-Schiene Möglichkeiten für Offshore-Windparks ergeben;
auch Potenziale für tiefe Geothermie sollten erforscht werden.
In Großbritannien erachtet der nationale Experte eine koordinierte Strategie für den
Strom- und Wärmesektor für nötig. Die gegenwärtige Strategie werde für steigenden
Stromverbrauch sorgen, da der Einsatz von Strom für Heizzwecke nicht begrenzt wird
und die Kraft-Wärme-Kopplung, etwa in Kernkraftwerken, vernachlässigt wird. Zudem
werde die separate Aufstellung von EE- und Klimaschutzzielen der komplexen Realität
nicht gerecht und verhindere optimale Kosteneffizienz. Außerdem sollte nach Meinung
des Experten die verbrauchsnahe Erzeugung stärker ausgebaut werden, um weniger
von anfälligen Übertragungsleitungen abhängig zu sein und so die Versorgungssicherheit zu erhöhen. Der britische Experte empfiehlt, den Ausbau der Windenergie
durch dezentrale Biomasse- und Gaskraftwerke zu ergänzen. Generell sollten
dezentrale Ansätze weiterentwickelt werden, außerdem bestünden große Potenziale,
durch Fernwärmeauskopplung Strom für Heizzwecke einzusparen.
171/390
4.2.2.2. Notwendige Investitionsanreize/
Investitionsanreize/energiepoli
energiepolitische Maßnahmen
„Welche Investitionsanreize/energiepolitischen
Maßnahmen sind aus Ihrer Sicht
notwendig, um die von der Regierung anvisierten EE-Ausbauziele in Deutschland/in
ihrem Land zu erreichen?“
Deutschland
Zur Situation in Deutschland liegen 16 Experteneinschätzungen vor. Zum zentralen
Förder- und Steuerungsinstrument in diesem Bereich, dem Erneuerbare-EnergienGesetz (EEG), gibt es unterschiedliche Meinungen. Sechs Experten halten eine
fortgesetzte Subventionierung durch Einspeisevergütungen im Sinne des EEG für
notwendig und sinnvoll, um die EE-Ausbauziele zu erreichen. Die Mehrzahl der
Befürworter hält die jetzige Förderhöhe und -form für ausreichend, lediglich ein
Experte plädiert für einen Ausbau der EE-Förderung. Ein Experte ist der Meinung, die
genaue Form der Subventionierung sei nicht relevant, solange die Ziele erreicht würden.
Vier Experten sehen die längerfristige Subventionierung durch Einspeisevergütungen
jedoch kritischer. Ein Experte hält hier den Übergang zu Anschubfinanzierungen für
sinnvoller. Ein weiterer spricht sich für eine technologieneutrale Förderung aus, da das
EEG in der jetzigen Form nicht für eine Kosteneffizienz sorge. Von zwei Befragten
kommt
die
Forderung
nach
einer
stärkeren
europäischen
Abstimmung
und
Harmonisierung der EE-Förderung und einer Überprüfung der Subventionspolitik, da
bei der Realisierung eines Elektrizitäts-Binnenmarktes die Erzeugungsstandorte stärker
im Wettbewerb stünden. Ein Experte beurteilt den geplanten EE-Ausbau angesichts der
nötigen
hohen
Subventionen
Strompreissteigerung
würde
die
generell
kritisch,
die
der
hierdurch
absehbare
deutschen
Industrie
gefährden.
Jenseits der Förderung für Erneuerbare Energien selbst wurden häufig die Bereiche
Regelenergie, Speicher und Netzausbau angesprochen, wie schon bei der vorherigen
Frage nach den notwendigen Erzeugungsinvestitionen:
Im Zusammenhang mit dem Ausbau der Regelenergie betonen mehrere Experten
nochmals die schlechten Investitionsbedingungen für fossile Kraftwerke in Deutschland,
die unter anderem aus den Weichenstellungen des Energiekonzepts der Bundesregierung herrühren (siehe auch Kapitel 4.3). Sechs Experten fordern deshalb
Anreizsysteme für Regelenergie-Kraftwerke. Vier schlagen hierzu die Einführung von
Kapazitätsmärkten für Regel- und Reserveenergie beziehungsweise eine Vergütung
über Leistungspreise vor. Zwei bringen eine direkte Anschubfinanzierung für
Regelkraftwerke ins Gespräch, ein Experte empfiehlt außerdem die Ausdehnung der
KWK-Förderung auf stromgeführte Anlagen, die Regelenergie liefern können.
172/390
Ein Experte sieht nach 2020 die gesamte Marktstruktur in Gefahr, wenn die
Subventionen für Wind- und Bioenergie wegfallen: Bei freier Preisgestaltung würde es
bei den derzeitigen Marktmechanismen zu extremen Preisschwankungen je nach
augenblicklichem EE-Angebot kommen; deshalb seien neue Regulierungsmechanismen
unabdingbar.
Im Bereich des Speicherausbaus halten drei Experten Anschubfinanzierungen für
notwendig, Anreizsysteme für den Netzausbau durch Erhöhung der Netzentgelte oder
direkte Subventionen empfehlen ebenfalls drei Experten. Auf technischer Ebene
fordern zwei Experten mehr Forschung und Entwicklung zu Hybrid-Windkraftwerken
mit Wasserstoffspeicherung, bzw. zu chemischen Speichern im Allgemeinen (siehe
hierzu auch Abschnitt 4.2.4.2).
Ein anderer Expertenkommentar betont die gesellschaftlich-politischen Rahmenbedingungen: Es müsse geklärt werden, bis zu welchem Grad eine Versorgung durch
Erneuerbare Energien technisch und gesellschaftlich umsetzbar sei. Die sich daraus
ergebenden Notwendigkeiten für den Umbau der Infrastruktur, wie Netzausbau und
Regelkraftwerks-Neubauten, müsste die Politik feststellen und anschließend klar
kommunizieren. Hierzu sei die Netzplattform der Bundesregierung ein erster positiver
Schritt.
Ein Vertreter der Stadtwerke weist auf die hohe Bedeutung integrierter lokaler und
regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien hin, die den Ausbau der Erneuerbaren
Energien deutlich schneller und effizienter gestalten können.
Europa
In den Niederlanden hält der nationale Experte die weitere EE-Subventionierung für
notwendig, er bringt eine Einspeisevergütung nach deutschem Muster ins Gespräch.
Wahrscheinlicher ist seiner Ansicht nach aber eher ein Auktionssystem, das die
Gesamthöhe der Subventionen begrenzt. Die Förderung müsse langfristig die für die
Niederlande günstigsten Erzeugungsformen fokussieren; gegenwärtig seien die
technischen Entwicklungen und damit die notwendigen energiepolitischen Maßnahmen
aber schwer vorauszusehen.
Der französische Experte sieht als mittelfristige Priorität die Verringerung des Energieverbrauchs. Dazu sei eine „intelligente Kombination aus internationalen, verbindlichen
Vorschriften und dezentralen Anreizprogrammen“ notwendig. Dies umfasst strengere
Effizienznormen auf der Verbrauchsseite, Anreize für die Nachfragesteuerung und die
stärkere Fokussierung auf Energiedienstleistungen.
In der Slowakischen Republik besteht seit kürzerer Zeit ein erfolgreiches Anreizsystem
für Wind- und Solarenergie, das bereits zu einem Zubau von 400 MW geführt hat. Nach
Einführung der Einspeisevergütung für Photovoltaik wurden im ersten Jahr allein durch
173/390
einen Investor 65 MW installiert und weitere 200 MW beantragt. Der Experte befürchtet
hierdurch allerdings negative Auswirkungen auf Strompreis und Netzstabilität.
In Polen empfiehlt der nationale Experte eine höhere Investitionsförderung anstatt
einer Subventionierung im laufenden Betrieb, um den EE-Ausbau zu beschleunigen.
Außerdem wird die Schaffung eines Biomassemarktes zur besseren Nutzung dieser
Ressource empfohlen (siehe vorherige Frage). Eine weitere Option wäre die Einführung
von Net-Metering für kleine Erzeuger. Zentrales Problem für Investitionen in
Erneuerbare Energien sei immer noch der sehr schwer zu realisierende Netzanschluss;
die bestehende Verpflichtung der Netzbetreiber sei kaum einforderbar.
Der britische Experte hält einen nationalen oder sogar EU-weiten Rahmenplan für den
Gas-, Wärme- und Stromsektor für notwendig. Dieser sollte die Versorgungssicherheit
gewährleisten und auch dem Emissionshandel durch höhere Zertifikatspreise zu mehr
Wirksamkeit verhelfen. Gleichzeitig müsste die Versicherungspflicht für die Risiken der
Kernkraftnutzung, aber auch der CO2-Speicherung geregelt werden.
4.2.3
Zukünftige Strominfrastrukturen
In diesem Abschnitt werden nationale energiepolitische Zielsetzungen in Bezug auf den
Ausbau von Strominfrastrukturen in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten dargestellt.
Dazu erfolgt eine Darstellung des geplanten Ausbaus nationaler Verbundkapazitäten,
Übertragungs-
und
Verteilnetze
sowie
des
Ausbaus
und
der
Nutzung
von
Stromspeichern im Inland und im Ausland. Wie eingangs dargestellt, ermöglicht die
Darstellung eine Einschätzung der Situation in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten,
erhebt jedoch keinen Anspruch auf Vollständigkeit.
4.2.3.1. Deutschland
Verbundnetz: Zur Schaffung eines einheitlichen Binnenmarktes für Elektrizität spielt
die Verfügbarkeit von Übertragungskapazitäten zwischen den EU-Mitgliedstaaten eine
große Rolle. Aufgrund seiner zentralen Lage innerhalb Europas stellt Deutschland eine
Drehscheibe im zentral-europäischen Verbundsystem dar. Demnach bestehen in
Deutschland Interkonnektorverbindungen zu nahezu allen Nachbarländern (außer
Belgien) sowie zu Schweden.
31
Die amtierende Bundesregierung plant gemäß
Energiekonzept eine weitere Integration des deutschen Netzes in den europäischen
Verbund. Dazu sind insbesondere der weitere Ausbau der Grenzkuppelstellen sowie
der Aufbau eines Offshore-Netzes in der Nordsee gemeinsam mit Nordseeanrainern
geplant.
31
[Energiekonzept,
2010]
Gemäß
Monitoringbericht
2010
der
Eine Übersicht über die Nettotransferkapazitäten im Winter 2009 und Sommer 2010, sowie eine grafische
Darstellung der Interkonnektorkapazitäten findet sich bei ENTSO-E. [ENTSO-E, NTC Winter 2009/2010],
[ENTSO-E, NTC Summer 2010], [ENTSO-E, NTC map]
174/390
Bundesnetzagentur sind aktuell zwölf Projekte mit grenzüberschreitendem Charakter
bei den ÜNB in Planung. Davon befinden sich sieben Projekte betreffend die
Grenzkuppelstellen nach Tschechien, Dänemark, Belgien, Norwegen und Österreich in
der Vorplanung bzw. Vorbetrachtung. Bei vier Projekten, welche die Grenzkuppelstellen
nach Polen, Frankreich, und den Niederlanden betreffen, ist die Inbetriebnahme im
Zeitraum von 2010 bis 2015 geplant. Ein weiteres Projekt, welches Deutschland,
Österreich und die Schweiz betrifft, ist im Zeitraum von 2015 bis 2022 geplant.
[BNetzA, 2010]
Hinsichtlich der Nutzung der grenzüberschreitenden Übertragungskapazitäten blieb im
Jahresvergleich 2009 zu 2008 die Gesamtheit der an den deutschen Grenzkuppelstellen durchschnittlich vergebenen Kapazitäten annähernd konstant bei etwa 30 GW.
Im Gegensatz zu den Exportkapazitäten, die im Jahresvergleich um 4,4 % sanken,
stiegen die durchschnittlich bei Auktionen vergebenen Importkapazitäten um 2,3 %.
Anstiege gab es insbesondere an den Grenzen Deutschlands zu den Niederlanden,
Tschechien-Polen nach Deutschland und Frankreich nach Deutschland. [BNetzA, 2010]
Wie bereits im Abschnitt 3.2.2.2 zum grenzüberschreitenden Stromhandel dargestellt,
soll die Entwicklung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes im Kern über zwei
Schritte erfolgen: In einem ersten Schritt soll eine Harmonisierung benachbarter
nationaler
Märkte
hin
zu
funktionierenden
europäischen
Teilmärkten
bzw.
Regionalmärkten stattfinden, in einem zweiten Schritt ist die Kopplung dieser
Teilmärkte
zu
Monitoringbericht
einem
2010
einheitlichen
der
Elektrizitätsbinnenmarkt
Bundesnetzagentur
haben
in
geplant.
den
Gemäß
verschiedenen
Marktregionen vielfältige Bemühungen zur Erreichung dieser Ziele stattgefunden,
welche auch den Ausbau der Verbundnetze in Deutschland betreffen. In der Region
Nordeuropa (NE) (Dänemark, Deutschland, Finnland, Norwegen, Polen und Schweden)
war 2009 zentrales Thema die Einführung einer Marktkopplung zwischen Deutschland
und dem nordischen Markt. In der Region Zentralsüdeuropa (CSE) (Deutschland,
Frankreich, Griechenland, Italien, Österreich, Slowenien) wurde 2009 und 2010 im
Schwerpunkt an der Verbesserung der derzeit durchgeführten Engpassmanagementverfahren gearbeitet. In der Region Mittelosteuropa (CEE) (Deutschland, Österreich,
Polen, Slowakische Republik, Slowenien, Tschechien, Ungarn) musste die für März
2010 geplante Einführung lastflussbasierter Methoden zur Zuteilung (Allokation) der
begrenzten Übertragungskapazitäten trotz intensiver Arbeiten der ÜNB erneut
verschoben werden. In der Region Zentralwesteuropa (CWE) (Benelux, Deutschland,
Frankreich) wurde im Rahmen des Pentalateralen Energieforums zwischen den
beteiligten Regierungen ein Prozess zum Market Coupling der Elektrizitätsgroßhandelsmärkte gestartet (vgl. Abschnitt 3.2.2.2). Der Start des Price Couplings
innerhalb der CWE-Region erfolgte zeitgleich mit einer Volumenkopplung der
Regionen CWE und Nordeuropa (NE). Zukünftig soll die nun eingeführte Volumen-
175/390
kopplung zwischen den beiden Regionen zu einem Price Coupling ausgebaut werden.
[BNetzA, 2010]
Im Rahmen der Nordsee-Offshore-Initiative strebt die Bundesregierung gemeinsam
mit den Nordsee-Anrainerstaaten eine koordinierte Netzausbauplanung in der Nordsee
an. [BMWi, 2010b]
ÜbertragungsÜbertragungs- und Verteilnetz:
Verteilnetz: Angesichts der zunehmenden fluktuierenden EEStromerzeugung und des anstehenden Umbaus des deutschen Erzeugungsparks ist
aus Sicht der letzten Bundesregierungen wie auch der amtierenden Regierung der
Ausbau der inländischen Netzinfrastrukturen dringend erforderlich. Bereits 2005
wurden mit der dena-Netzstudie I die Auswirkungen der fluktuierenden Windenergieeinspeisung und anderer Erneuerbarer Energien auf das Höchstspannungsübertragungsnetz untersucht und Netzausbaumaßnahmen konkretisiert. Die denaNetzstudie I kam bezüglich des Netzausbaus an Land bis 2015 zu dem Ergebnis, dass
etwa 400 km Bestandsnetz verstärkt werden müssen und rund 850 km Netz neu
gebaut werden müssen. Die Kosten für diesen Netzausbau wurden auf etwa
1,1 Milliarden
Euro
Netzinvestitionen
beziffert.
auf
allen
[dena,
2005]
Netzebenen
Um
zu
die
Umsetzung
beschleunigen
wurde
notwendiger
unter
der
Vorgängerregierung das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) verabschiedet. Durch
das EnLAG, das im August 2009 in Kraft getreten ist, soll die Realisierung der
erforderlichen Ausbaumaßnahmen deutlich erleichtert werden. Das Gesetz benennt
unmittelbar 24 Projekte, die vorrangig zu realisieren sind. [EnLAG,2009]
Im Rahmen ihres [Energiekonzept, 2010] definierte die Bundesregierung weitere
Maßnahmen zum Ausbau der Netzinfrastrukturen, die in einem zu erarbeitenden
Konzept für ein „Zielnetz 2050“ integriert werden sollen. Als wesentliche Maßnahmen
werden im Energiekonzept die weitere Entwicklung des Bestandsnetzes, die Planung
für ein Overlay-Netz und mögliche Pilotstrecken, die Schaffung eines Nordseenetzes
sowie Clusteranbindungen für Offshore-Windparks aufgeführt.
Die im November 2011 vorgelegte dena-Netzstudie II dokumentierte noch einmal den
wachsenden Netzausbaubedarf und zeigte gleichzeitig die geringe Netzausbaugeschwindigkeit vor allem auf Übertragungsnetzebene auf. Demnach wurden in 2009
nur etwa 80 km Netz ausgebaut. Gleichzeitig ermittelte die Studie einen Netzausbaubedarf für die Stromübertragungsnetze bis 2020 auf bis zu 3.600 km. [dena, 2010b]
Auch
die
im
Monitoringbericht
2010
der
Bundesnetzagentur
gemeldeten
Investitionsdaten verdeutlichen die erheblich hinter den Planungen zurückbleibende
Realisierung von Neu- bzw. Ausbauvorhaben der Übertragungsnetze. Demnach weisen
viele der 24 EnLAG-Projekte deutliche Verzögerungen der Inbetriebnahme auf.
Zusätzlich
dazu
wiesen
auch
die
Berichte
der
ÜNB
zur
Netzausbauplanung
Verzögerungen bei 37 von 139 Netzausbauvorhaben aus. [BNetzA, 2010] In der
Verteilernetzebene haben Verzögerungen beim Netzausbau nicht den gleichen Umfang
176/390
wie
auf
der
Übertragungsebene.
Die
Istwerte
für
Investitionen
in
Neubau/Ausbau/Erweiterung liegen im Berichtsjahr 2009 auf einem ähnlichen Niveau
wie 2008. Zudem ist eine deutlich gestiegene Anzahl Maßnahmen zur Netzoptimierung,
-verstärkung und zum -ausbau der VNB zu verzeichnen, um die Erneuerbaren
Energien zu integrieren. Gemäß EEG sind VNB dazu verpflichtet, die Abnahme,
Übertragung und Verteilung des Stroms aus Erneuerbaren Energien oder Grubengas
sicherzustellen und aufkommende Netzengpässe unverzüglich zu beseitigen. [EEAktionsplan DE, 2010]
Anfang 2011 hat die amtierende Regierung eine Reihe von Maßnahmen getroffen, um
den
Netzausbau
insbesondere
auf
Übertragungsnetzebene,
zu
forcieren.
Die
Bundesregierung hat eine Änderung des EnLAG beschlossen, um die Planungs- und
Genehmigungsverfahren der vier vom EnLAG vorgesehenen Erdkabel-Pilotprojekte zu
vereinfachen und zu beschleunigen. Die Arbeit der Plattform „Zukunftsfähige Netze“ im
BMWi startete im Februar 2011. Die Geschäftsstelle der Netzplattform des BMWi wurde
eingerichtet, um u.a. weitere Maßnahmen aus dem Energiekonzept für den Strom- und
Netzbereich umzusetzen. [BMWi, 2011] Zudem definierte die Bundesregierung Ende
März 2011 die Eckpunkte eines Netzausbaubeschleunigungsgesetzes („NABEG“). Mit
dem Gesetz soll der Ausbau der Stromnetze beschleunigt werden, insbesondere
dadurch, dass die Dauer der Genehmigungsverfahren verringert wird und die
Netzplanung im Rahmen einer Bundesfachplanung durchgeführt wird und in einen
Bundesnetzplan mündet. [NABEG, 2011] Daneben will die Bundesregierung, wie bereits
im Energiekonzept 2010 angekündigt, die regulatorischen Rahmenbedingungen
verbessern, um die Investitionsbereitschaft, die für einen beschleunigten Netzausbau
notwendig ist, zu erhöhen. [BMWi, 2011]
Stromspeicher:
Stromspeicher: Angesichts der zunehmenden fluktuierenden EE-Stromerzeugung hält
die
amtierende
Regierung
den
Ausbau
und
die
Förderung
von
Strom-
Speicherkapazitäten neben dem Ausbau der Netzinfrastrukturen für notwendig. Gemäß
ihres [Energiekonzept, 2010] will die Regierung im Bereich der Pumpspeicherkraftwerke zum einen die inländischen Potenziale erschließen und zum anderen die
Nutzung ausländischer Pumpspeicher in Norwegen oder in den Alpen erschließen.
Darüber hinaus will die Bundesregierung
neue Speichertechnologien wie z.B.
Druckluftspeicher, Wasserstoffspeicher und aus Wasserstoff hergestelltes Methan
sowie Batterien für Elektrofahrzeuge zur Marktreife führen. [Energiekonzept, 2010]
Um Investitionsanreize zu setzen, plant die Bundesregierung im Rahmen ihrer EEGNovelle 2012 neue Speicherkraftwerke für einen längeren Zeitraum als bisher von den
Netzzugangsentgelten freizustellen. Neue Speicher sollen von der Zahlung von
Netzentgelten doppelt so lange befreit werden wie bisher (zukünftig 20 Jahre). [NABEG,
2011] Zudem will die Bundesregierung zukünftig Energiespeicher für den Regelenergiemarkt zulassen. [Energiekonzept, 2010]
177/390
4.2.3.2. Frankreich
Verbundnetz: In Frankreich bestehen aktuell Interkonnektorverbindungen zu allen
größeren Nachbarländern (Belgien, Deutschland, Italien, Spanien und der Schweiz)
sowie nach Großbritannien. 32 Im Hinblick auf den europäischen Stromaustausch ist
Frankreich zu einem hohen Ausmaß Stromexporteur. Die Stromexporte sind einerseits
möglich
durch
das
starke
französische
Übertragungsnetz,
gut
ausgebaute
grenzüberschreitende Leitungen und die nach wie vor vorhandene ErzeugungsÜberkapazität in Frankreich und andererseits durch die geringen variablen Kosten der
Stromerzeugung aus Kernkraft und Wasserkraft. Die wesentlichen Importeure von in
Frankreich erzeugtem Strom sind Italien, Deutschland und Großbritannien [Ess et al.,
2010]
Die französische Regierung plant einen weiteren Ausbau der Grenzkuppelstellen. Nach
Angaben der französischen Regulierungsbehörde „Commission de Régulation de
l’Energie“ (CRE) befinden sich hierzu mehrere Projekte in der Entwicklung, um die
Verbundkapazitäten
zu
Spanien,
Italien
und
Großbritannien
zu
erweitern.
33
Verstärkungsarbeiten des Frankreich-Belgien-Interkonnektors wurden Ende 2009
abgeschlossen. Zusätzlich werden derzeit Netzausbau- bzw. Machbarkeitsstudien
erstellt, um einen weiteren Ausbau der Interkonnektorkapazitäten zu Großbritannien
und Belgien zu prüfen. [CRE, 2010b]
Um
den
Herausforderungen
der
Harmonisierung
des
europäischen
Elektrizitätsbinnenmarktes zu begegnen, ein gleichbleibendes Niveau im Bereich der
Versorgungssicherheit Aufrecht zu erhalten und die vielen anstehenden Netzfragen zu
lösen, geht die französische Regulierungsbehörde von immensen Investitionsanforderungen des französischen ÜNB in der kommenden Dekade aus. Daher erachtet
CRE
für
die
Regulierungsperiode
2009-2012
einen
Anstieg
des
jährlichen
Investmentlevels um 60 % im Vergleich zur Periode 2006-2008 auf durchschnittlich
1.192 Millionen Euro als notwendig. [CRE, 2010b]
Um den geplanten Ausbau der Offshore-Windenergiekapazitäten zu realisieren, gehört
auch die französische Regierung zu den Unterzeichnern der Nordsee-OffshoreInitiative,
die
darauf
abzielt,
im
Verbund
der
Nordsee-Anrainerstaaten
eine
koordinierte Netzausbauplanung in der Nordsee zu entwickeln. [EE-Aktionsplan FR,
2010]
Verteilnetz: Das französische Übertragungsnetz weist sehr starke
Leitungen und eine weitläufige Netzstruktur auf. Denn die Struktur des französischen
32
Ebd.
33
Zum geplanten Ausbau der französischen Verbundkapazitäten siehe [CRE, 2010a], [CRE, 2010b] sowie
[EE Aktionsplan FR, 2010]
178/390
Kraftwerksparks und der Bevölkerungsverteilung erfordert ein starkes Übertragungsnetz, um die Energie der großen Kernkraftwerke und der Speicherkraftwerke in die
Regionen mit hohem Elektrizitätsverbrauch transportieren zu können. [Ess et al., 2010]
Aus Sicht der französischen Regierung bietet das bestehende Stromnetz in Frankreich
derzeit jedoch nicht genügend Kapazitäten zur Integration bereits gebauter oder in
Planung befindlicher EE-Erzeugungsanlagen. In einigen Regionen Frankreich besteht
bereits die Situation, dass installierte EE-Erzeugungsanlagen aufgrund unzureichender
Netzkapazitäten nicht ans Stromnetz angeschlossen werden oder eine limitierte
Einspeisung erfolgt. Eine große Anzahl an Projekten zum Ausbau von EE-Erzeugungsanlagen wartet auf eine Verstärkung des französischen Übertragungsnetzes, um
beauftragt zu werden oder ihre Erzeugungskapazitäten zu erhöhen. Dabei wird die
Verstärkung des Übertragungsnetzes voraussichtlich einige Jahre in Anspruch nehmen.
[EE Aktionsplan FR, 2010]
Zentrale Ausbauprojekte des inländischen Stromnetzes sind deshalb aus Sicht der
französischen
CRE
erstens
die
Verstärkung
der
Transit-
kapazitäten auf der 400 kV-Strecke Tamareau – Tavel zwischen dem Südosten und
dem Südwesten Frankreichs, zweitens die Entwicklung von Aufnahmekapazitäten für
den Anschluss von Elektrizitätserzeugern in der Industriezone Fos im Südosten
Frankreichs, drittens der Aufbau eines neuen 400 kV-Netzes in der Normandie, um
zukünftige Kernkraftkapazitäten an das Übertragungsnetz anzuschließen, sowie
viertens die Verbesserung der Versorgungssicherheit in den Regionen Provence-AlpesCôte D’Azur (PACA) und der Bretagne. [CRE, 2010a]
Beide Regionen stellen Sonderfälle in der zukünftigen Entwicklung der Versorgungssicherheit dar, da sie ein dynamisches Wachstum des Stromverbrauchs und einen
relativ geringen Anteil an regionaler Erzeugung aufweisen, wodurch die Versorgung
vor allem über das Übertragungsnetz erfolgt. Um ein ausreichendes Maß an
Versorgungssicherheit zu gewährleisten, sieht der französische Netzbetreiber eine
Kombination aus Demand-Side-Management, die Entwicklung lokaler Erzeugungseinheiten und den Ausbau der Netzinfrastruktur vor. [Ess et al., 2010]
Stromspeicher: Speicherausbau und intelligente Netze werden von der französischen
Regierung als Voraussetzung für die Integration einer steigenden EE-Produktion
gesehen. Der Ausbau der gegenwärtigen Pumpspeicherkapazität von 4,4 GW um 3 GW
bis 2020 wird als Zielwert anvisiert. Zudem wird in Frankreich an der Entwicklung der
Elektromobilität gearbeitet. Hinsichtlich anderer Technologien werden keine Aussagen
getroffen. Ein Sonderfall sind die Überseegebiete und Korsika: Hier soll zur Erreichung
der
Energieautarkie
durch
verstärkte
EE-Nutzung
ein
starker
Ausbau
der
Speicherkapazitäten erfolgen. Konkret soll dazu die Entwicklung von OnshoreHybridkraftwerken gefördert werden. [EE-Aktionsplan FR, 2010], [PPI, 2008]
179/390
4.2.3.3. Großbritannien
Verbundnetz:
Verbundnetz: In Großbritannien sind die bestehenden Interkonnektorverbindungen
aktuell limitiert auf eine 2 GW-Verbindung nach Frankreich und eine 450 MWVerbindung
zwischen
Nordirland
und
Schottland.
[EE-Aktionsplan
GB,
2010]
Typischerweise importiert Großbritannien Strom aus Frankreich und exportiert Strom
nach Nordirland. 34 Im Winterhalbjahr 2009/2010 wurden jedoch größere Mengen
Elektrizität nach Frankreich exportiert, weil mehrere französische Kernkraftwerke nicht
verfügbar waren. Zusätzlich dazu ist ein Trend zu geringeren Stromimporten nach
Großbritannien
festzustellen,
hervorgerufen
durch
die
gestiegene
Betriebszuverlässigkeit britischer Kernkraftwerke. [Ofgem et al., 2010]
Die
Ofgem
erwartet,
dass
die
bestehenden
Interkonnektorverbindungen bis 2012 auf etwa 4 GW erhöht werden können. Ende
2010 hat National Grid in einem Joint Venture mit dem niederländischen ÜNB TenneT
einen 1200 MW Interkonnektor zwischen Großbritannien und den Niederlanden fertig
gestellt, der zum 01.04.2011 in Betrieb gegangen ist. Die irische Netzgesellschaft
Eirgrid will einen 500 MW Interkonnektor durch die Irische See nach Großbritannien in
2012 in Betrieb nehmen. Daneben sind weitere Verbindungen nach Belgien, Frankreich
und Irland in Planung. Ein Nord-Süd-Interkonnektor zwischen Nordirland und der
Republik Irland ist geplant und könnte bis 2013/2014 in Betrieb gehen. [EEAktionsplan
GB,
2010]
Bis
2020
Interkonnektorkapazitäten auf bis zu 8
rechnet
GW.35
Ofgem
mit
einer
Erhöhung
der
[Ofgem et al., 2010]
Um die Entwicklung der Offshore-Windenergie zu unterstützen, plant die britische
Regierung zudem den Aufbau eines Offshore-Grid. [HM Government, 2010] Aus Sicht
der britischen Regierung werden diesbezüglich einerseits Netzkapazitäten zwischen
den Windparks und dem britischen Festland benötigt. Die Regierung rechnet damit,
dass ein Großteil der geplanten Offshore-Kapazitäten per Unterseekabel an das
britische Festland angeschlossen wird. Der benötigte Investitionsbedarf wird auf
15 Milliarden Pfund geschätzt. [EE-Aktionsplan GB, 2010] Andererseits erachtet die
britische Regierung auch den Aufbau eines Offshore-Grids zwischen Großbritannien
und
Europa
als
notwendig.
Die
britische
Regierung
gehört
daher
zu
den
Unterzeichnern der Nordsee-Offshore-Initiative, die darauf abzielt, im Verbund der
Nordsee-Anrainerstaaten eine koordinierte Netzausbauplanung in der Nordsee zu
entwickeln. [EE-Aktionsplan GB, 2010]
34
35
Zum geplanten Ausbau der britischen Verbundkapazitäten siehe [Ofgem et al., 2010], [Ofgem et
al., 2009] sowie [EE-Aktionsplan GB, 2010]
180/390
ÜbertragungsÜbertragungs- und Verteilnetz: Auch in Großbritannien waren in den zurückliegenden
Jahren signifikante Verspätungen bei der Verbindung neuer EE-Anlagen mit dem
Übertragungs- und Verteilungsnetzwerk zu verzeichnen, wie die EU-Kommission 2009
konstatierte. [EU-Kommission, 2009c] Anfang 2009 gab die Stromnetz Strategiegruppe
(ENSG) unter dem Vorsitz des britischen Energie- und Klimaministeriums (DECC) und
Ofgem, einen Bericht heraus zur benötigten Entwicklung des Offshore-Grids im
Hinblick auf den erwarteten Ausbau regenerativer und Low Carbon-Erzeugungsanlagen
bis 2020. Der Bericht geht davon aus, dass sich die zusätzlichen Kosten dieses
Investitionsbedarfs auf 4,7 Milliarden Euro belaufen. Gefördert werden Kosten bis Ende
2011/12 in Höhe von 78 Millionen Pfund für Bauvorbereitungen und 241 Millionen
Pfund für den Netzbau für Projekte, deren Konstruktion vor dem 01.04.2011
eingeleitet wird. [EE-Aktionsplan GB, 2010]
Auch die amtierende Regierung sieht hohen Anpassungsbedarf im Bestandsnetz, um
die Herausforderungen zu meistern, die insbesondere mit dem EE-Ausbau, einer
veränderten
Stromnachfrage
und
einem
geografisch
stärker
dezentralisiertem
Erzeugungspark einhergehen. Gemäß Entwurfskonzept des Carbon Plan plant die
Regierung die Rahmenbedingungen für die benötigten Investitionen in die inländische
Netzinfrastruktur anzupassen. Hierzu soll u.a. das Planungsregime für die wichtigsten
inländischen Infrastrukturen so reformiert werden, dass sowohl die Entwicklung des
Stromnetzes gefördert wird, als auch Barrieren im Hinblick auf den Netzanschluss
neuer
Erzeugungsanlagen
abgebaut
werden.
Um
die
Netzanschlusszeiten
zu
beschleunigen soll zudem ein neues “connect and manage“-Regime eingesetzt werden,
das im Juli 2010 angekündigt wurde. Darüber hinaus soll die Entwicklung eines
smarteren Stromnetzes in Großbritannien gefördert werden. [DECC, 2011]
Stromspeicher:
Stromspeicher: Eine Expertise des „Parliamentary Office of Science and Technology”
zum Thema Stromspeicher von 2008 stellt fest, dass geologisch geeignete Standorte
für großvolumige Pumpspeicher und Druckluftspeicher in Großbritannien sehr rar sind
und ein Ausbau daher nicht zu erwarten sei. Außerdem mindere die stark liberalisierte
Struktur des Strommarkts die Rentabilität von Speichern, da Konzessionen für Regel-,
Reserveenergie etc. separat vergeben würden. [POST, 2008] Der Koalitionsvertrag der
neuen Regierung enthält keinerlei Aussagen zu Stromspeichern. Auch im aktuellen
Energie- und Klimakonzept der Regierung findet der Ausbau von Speicherkapazitäten
für die Stromproduktion keine Erwähnung. Lediglich die Fortentwicklung der Wasserstoffenergie wird kurz als ein zukünftiges Innovationsgebiet genannt, in dem
Forschung und Entwicklung stimuliert werden sollen. Im Konzept der Vorgängerregierung von 2009 wurde der Ausbau von Speicherkapazitäten dagegen noch als
Element einer zukünftigen „intelligenten“ Erzeugungsstruktur genannt, ebenso wie in
dem bei der EU eingereichten „National Renewable Energy Action Plan“ von 2010.
Konkrete Ausbaupfade werden aber in beiden Dokumenten nicht beschrieben. [DECC,
2011], [DECC, 2009], [HM Government, 2010]
181/390
4.2.3.4. Niederlande
Verbundnetz:
Verbundnetz: In den Niederlanden bestehen Interkonnektorverbindungen nach Belgien,
Deutschland, Norwegen und seit April 2011 nach Großbritannien.36 Engpässe in den
Verbundkapazitäten treten in der Regel in der Importrichtung in die Niederlande auf.
Jedoch ist der Stromexport aus den Niederlanden im Vergleich zu 2009 vor allem
nachts und in Richtung Belgien signifikant gestiegen. Obwohl der Stromexport
gestiegen ist, begünstigen die Preisdifferenzen zwischen Deutschland und den
Niederlanden in der Regel Stromimporte. [Energiekamer, 2010]
Im Hinblick auf den Ausbau der Verbundkapazitäten befindet sich TenneT in der
Vorbereitungsphase
Transportnetz
für
Strom
zwei
ist
ein
neue
Interkonnektoren.
Interkonnektor
zwischen
Gemeinsam
den
mit
RWE
Niederlanden
und
Deutschland in Vorbereitung. Zudem plant TenneT gemeinsam mit Energinet.dk den
Bau
eines Interkonnektors
zwischen
den
Niederlanden
und
Dänemark.
Beide
Verbindungen sind als regulierte Interkonnektoren geplant. [Energiekamer, 2010]
Eine
weitere
wichtige
Zielsetzung
im
Zusammenhang
mit
dem
Ausbau
der
europäischen Verbundkapazitäten stellt aus Sicht der niederländischen Regulierungsbehörde die stärkere Integration des niederländischen Marktes mit den umgebenden
Märkten der CWE-Region und der NE-Region dar. Gemäß Energiekamer ist in den
letzten Jahren bereits ein Anstieg der Marktintegration mit den Nachbarmärkten zu
verzeichnen. [Energiekamer, 2009] Bereits Ende 2006 erfolgte das trilaterale Market
Coupling mit Belgien und Frankreich. [Energiekamer, 2010] Wie bereits im Abschnitt zu
Deutschland beschrieben, erfolgte in 2010 der Start des Price Couplings innerhalb der
CWE-Region zeitgleich mit einer Volumenkopplung der Regionen CWE und Nordeuropa.
Bis 2017 ist der Bau einer NorNed 2 Trasse zwischen Niederlanden und Norwegen
anvisiert. [EE-Aktionsplan NL, 2010]
Um den geplanten Ausbau der Offshore-Windenergiekapazitäten zu realisieren, gehört
auch die niederländische Regierung zu den Unterzeichnern der Nordsee-OffshoreInitiative,
die
darauf
abzielt,
im
Verbund
der
Nordsee-Anrainerstaaten
eine
koordinierte Netzausbauplanung in der Nordsee zu entwickeln. [EE-Aktionsplan NL,
2010] Der niederländische Netzbetreiber TenneT arbeitet daran, die geplante
Entwicklung der Offshore-Windenergiekapazitäten in Höhe von 6 GW bis 2020 durch
den
Aufbau
Zielsetzungen
eines
hat
Offshore-Grid
TenneT
in
zu
seinem
unterstützen.
„Positionspapier
Herausforderungen
Offshore
Wind
und
Energy
2009“ dargelegt. [Tennet, 2009]
36
182/390
ÜbertragungsVerteilnetz:: Aus Sicht des niederländischen Regulierungsbehörde
Übertragungs- und Verteilnetz
sind
eine
Vielzahl
an
Investitionen
notwendig,
um
die
hohe
Anzahl
neuer
konventioneller und regenerativer Erzeugungskapazitäten an das niederländische
Stromnetz anzuschließen und die zusätzlich erzeugte Elektrizität zu transportieren.
Die
aktuelle
Entwicklung
in
Bezug
auf
den
Ausbau
neuer
inländischer
Erzeugungskapazitäten verdeutlicht, dass in den Niederlanden zukünftig mit einem
höheren Engpassrisiko im niederländischen Verteil- und Übertragungsnetz zu rechnen
ist. Die Regulierungsbehörde rechnet mit einem möglichen Auftreten von Engpässen in
Maasvlakte in 2011 sowie in Eemshaven in 2013. [Energiekamer, 2010]
Im Rahmen der notwendigen Netzmodernisierung wird in den Niederlanden vor allem
eine Erhöhung der Transportkapazitäten und eine Verbesserung der Netzauslastung
angestrebt. Seit 2002 wird in den Niederlanden an dem Ausbau und der Verstärkung
des 380 kV-Netzes im Westen der Niederlande gearbeitet. Zusätzlich dazu arbeitet der
niederländische ÜNB an einem Ausbau des 380 kV-Netzes im Norden der Niederlande.
Dieses Projekt befindet sich in der Planungsphase. Die Fertigstellung des Netzes ist für
2016 geplant. Das neue Netz mit einer Länge von 220 km wird Eemshaven im Norden
mit Diemen im Westen verbinden. Beide Projekte sind von besonderer Bedeutung für
das
niederländische
Stromnetz
aufgrund
einer
angestiegenen
Stromnachfrage
einerseits sowie einer Vielzahl geplanter neuer Erzeugungskapazitäten andererseits.
Ende 2009 hat die niederländische Regierung eine „Intelligente Netz Taskforce“ ins
Leben gerufen. Die Taskforce ist dafür verantwortlich, ein Konzept sowie einen
Umsetzungsplan für die Entwicklung eines intelligenten Netzes in den Niederlanden
auszuarbeiten. [EE Aktionsplan NL, 2010]
Weiterführende Informationen zum Ausbau des niederländischen Stromnetzes finden
sich im „Quality and Capacity Plan 2010-2016“ des niederländischen ÜNB TenneT.37
Stromspeicher:
Stromspeicher: In den Niederlanden besteht derzeit noch keine detaillierte Handlungsstrategie zum Ausbau von Stromspeicherkapazitäten. [EZ, 2010] Das niederländische
Wirtschaftsministerium hat unter der Vorgängerregierung zwar eine Projektgruppe zur
Untersuchung der Realisierbarkeit von Stromspeichern gegründet, sich bisher jedoch
nicht für die Entwicklung solcher Speicher ausgesprochen. [Rijksoverheid, 2008]
Überlegungen zur Entwicklung von Stromspeicherkapazitäten sind in den Energieszenarien aus dem Jahr 2008 festgehalten. Der Ausbau von Stromspeicherkapazitäten
fällt unter das Smart Energy City Szenario, das im Energierapport 2008 als eines von
drei Szenarien beschrieben wird und in Zukunft die größten Veränderungen des
37
Verfügbar unter:
http://www.tennet.org/english/tennet/publications/technical_publications/quality_capacity_plan/50_qu
ality_and_capacity_plan_2010-2016.aspx
183/390
Energiesektors und insbesondere der Netzstrukturen nach sich ziehen würde. Die
Realisierung des sogenannten Smart Grids stellt demnach eine Grundvoraussetzung
zur Entwicklung von Stromspeichern dar. Vom intelligenten Netz sind die Niederlande
jedoch noch weit entfernt. Bisher wird die Strategie des sogenannten Powerhouse
Europe, das auf den weiteren Ausbau von fossilen Kraftwerken und Kernenergie setzt,
verfolgt. [EZ, 2008], [EZ, 2010] [Volkskrant, 2010]
Inländisches Potenzial zur Erschließung von Pumpspeicherkraftwerke wird derzeit nicht
gesehen und scheint für die Niederlande ungeeignet zu sein, da es z.B. keine Stauseen
gibt. Mit dem Bau des NorNed-Kabels wurde jedoch die Option erschlossen,
norwegische Pumpspeicher nutzen zu können. Im Zukunftsszenario zur Smart Energy
City werden Batterien insbesondere für Elektrofahrzeuge als eine flexible Speichertechnologie angesehen, um den Überschuss aus Sonnen- und Windenergie sinnvoll zu
nutzen. [Essen New Energy en Enexis, 2009] In Zukunft soll vor allem Stromspeicherung durch Wärmepumpen in Verbindung mit Wärme-/Kältespeicherung im
Boden realisiert werden. Für die Speicherung von überschüssiger Windenergie war
außerdem die Entwicklung einer sogenannten Energie-Insel in der Nordsee im
Gespräch. [EZ, 2010] Für die Einrichtung von Druckluftspeichern kommen in den
Niederlanden zudem erschöpfte Gasfelder in Frage.
4.2.3.5. Polen
Verbundnetz:
Verbundnetz: Die polnische Regulierungsbehörde „Urząd Regulacij Energetyki“ (URE)
erachtet
adäquate
Interkonnektorkapazitäten
sowie
eine
Koordination
des
Kapazitätsmanagements im Bereich der Verbundnetze als Schlüsselfaktoren für die
Integration des polnischen Strommarktes mit den benachbarten Strommärkten. Mit
Blick auf die aktuelle Situation kann der Charakter des polnischen Strommarktes aus
Sicht der Regulierungsbehörde als subregional gekennzeichnet werden. Die größte
Beschränkung für eine stärkere Integration des polnischen Strommarktes in den
europäischen Verbund stellt aus Sicht von URE das unzureichende Ausmaß der
Verbundkapazitäten dar. [URE, 2010] In Polen bestehen aktuell Interkonnektorverbindungen nach Deutschland, Tschechien, zur Slowakischen Republik, Schweden,
Weißrussland und der Ukraine.38 Die Verbindungen nach Weißrussland und die Ukraine
sind seit 2004 respektive 1993 nicht mehr aktiv. [EE-Aktionsplan PL, 2010]
Im Vergleich zu 2008 hat sich das Volumen der Interkonnektorkapazitäten aus Sicht
von URE zwar verbessert. Dennoch ist eine weitere Erhöhung notwendig, um den
Marktteilnehmern eine stärkere Teilnahme am grenzüberschreitenden Stromhandel zu
ermöglichen. Die Beseitigung von Übertragungsnetzengpässen sowie eine Koordi-
38
184/390
nierung des Engpassmanagements an den Grenzen zwischen Polen und Deutschland,
Tschechien und der Slowakischen Republik stellen hierfür wichtige Handlungsmaßnahmen dar. [URE, 2010]
Bis 2030 plant die polnische Regierung einen starken Anstieg der Stromim– und
–exporte. Um dies zu ermöglichen sollen die polnischen Verbundkapazitäten weiter
ausgebaut werden. Im Zeitraum 2010 bis 2015 plant der polnische ÜNB PSE
Operator S.A. einen Ausbau der Netzverbindung zwischen Polen und Litauen, eine
Wiederaktivierung der Verbindung mit der Ukraine (Rzeszów-Chmielnicka), eine
Wiederaufnahme der Verbindung mit Weißrussland, den Bau einer neuen Verbindung
(Narew-Roś) sowie den Bau einer dritten Verbindung mit Deutschland. [EE-Aktionsplan
PL, 2010], [EEP 2030, 2009]
Eines der seit mehreren Jahren diskutierten und vorbereiteten Projekte im Rahmen der
internationalen Expertengruppe Baltrel (früher Baltic Ring) ist die Schließung des
sogenannten „Ostseerings ” – eines Übertragungsnetzes, das Norwegen, Schweden,
Finnland, Dänemark, Polen, Russland und die Baltischen Staaten verbinden soll. [EEP
2030, 2009]
Verteilnetz: Auch in Polen werden stärkere Investitionen in
Netzausbau und –regulierung als notwendig erachtet. Aus der Sicht des polnischen
Übertragungsnetzbetreibers liegen die zukünftigen Herausforderungen darin, die
Investitionen in Netzinfrastrukturen adäquat an die Entwicklung der Kapazitäts- und
Elektrizitätsnachfrage,
den
Anschlussbedarf
neuer
EE-Erzeugungsanlagen,
die
Konstruktion neuer nuklearer Erzeugungskapazitäten, den Anstieg der grenzüberschreitenden
Interkonnektorkapazitäten
sowie ein
ausreichendes Level der
Versorgungssicherheit anzupassen. Im Entwurfskonzept zum ÜNB Entwicklungsplan
für die Periode 2010 bis 2025 wurde eine entsprechende Anpassung der Investitionspläne an die genannten Herausforderungen vorgenommen. Trotz dieser Anpassung hat
der polnische Netzbetreiber PSE Operator SA Risiken identifiziert, welche die
Übertragungsnetzgüte und die Notwendigkeit eines sofortigen Ausbaus des Übertragungsnetzes betreffen und die nicht im aktuellen Entwurfskonzept aufgenommen
wurden. [URE, 2010]
Mit Bezug auf die Versorgungssicherheit stellen die Netzkapazitäten sowie der
technische
Netzzustand
entscheidende
Faktoren
dar.
Diesbezüglich
sind
die
Investitionen des ÜNB von besonderer Signifikanz. Das Investitionsbestreben des ÜNB
mit Bezug zum nationalen Übertragungsnetz geht aus Sicht der Regulierungsbehörde
in zwei Richtungen: Zum einen wird die Absicherung der Versorgungssicherheit
angestrebt. Neben dem Ausbau einer Nord-Süd-Verbindung und einer Ostsee-Trasse
bezieht sich die Mehrheit der geplanten inländischen Netzinvestitionen aufgrund der
speziellen Charakteristik des polnischen Hochspannungsnetzes auf eine Verstärkung
des 400 kV-Übertragungsnetzes, einen Ersatz des 220 kV-Übertragungsnetzes sowie
185/390
den
Ausbau
und
die
Verstärkung
bestehender
400/110 kV
und
220/110 kV
Transformatorstationen, die aufgrund des prognostizierten Anstiegs der Stromnachfrage in Ballungszentren benötigt werden. [ENTSO-E, 2010] Zum anderen zielen
die Investitionen darauf ab, den freien Stromhandel im Inland sowie mit europäischen
Nachbarstaaten voranzutreiben. Eine Übersicht über geplante inländische Netzinvestitionen des ÜNB und Projektzeitpläne findet sich im National Report 2010 von
URE. [URE, 2010]
Stromspeicher: In Polen wurde der Ausbau der Stromspeicherkapazitäten bisher nicht
als strategisches Ziel der Energiepolitik ausgegeben. Der Ausbau der Pumpspeicherkapazitäten ist nicht geplant, da Polen aufgrund seiner Topographie wenig Potenzial
für Pumpspeicher besitzt. Die Nutzung der Batterien von Elektrofahrzeugen als
Speicher soll allerdings weiterentwickelt werden, außerdem soll die Forschung zu
Brennstoffzellen und Wasserstofftechnologie gefördert werden. [EE-Aktionsplan PL,
2010], [EEP 2030, 2009], [EEP 2030/Appendix 3, 2009]
4.2.3.6. Slowakische Republik
Republik
Verbundnetz
Verbundnetz:
netz:
In
der
Slowakischen
Republik
bestehen
aktuell
Interkonnektor-
verbindungen nach Polen, Tschechien, Ungarn und in die Ukraine.
39
Auch die
slowakische Regierung verfolgt das Ziel, die Interkonnektorkapazitäten zu den
Nachbarländen zu verstärken. Derzeit verhandelt der slowakische ÜNB SEPS mit den
ÜNB der Nachbarländer über eine Verstärkung der bestehenden grenzüberschreitenden
Passagen. Priorität hat dabei ein Ausbau der Interkonnektoren zwischen der
Slowakischen Republik und Ungarn. Mehrere 400 kV-Leitungen sind in mittelbis
langfristiger Perspektive geplant. Zwischen der Slowakischen Republik und Polen wird
eine 2*400 kV-Leitung derzeit diskutiert. Da bestehende Interkonnektorenverbindungen nach Tschechien und in die Ukraine in mittelfristiger Perspektive außer Betrieb
gehen werden, sind für diese Verbindungen Neubau- bzw. Erweiterungsplanungen im
Gespräch. Im Gegensatz dazu sind zwischen der Slowakischen Republik und Österreich
wegen Unstimmigkeiten über frühere, nicht erfolgreiche Projekte langfristig keine
weiteren Projekte geplant. [SEPS, 2011], [SEPS, 2009] Zudem gilt für die meisten
Projekte, die den Ausbau der Interkonnektorkapazitäten betreffen, dass eine Inbetriebnahme erst nach 2015 oder 2020 erwartet werden kann. [EE Aktionsplan SK,
2010]
Verteilnetz: Aus Sicht der slowakischen Regierung stellen die
mittelbis langfristige Entwicklung der Stromnachfrage, der Ausbau der EEKapazitäten, die Fortführung eines sicheren Netzbetriebs sowie ein hohes Maß an
zentrale
Treiber
für
den
Ausbau
des
inländischen
Übertragungs- und Verteilnetzes dar. [EE Aktionsplan SK, 2010]
39
Ebd.
186/390
Aktuell
besteht
aus
Sicht
der
slowakischen
Regierung
ein
Risiko
für
„gefährliche“ Effekte im Übertragungs- und Verteilnetz in Bezug auf eine ausreichende
Versorgungssicherheit. Ursächlich hierfür ist die Einschätzung, dass der aktuelle
Ausbau von EE-Erzeugungsanlagen die im Rahmen der Energiesicherheitsstrategie
prognostizierten EE-Kapazitäten übersteigen könnte. Ein deutlich stärkerer Ausbau von
EE-Kapazitäten als erwartet könnte das sichere Management des slowakischen
Stromnetzes gefährden, dadurch dass einerseits das Netzausbautempo nicht mit dem
EE-Anlagenausbau Schritt halten kann und andererseits ein beschleunigter Netzausbau
finanziell nicht abzudecken ist. [EE Aktionsplan SK, 2010] Die Planungen des ÜNB SEPS
für den inländischen Netzausbau sind daher in erster Linie auf den geplanten Ausbau
von Stromerzeugungskapazitäten, insbesondere im Bereich der regenerativen und
fossilen Erzeugung ausgerichtet. [SEPS, 2011] Um die Stromnetzstabilität und die
Versorgungssicherheit zu gewähren, wurden durch den slowakischen Transportnetzbetreiber zudem bereits Beschränkungen festgelegt, die eine Erhöhung der
Produktionskapazitäten von Photovoltaikanlagen limitieren. [EE Aktionsplan SK, 2010]
Darüber hinaus ist ebenso wie in Polen auch in der Slowakischen Republik ein Großteil
der geplanten inländischen Netzinvestitionen gemäß SEPS Development Program auf
einen
Ausbau
des
400 kV-Übertragungsnetzes,
einen
Ersatz
des
220 kV-
Übertragungsnetzes sowie den Ausbau und die Verstärkung bestehender Transformatorstationen ausgerichtet. [URSO, 2010]40
Stromspeicher:
Stromspeicher: Gemäß Energy Security Strategy 2008 erachtet die slowakische
Regierung vor allem Pumpspeicherkraftwerke als geeignete Option im Hinblick auf den
Ausbau von Stromspeicherkapazitäten in der Slowakischen Republik. Geplant ist der
Bau eines 600 MW Pumpspeicherkraftwerks am Fluss Ipel ab 2013. Zusätzlich dazu
werden der Bau kleinerer Pumpspeicherkraftwerke und der Kapazitätsausbau derzeit
bestehender Pumpspeicherkraftwerke in Höhe von 916 MW angestrebt. [Slovak
Republic, 2008]
Diese energiepolitische Ausrichtung wurde mit dem nationalen EE-Aktionsplan im
Oktober 2010 bestätigt. Trotz dieser energiepolitischen Ausrichtung, kann der Bau des
Ipel-Kraftwerks jedoch nicht als gesichert angesehen werden. Im Rahmen des
Aktionsplans betont die slowakische Regierung, dass sie den Ausbau zusätzlicher
Speicherkapazitäten als problematisch erachtet, ohne Angaben von spezifischen
Gründen. Daher werden Ausbau und Nutzung anderer Speichertechnologien in der
Slowakischen Republik ebenso wie die Nutzung von Smart Grids bis zum Jahr 2020
angezweifelt. [EE Aktionsplan SK, 2010] Gemäß slowakischem Monitoringbericht zur
Versorgungssicherheit aus 2010 wurden alle vorbereitenden Arbeiten an den geplanten
40
Eine ausführliche Liste geplanter Investitionsvorhaben findet sich im Bericht „SEPS development program
for the years of 2011-2020“ auf der Website des slowakischen ÜNB SEPS (www.sepsas.sk), der
ausschließlich in slowakischer Sprache verfügbar ist.
187/390
Wasserkraftwerken gestoppt aufgrund von finanziellen und örtlichen Beschränkungen.
Zwar kommt im Bericht klar zum Ausdruck, dass das Ipel-Kraftwerk als Regelkraftwerk
für die regenerative Stromerzeugung in der Slowakischen Republik benötigt wird.
Gleichzeitig wird aber konstatiert, dass die Nutzung des IPEL-Kraftwerks im
slowakischen Erzeugungssystem selbst bei optimistischer Einschätzung erst in 15 bis
20 Jahren erwartet werden kann. [Slovak Ministry of Economy, 2010]
4.2.4
Expertenmeinung zum Ausbau der StrominfraStrominfrastruk
strukturen
4.2.4.1. Ausbau des inländischen Stromnetz
„Halten Sie die Geschwindigkeit beim inländischen Netzausbau in Deutschland/in
Ihrem Land für ausreichend, um die von der Regierung anvisierten EE-Ausbauziele bis
2020 zu erreichen?“
Deutschland
Die Geschwindigkeit des Netzausbaus in Deutschland wird in allen zwölf vorliegenden
Antworten als nicht ausreichend eingeschätzt. Angesichts des geplanten Ausbaus der
EE wird prognostiziert, dass sowohl Übertragungs- als auch Verteilnetze zunehmend
an ihre Grenzen stoßen und innerhalb der nächsten Jahre erhebliche Investitionen
notwendig sind.
Im Bereich der Übertragungsnetze gäbe es bereits jetzt Probleme, Überschüsse aus der
Windenergieerzeugung nach Süddeutschland zu transportieren. Mehrfach werden von
den Experten die Netzstudien der Deutschen Energie-Agentur (dena) zitiert: In der
ersten Netzstudie von 2005 war ein Ausbaubedarf der Übertragungsnetze von 800 km
festgestellt worden, von denen bisher erst 80 km realisiert wurden. Daher sei nicht
abzusehen, wie der Ende 2010 in der Netzstudie II prognostizierte Ausbaubedarf von
über 3.000 km in den nächsten Jahren erreicht werden soll - laut einem Experten
dauere dies unter den gegenwärtigen Bedingungen Jahrzehnte. Allerdings plädiert er
auch dafür, zu hinterfragen, ob die von der dena genannten mehr als 3.000 km
Netzausbau wirklich benötigt würden – in der Politik gäbe es hierzu unterschiedliche
Einschätzungen.
Als Ursachen für den zu langsamen Ausbau der Übertragungsnetze werden von den
Experten im Wesentlichen drei Gründe genannt:
1. Es fehlt ein konkreter Fahrplan für den Ausbau der Übertragungsnetze in
Deutschland und Europa. Ein solcher transparenter und unbürokratischer
„Masterplan“ müsste sich mehreren Experten zufolge an der zukünftigen
Erzeugungsstruktur, besonders auch am geplanten Ausbau der EE orientieren
und mit diesem harmonisiert werden. Das Energiekonzept der Bundesregierung
188/390
sieht zwar die Schaffung eines solchen Fahrplans vor, bis zur Umsetzung könne
es nach Ansicht eines Experten aber noch mehrere Jahre dauern.
2. Die bisherigen Umsetzungsinstrumente sind ineffizient. Das existierende
System
der
mehreren
Genehmigungs-
Experten
zufolge
und
den
Planfeststellungsverfahren
notwendigen
zügigen
verhindert
Netzausbau.
So
vergingen laut einem Experten gegenwärtig 5-10 Jahre von der Planungsphase
bis zum Abschluss der Genehmigungsverfahren. Drei Experten fordern daher,
dass
zusätzlich
zu
konkreten
Ausbauplanungen
von
der
Politik
auch
Mechanismen zur schnelleren Umsetzung der Vorhaben geschaffen werden.
3. Investitionen in den Netzausbau sind für die Betreiber unattraktiv. Ein Experte
führt
dies
auf
einschränkende
Rahmenbedingungen
zurück,
wie
etwa
Effizienzvorgaben und Ertragsobergrenzen. Diese würden außerdem häufig
geändert, was die Planungssicherheit beeinträchtige. Generell bestehe laut
zweier Experten große Unklarheit über die zukünftige Produktionsstruktur in
Deutschland und Europa, weswegen die Netzbetreiber gegenwärtig vor
Investitionen zurückschrecken. Ein Experte schlägt als Lösungsansatz vor, die
Übertragungsnetze
in
Staatsbesitz
zu
überführen
und
einer
einzelnen
Betreibergesellschaft zu unterstellen, die damit nicht dem Renditezwang
unterläge.
Ein weiterer Experte weist zudem auf einen ungenügenden technischen Fortschritt im
Netzbereich hin. So sei intensivere Forschung zu intelligenten Ausgleichsmechanismen
sowie zu kostengünstigen Erdkabeln und anderen Verlegungsarten nötig. Auch sei zu
prüfen, wie sich die bestehenden Höchstspannungstrassen intensiver nutzen lassen.
Dies könne eine günstigere Teilalternative zum Netzausbau darstellen.
Nach Meinung von fünf Experten sind ebenso im Bereich der Verteilnetze Engpässe zu
erwarten, hier müsste zur Integration des weiteren EE-Ausbaus massiv investiert
werden. Vor allem in Süddeutschland gäbe es durch die zunehmende Einspeisung von
Solarstrom und die damit verbundene teilweise Lastumkehr bereits Probleme. Hierzu
seien genauere Untersuchungen zum Status quo und dem zukünftigen Bedarf nötig, da
die Situation regional stark unterschiedlich ist und genaue Informationen fehlen. Ein
Experte sieht auf der Ebene der Verteilnetze sogar langfristig die vordringlicheren
Probleme.
Nach Meinung zweier Experten können Investitionen in dezentralere Netzstrukturen
und Smart Grids Abhilfe schaffen. Letztere könnten laut einem Experten auch eine
günstigere Alternative zum Angebot-Nachfrage-Ausgleich darstellen als die im
Energiekonzept vorgesehenen Investitionen in Kuppelstellen, Übertragungs- und
Overlaynetze. Generell müsse die Politik klarstellen, auf welcher Netzebene der Ausbau
künftig mit Vorrang gefördert wird.
189/390
Europa
Auch im europäischen Ausland wird durchweg Investitionsbedarf im Bereich des
Netzausbaus gesehen, teils bedingt durch den Ausbau der EE. Länderspezifisch stehen
allerdings unterschiedliche Aspekte im Mittelpunkt:
In den Niederlanden gibt es in vielen Netzteilen Überkapazitäten. Der nationale Experte
erwartet im Rahmen einer notwendigen Netzmodernisierung und der Einführung von
Smart Grids auch eine Erhöhung der Transportkapazitäten und eine Verbesserung der
Netzauslastung.
Das französische Netz ist nach Meinung des dortigen Experten in einem „desolaten
Zustand“. In der Vergangenheit sei hauptsächlich in Erzeugungstechnologien investiert
worden; vermehrte witterungsbedingte Stromausfälle im Übertragungs- und Verteilnetz seien die Folge. Der Experte plädiert in dieser Situation anstelle eines bloßen
Ausbaus für einen intelligenten Umbau der Netze. Dies werde aber bislang nicht
energisch verfolgt.
In Großbritannien wird aus Sicht des nationalen Experten aktuell „nicht viel getan“, um
stärkere Investitionsanreize für den inländischen Netzausbau bzw. Ersatzinvestitionen
zu schaffen. Vielmehr würden Investitionen solange verschoben, bis sie absolut
notwendig seien.
In der Slowakischen Republik sorgt der Ausbau der EE für einen höheren Bedarf an
Reservekapazitäten, deren Bereitstellung im Fokus steht. Dies schlägt sich auch in
steigenden Strompreisen nieder.
Auch in Polen werden stärkere Investitionen in Netzausbau und –regulierung als
notwendig erachtet. Vordringlich sei hier die Nord-Süd-Verbindung, außerdem fehle
eine Ostsee-Trasse.
4.2.4.2. Ausbau der Speicherkapazitäten
Deutschland
„Wie beurteilen Sie die von der Bundesregierung im Energiekonzept aufgeführten
Handlungsfelder zum Ausbau von Speicherkapazitäten, die flexibel auf fluktuierende
Einspeisung auf Basis Erneuerbarer Energien reagieren können, [Energiekonzept, 2010,
S. 21] im Hinblick auf ihre Relevanz für den Umbau der Stromversorgung in
Deutschland?
a.
Erschließung der verfügbaren deutschen Potenziale für PumpspeicherPumpspeicherkraft
kraftwerke
Die Erschließung der Kapazitäten für Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland wurde
von 13 Experten kommentiert. Sie stimmen generell überein, dass die noch
190/390
realisierbaren Potenziale in Deutschland eher gering sind. Trotzdem halten acht
Experten deren kurz- bis mittelfristige Erschließung für wichtig bis sehr wichtig. Ein
Experte weist auf noch ungenutzte Potenziale etwa im Schwarzwald und in Thüringen
hin. Andere betonen die hohe Bedeutung von Pumpspeichern als Tagesspeicher und
für den Wiederaufbau der Netze nach einem Netzzusammenbruch, den EE nicht leisten
können. Ein Experte bezeichnet die Realisierung generell als finanzierbar, ein anderer
begrüßt die im Energiekonzept vorgeschlagene verlängerte Befreiung von Netzzugangsgebühren zur Förderung von Pumpspeichern. Allerdings wird in mehreren
Antworten angemerkt, dass eine geringe öffentliche Akzeptanz und langwierige
Genehmigungsprozesse die Erschließung in Deutschland deutlich erschweren können.
Vier Experten halten die noch realisierbaren Potenziale dagegen für so gering, dass
deren Ausbau insgesamt kaum relevant ist. Es wird unter anderem auf den zukünftigen
saisonalen Speicherbedarf hingewiesen, den (einheimische) Pumpspeicherkraftwerke
nicht
decken
könnten.
Zwei
Experten
bezweifeln
außerdem
die
generelle
Notwendigkeit und Wirtschaftlichkeit des Ausbaus von Speicherkapazitäten und
favorisieren eine flexible Erzeugungsstruktur mit ausreichend Regelkraftwerken in
Verbindung mit einem leistungsfähigen Verteilnetz und intelligenter Verbrauchssteuerung.
b.
Nutzung ausländischer Pumpspeicher für Deutschland durch Anbindung
großer Wasserkraftspeicher in Norwe
Norwegen und in den Alpen
Die Nutzung ausländischer Pumpspeicher wird in den 13 vorliegenden Antworten recht
kontrovers beurteilt. Sechs Experten halten die Erschließung für wichtig und sinnvoll,
drei sehen hier keine größere Relevanz und vier äußern sich eher abwägend.
Als Argument für die Nutzung von Pumpspeichern im Ausland wird vor allem ihre gute
Eignung als saisonaler Speicher angeführt. Geografisch werden in Norwegen größere
Nutzungspotenziale erwartet als im Alpenraum, der laut einem Experten bis auf ein
Restpotenzial von 5-10 GW weitgehend erschlossen sei.
Allerdings geben mehrere Experten zu bedenken, dass die intensive Nutzung
ausländischer Pumpspeicher erstens unbedingt den Ausbau der entsprechenden
Transportinfrastruktur voraussetzt. Eine Empfehlung lautet hier, zur Anbindung
Norwegens aus Akzeptanzgründen stärker auf Unterseekabel als auf landgestützte
Transportleitungen zu setzen. Die zweite entscheidende Frage ist die nach der
Regulierung des Zugangs zu den Speichern: Hier gäbe es noch keine entsprechenden
politischen Vereinbarungen. Eine Stimme weist darauf hin, dass Deutschland keinen
selbstverständlichen Nutzungsanspruch etwa auf norwegische Speicherkapazitäten
habe.
Obwohl
Norwegen
zurzeit
intensiv
Forschung
und
Entwicklung
zur
Pumpspeichertechnologie betreibe, sei die Freigabe der Kapazitäten für ausländische
Nutzer dort politisch noch nicht geklärt, u.a. weil die Bevölkerung dies kritisch sehen
191/390
könne. Auch wenn Norwegen Teil des Europäischen Wirtschaftsraumes ist und es somit
keine formellen Barrieren gegenüber anderen europäischen Nutzern geben dürfte,
rechnen mehrere Experten hier mit komplizierten und langwierigen Verhandlungen.
Von deren Ausgang hängt aus Sicht der Experten die mögliche Nutzung für
Deutschland und deren Wirtschaftlichkeit ab, wobei zu berücksichtigen sei, dass auch
von den beim Stromtransport zu durchquerenden Ländern die Forderung hoher
Durchleitungsgebühren zu erwarten sei.
Ein Kritiker warnt in diesem Kontext auch vor neuen möglichen Abhängigkeiten in der
Energieversorgung,
gepaart
mit
sinkender
durch
lange
Transportwege. Unterschiedliche Einschätzungen gibt es hinsichtlich des Zeithorizonts
für eine Erschließung: Nach Ansicht eines Experten sind bis 2030 alle relevanten
Potenziale in Norwegen und den Alpen erschlossen und deren Nutzung geklärt. Zwei
Experten sehen die Bedingungen für eine Nutzung erst mit einer fortgeschrittenen
Netzintegration und einer stärkeren energiepolitischen Harmonisierung in Europa
gegeben, und halten eine umfangreiche Nutzung erst ab 2030 für realistisch. Ein
Experte schätzt den mittelfristigen Nutzen ausländischer Pumpspeicher dagegen
insgesamt gering ein, da vorrangig Regelungskapazitäten benötigt würden. Diese
müssten aufgrund der langen Transportwege und der mangelnden Netzintegration in
Form
von
Regelkraftwerken
und
anderen
Speichermöglichkeiten
im
Inland
bereitgestellt werden.
c.
Entwicklung von Druckluftspeichern bis zur Markt
Marktreife
Zum Aspekt der Entwicklung von Druckluftspeichern haben sich neun Experten
geäußert. Insgesamt wird die Relevanz eher zurückhaltend beurteilt. Drei Experten
halten die Speichermethode technisch und/oder wirtschaftlich für nicht praktikabel;
einer spricht auch mögliche Nutzungskonflikte hinsichtlich der benötigten Kavernen an.
Andere sehen grundsätzlich eine Perspektive als Tagesspeicher, sind aber skeptisch,
was den möglichen Nutzungsumfang in Deutschland oder den Zeitrahmen für die
Umsetzung angeht. So sei die Marktreife weit entfernt und mehrere Unternehmen
bereits wieder aus der Entwicklung ausgestiegen. Ein anderer Experte sieht das Thema
erst nach 2030 an Relevanz gewinnen. Zwei Experten halten die Technologie dagegen
für vielversprechend und ihre Förderung für relevant für die zukünftige Energieversorgung in Deutschland.
d.
Entwicklung von Wasserstoffspeichern (und aus Wasserstoff hergestelltes
Methan) bis zur Marktre
Marktrei
reife
Ähnlich
zurückhaltend
fällt
das
Votum
der
befragten
Experten
zum
Thema
Wasserstoffspeicher aus (10 Antworten). Der Technologie wird von mehreren Seiten ein
großes Potenzial bescheinigt, auch aufgrund der hohen Energiedichte und vielseitigen
Verwendbarkeit von Wasserstoff. Allerdings gehen die Meinungen auseinander, ob sich
192/390
die technischen und wirtschaftlichen Hürden zur Marktreife überwinden lassen. Als
Probleme werden die hohen Umwandlungsverluste, die ungelöste Transportfrage sowie
Sicherheitsaspekte
genannt.
Ein
Experte
ist
hier
zuversichtlich,
bescheinigt
Wasserstoffspeichern eine „hohe Realisierungswahrscheinlichkeit“ und Relevanz, die
technischen Fragen seien durch Rückgriff auf bekannte Gastechnologien lösbar.
Andere Stimmen beurteilen die mittelfristige Perspektive kritischer, halten eine
Marktreife aber langfristig und mit hohem Aufwand für Forschung und Entwicklung für
möglich. Zwei Experten glauben dagegen nicht mehr an eine Durchsetzung von
Wasserstoffspeichern und verweisen auf die ergebnislosen Diskussionen und Konzepte
der letzten Jahrzehnte.
e.
Dass
Entwicklung von Batterien für Elektrofahr
Elektrofahrzeuge bis zur Marktreife
Batterien
von
Elektrofahrzeugen
in
Zukunft
als
Tagesspeicher
für
die
fluktuierende Stromproduktion dienen können, wird von den Befragten grundsätzlich
bestätigt. Auch sei die Technologie schon nah an der Marktreife und werde von
Industrie und Regierung gefördert. Allerdings dauert es nach Einschätzung von drei
Experten noch lange, bis ein relevantes Gesamt-Speichervolumen zur Verfügung steht
– abhängig auch von der zukünftigen Verbreitungsgeschwindigkeit von Elektroautos.
Zwei andere Experten sehen hierin auch in Zukunft höchstens eine Ergänzung zu
anderen Speichertechnologien.
Ein Experte beurteilt in diesem Zusammenhang die Rolle der Verbundunternehmen und
Regionalversorger kritisch: Sie zeigten kein ernsthaftes Engagement in der Entwicklung
von Batterie- und Ladesystemen. Neben dem Commitment der Energie- und
Automobilbranche sei aber auch die Einstellung der Gesamtgesellschaft entscheidend
für den breiten Übergang zur Elektromobilität, welcher frühestens in zehn Jahren
beginnen
könnte.
Hierzu
seien
neue
Mobilitätskonzepte
und
eine
generelle
Verhaltensänderung notwendig.
Europa
Den europäischen Experten wurde in diesem Zusammenhang eine leicht geänderte
Frage gestellt: „Welche Ziele und Strategien verfolgt die Regierung in ihrem Land in
Bezug auf den Ausbau von Speichermöglichkeiten für regenerativ erzeugten Strom?
a) Welche Technologien sollen zum Einsatz kommen (z.B. Pumpspeicherkraftwerke,
Druckluftspeicher, Wasserstoffspeicher und aus Wasserstoff hergestelltes Methan,
Batterien für Elektrofahrzeuge)?
b) Inwiefern sollen Speichermöglichkeiten im Inland oder Ausland erschlossen
werden?“
In den Niederlanden gibt es zu diesem Thema keine öffentliche Diskussion. Die Option,
norwegische Pumpspeicher nutzen zu können, wurde mit dem Bau des NorNed-Kabels
193/390
realisiert. Derzeit wird die Verbindung aus Sicht des niederländischen Experten aber
hauptsächlich zum Import von regenerativem Strom genutzt. Für die Einrichtung von
Druckluftspeichern
gäbe
es
in
den
Niederlanden
viele
erschöpfte
Gasfelder.
Grundsätzlich sei die Erschließung in- und ausländischer Speichermöglichkeiten
geplant, wobei der Fokus momentan auf dem Ausland liege.
In Frankreich werden von allen Speichertechnologien lediglich Elektrofahrzeuge aktiv
entwickelt,
im
kleineren
Stromversorgung
Stil
insgesamt
gibt
hält
es
der
hier
langjährige
Experte
Erfahrungen.
langfristig
einen
Für
Mix
die
aus
Speichertechnologien und Systemintelligenz für sinnvoll, allerdings liegt Frankreich
auch bei der Entwicklung von Smart Grids zurück. Impulse erhofft sich der Experte hier
von regionalen Initiativen. Im Ausland sieht er Potenzial für die Nutzung von
Pumpspeicherkapazitäten in der Schweiz.
Der slowakische Experte hält besonders den Bau moderner Pumpspeicherkraftwerke
am Fluss Ipel für interessant. Dies sei zwar kostenintensiv, aber finanziell tragbar. Ob
eher Speicherkapazitäten im In- oder Ausland erschlossen werden, sei einzig von den
Investitionsentscheidungen der Marktakteure abhängig.
Polen besitzt dem nationalen Experten zufolge aufgrund seiner Topographie wenig
Potenzial für Pumpspeicher. Kavernen für Druckluftspeicher wären zwar zu finden,
würden aber wahrscheinlich vordringlich zur Speicherung von Erdgas genutzt. Am
realistischsten beurteilt der Experte die Nutzung der Batterien von Elektrofahrzeugen
als Speicher, die breite Durchsetzung der Elektromobilität erfordert aber ein anderes
Verkehrsleitbild. Energiepolitisch sei die Regierung hauptsächlich an einer möglichst
kostengünstigen
und
effizienten
Umsetzung
der
Klimaschutzziele
interessiert.
Energiespeicher könnten gegebenenfalls im Inland errichtet werden, die Technologien
dazu werden aber derzeit durchweg im Ausland entwickelt.
In Großbritannien sind Pumpspeicherkraftwerke aus Sicht des britischen Experten die
am ehesten verfügbare Speichermöglichkeit. Große Potenziale, Regelenergie bereitzustellen, sieht der Experte außerdem in der Einbeziehung bestehender Notstromanlagen. Generell befürwortet er die Nutzung nationaler beziehungsweise lokaler
Speicherkapazitäten, da zum einen die Versorgungssicherheit im Vergleich zu
ausländischen
Speichern
höher
sei,
zum
anderen
das
Netz
besonders
zu
Spitzenlastzeiten hohe Verluste aufweise.
194/390
4.2.5
Expertenmeinung
Expertenmeinung zu Konkurrenzen zwischen
alterna
alternativen Erzeugungsstrukturen
4.2.5.1. Expertenmeinung zu potenziellen Konkurre
Konkurren
renzen zwischen
dem EEEE-Ausbau und dem Betrieb von Grundlast
Grundlastkraftwerken
Trotz der Unterschiede in Bezug auf die verfolgten energiewirtschaftlichen Strategien
zur zukünftigen Ausgestaltung des Energiemix und zum Ausbau von Netz- und
Speicherinfrastrukturen zwischen den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten forcieren die
europäischen Zielsetzungen zur zukünftigen Ausgestaltung der Stromerzeugung
länderübergreifend den Ausbau Erneuerbarer Energien. Durch den verstärkten Ausbau
dargebotsabhängiger Erzeugungsanlagen, insbesondere PV- und Windenergieanlagen,
muss das Kraftwerksmanagement zukünftig jedoch nicht nur Schwankungen prognostizieren und ausgleichen, die aufgrund des diskontinuierlichen Stromverbrauchs
anfallen,
sondern
auch
solche,
die
sich
durch
fluktuierende
Einspeisungen
insbesondere von großen Mengen Windstrom ergeben. Der wachsende Anteil
dezentraler und fluktuierender Einspeisung auf Basis Erneuerbarer Energien erfordert
den Einsatz von Kraftwerken, die flexibel auf fluktuierende Einspeisung reagieren
können.
Grundlastkraftwerke, wie Kern- und Braunkohlekraftwerke, die zur Deckung des
Mindestverbrauchs im Stromnetz eingesetzt werden, erfüllen diese Bedingungen
jedoch nicht, da sie nur bedingt regelbar sind und Leistungsvariationen sowie
Minderauslastungen aufgrund der hohen Fixkosten betriebswirtschaftlich nachteilig
sind. Hieraus ergeben sich potenzielle Konkurrenzen zwischen dem Ausbau der
Erneuerbaren Energien und dem Betrieb von Grundlastkraftwerken derart, dass
-
der Ausbau Erneuerbarer Energien und ihr Vorrang bei der Netzeinspeisung
dazu führen kann, dass sich die Anzahl Betriebsstunden konventioneller
Kraftwerke
reduziert
und
damit
Neubau
oder
Laufzeitverlängerungen
insbesondere von Grundlastkraftwerke zunehmend unrentabel werden,
-
durch den Neubau von Grundlast-Kohlekraftwerken oder
die Laufzeit-
verlängerung von Kernkraftwerken der Vorrang Erneuerbarer Energien bei der
Netzeinspeisung
und
damit
die
Investitionssicherheit
für
den
Ausbau
Erneuerbarer Energien gefährdet werden kann.
Im
Rahmen
des
konventionellen
nationalen
Kraftwerkmanagements
Stromerzeugung
neben
werden
im
Braunkohlekraftwerken
Bereich
vor
der
allem
Kernkraftwerke aufgrund ihrer vergleichsweise niedrigen Stromgestehungskosten als
Grundlastkraftwerke eingesetzt. Im Hinblick auf Konkurrenzen zwischen dem EEAusbau und dem Neubau bzw. der Modernisierung von Grundlastkraftwerken spielen
daher die politischen Ziele zum Ausbau bzw. der Förderung von Grundlastkraftwerken
195/390
einerseits sowie die Förderung der regenerativen Stromerzeugung und bestehende
Vorrangregelungen bei der EE-Netzeinspeisung andererseits eine entscheidende Rolle.
In Deutschland sieht die [BMU Leitstudie, 2010] diesbezüglich folgende potenzielle
Konflikte:
-
Aufgrund des steigenden Ausbaus regenerativer Erzeugungsanlagen schwindet
der Bedarf an Grundlastkraftwerken. Zudem ist ein Systemübergang zur
Flexibilisierung konventioneller Kraftwerke notwendig. Bestehende Kraftwerke
müssen zukünftig deutlich flexibler als bisher betrieben werden: Konventionelle
Kraftwerke müssen technisch in der Lage zu sein, EE-Strom zu integrieren und
wirtschaftlich trotz häufiger An- und Abfahrvorgänge ausreichend rentabel
sein.
-
Der Beschluss zur Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke vergrößert
den Druck auf den konventionellen Kraftwerkspark. Der sinkende Bedarf an
Grundlastkraftwerken führt dazu, dass im bestehenden System entweder nur
Kernkraft- oder nur Braunkohlekraftwerke weiter (rentabel) als Grundlastkraftwerke betrieben werden können. Zudem wird es für KWK-Anlagen, die
nicht nach KWKG vorrangig einspeisen, schwer, am Strommarkt wirtschaftlich
zu bestehen.
-
Infolge konventioneller „Überkapazitäten“ im Grundlastbereich, die aus einer
verzögerten Stilllegung konventioneller Kraftwerke resultieren, könnte der
Druck auf eine Verringerung „überschüssigen“ EE-Stroms in Deutschland
wachsen.
-
Wird am Einspeisevorrang für erneuerbar erzeugten Strom gemäß EEG
unverändert festgehalten, um den weiteren EE-Ausbau „abzusichern“, verringert
der zukünftige EE-Zubau die Spielräume für den Betrieb fossiler Kraftwerke
weiter.
Eine Experteneinschätzung zu diesem Themenfeld wurde anhand folgender Frage
ermittelt:
„Erwarten Sie bezüglich der Entwicklung der Stromversorgung Konkurrenzen zwischen
dem EE-Ausbau und dem Neubau bzw. der Modernisierung von Grundlastkraftwerken
in Deutschland/Ihrem Land? Falls ja, wo sehen Sie wesentliche Konfliktlinien?“
Deutschland
Zu dieser Frage liegen aus der Gruppe der deutschen Experten elf Einschätzungen vor;
alle Antworten bestätigen generell das Auftreten von Konkurrenzen. Acht Experten
nennen die sinkenden Betriebs- und Volllaststunden für Grundlastkraftwerke durch die
steigende, vorrangige EE-Einspeisung als zentralen Konfliktpunkt. Insgesamt würde
196/390
durch die steigende Stromerzeugung aus EE-Anlagen der Bedarf an Grundlast sinken.
Aufgrund der zu geringen Auslastung sehen die Experten mit zunehmender Tendenz
die Wirtschaftlichkeit von Grundlastkraftwerken gefährdet. Die schwankende EEEinspeisung führe außerdem zu bestimmten Preiseffekten am Strommarkt, die die
Rentabilität von fossilen Grundlastkraftwerken weiter beeinträchtigten. Auch auf der
Investitionsebene stehen EE-Projekte aus Sicht von drei Experten in direkter
Konkurrenz zum Neubau fossiler Grundlastkraftwerke: Aufgrund der garantierten
Stromabnahme, der festgeschriebenen Vergütung und den kaum vorhandenen
variablen Kosten (etwa für Brennstoff oder CO2-Zertifikate) bieten EE-Anlagen in
Deutschland derzeit eine wesentlich sicherere Investitionsbasis als konventionelle
Kraftwerke. Durch diese Faktoren wird nach einhelliger Meinung der Experten
momentan und auch auf längere Sicht der Neubau fossiler Grundlastkraftwerke
deutlich zurückgehen. Ein Experte erwartet darüber hinaus einen „point of no
return“ bei einem bestimmten EE-Ausbaugrad, nach dem kein paralleler Fortbau von
Erneuerbaren Energien und Grundlastkraftwerken mehr möglich sei.
Es gibt aber laut zwei Experten die mittelfristige Tendenz, die bestehenden Kraftwerke
zu modernisieren und länger am Netz zu lassen, oder in technisch flexiblere und
weniger kapitalintensive Optionen wie etwa grundlastfähige GuD-Kraftwerke zu
investieren. Lediglich ein Experte spricht einen Rückgang des EE-Ausbaus an,
allerdings primär aufgrund der beschlossenen Laufzeitverlängerung bestehender
Kernkraftwerke. Durch die vorgesehene Verlängerung der KKW-Laufzeiten würde
einerseits
der
Ausbau
der
Erneuerbaren
etwas
verlangsamt,
andererseits
die
Modernisierung fossiler Kraftwerke zurückgestellt. Ohne einen effizienten fossilen
Kraftwerkspark
könnten
sich
jedoch
ernste
Probleme
ergeben,
die
CO2-
Reduktionsziele für 2020 und 2050 zu erreichen.
Nach
Aussage
von
vier
Experten
ergeben
sich
aus
der
erwarteten
„Verdrängung“ fossiler Grundlastkraftwerke aber auch gesamtwirtschaftliche und
technische Nachteile, und dadurch mögliche Akzeptanzprobleme für den EE-Ausbau:
Einerseits würden die Verbraucherpreise durch die Subventionierung Erneuerbarer
Energien steigen, andererseits fehlten Grundlastkraftwerke für die Spannungs- und
Frequenzhaltung
und
die
Blindleistungssteuerung,
was
langfristig
die
Versorgungssicherheit und Netzkapazität reduziere. Die Politik müsse daher, so drei
Experten, die bestehende Konkurrenz zwischen EE-Ausbau und Erneuerung der
Grundlastkraftwerke ein Stück weit abschwächen, um langfristig ein Gleichgewicht in
der Erzeugungsstruktur zu erhalten. Offen lassen die Experten, ob hierzu eine Kürzung
der EE-Subventionen und/oder eine Rücknahme der Vorrangeinspeisung notwendig ist.
Aus der Runde der Experten wird jedoch vorgeschlagen, die Renditeaussichten für
Grundlastkraftwerke
zu
verbessern,
in
dem
durch
die
Einführung
eines
Kapazitätsmarktes nicht (nur) die real produzierte Strommenge, sondern auch das
Vorhalten einer bestimmten Erzeugungskapazität vergütet wird.
197/390
Europa
In Großbritannien deuten sich Konflikte zwischen dem Bau neuer Kernkraftwerke und
dem Ausbau Erneuerbarer Energien um den Vorrang im Netz an. Gemäß der
Tageszeitung The Guardian warnten die Energieunternehmen EDF und E.ON 2009 vor
einem Stopp der Neubaupläne für Kernkraftwerke, sollte die britische Regierung das
Ausbauziel für Erneuerbare Energien nicht verringern. [Agentur für EE, 2009] Der
britische Experte weist darauf hin, dass die großen Energieunternehmen vor allem
Investitionen
in
Windenergie
aufgrund
der
schwankenden
Erzeugungsmuster
tendenziell eher meiden würden. Zugleich warnt er davor, dass die Ausrichtung der
zukünftigen Stromerzeugung auf eine Reduzierung nationaler CO2-Emissionen wie in
Großbritannien oder Frankreich dazu führen könnte, dass inländische Windpotenziale
nicht erschlossen würden, weil diese Länder ihre CO2-Ziele über einen Ausbau der
Kernenergienutzung erreichen können.
In den Niederlanden wird der Neubau von Grundlastkraftwerken – fossil und nuklear –
derzeit diskutiert. Sollte dies umgesetzt werden, würden die Subventionen für
Erneuerbare Energien aus Sicht des niederländischen Experten wohl gekürzt, um die
regenerativ erzeugte Strommenge zu begrenzen und die Renditen der neuen
Kraftwerke sicherzustellen.
In Frankreich besteht nach Meinung des nationalen Experten bereits ein Konflikt
zwischen dem EE-Ausbau und dem Betrieb von Grundlastkraftwerken. Die Position des
staatlichen Monopolisten ist aus Sicht des Experten klar gegen dezentrale Erzeugung
und Kraft-Wärme-Kopplung. Auch die Inflexibilität des Kernkraftangebots behindere
einen Ausbau der Erneuerbaren Energien.
Der polnische Experte verweist darauf, dass die Erneuerbaren Energien künstlich
gestützt würden und gegen die fossilen Energiequellen in einem freien Markt nicht
konkurrenzfähig wären. Einen Wettbewerb um die „Vorrangstellung“ der Erzeugungstechnologien gäbe es deshalb nur auf politischer Ebene, zumal ein Wachstum der
Energienachfrage nicht zu erwarten sei.
Auch der slowakische Experte sieht potenzielle Konkurrenzen zwischen dem EEAusbau und dem Betrieb von Grundlastkraftwerken einzig als eine politische Frage.
Kurzfazit: In Deutschland sind wachsende Konkurrenzen zwischen dem Ausbau der
Erneuerbaren Energien und der Sicherung des Bestands an fossilen GrundlastKapazitäten zu erwarten. Hauptgrund ist die vorrangige Einspeisung des EE-Stroms,
die
zu
geringerer
Auslastung
und
damit
unattraktiven
Renditen
für
Grund-
lastkraftwerke führt. Allerdings werden bei Beibehaltung der bisherigen Netzstruktur
weiter Grundlastkraftwerke zur Sicherung der Versorgung benötigt, weswegen neben
dem Umstieg auf flexiblere Kraftwerke auch neue Anreizsysteme für den Betrieb von
Grundlastkraftwerken gefordert werden. Konkurrenzen zwischen dem EE-Ausbau und
198/390
dem
Betrieb
von
Großbritannien
Grundlastkraftwerken
und
werden
potenziell
bestehen
bereits
auch
den
in
in
Frankreich
Niederlanden
und
erwartet.
Insbesondere in Frankreich und den Niederlanden scheint der Ausbau und Betrieb von
Grundlastkraftwerken aus Sicht der nationalen Experten potenziell Vorrang vor dem
EE-Ausbau zu haben, während sich die amtierende britische Regierung gegen eine
staatliche Förderung des Ausbaus von Kernenergieanlagen entschieden hat. In der
Slowakischen Republik und Polen besteht demgegenüber eine klare Präferenz
zugunsten des Betriebs von Grundlastkraftwerken.
4.2.5.2. Expertenmeinung zu potenziellen Konkurrenzen
Konkurrenzen zwischen
dem Ausbau zentraler und dezentraler ErzeugungsErzeugungs- und
Netzinf
Netzinfrastrukturen
Eine zentrale Frage hinsichtlich der zukünftigen Ausgestaltung der Stromversorgung in
Europa ist, ob die bisher tendenziell vorherrschende zentrale Erzeugungs- und
Verteilungsstruktur
in
Form
von
Großkraftwerken
und
einem
hierarchischen
Übertragungs- und Verteilnetz beibehalten wird, oder ob in einem stärkeren Ausmaß
dezentrale Lösungsansätze im Hinblick auf den Umbau des Kraftwerksparks und der
Netzinfrastrukturen verfolgt werden. Unbestritten ist, dass durch den Ausbau der
Erneuerbaren
Energien
in
vielen
Ländern
Europas
bereits
eine
gewisse
Dezentralisierung der Erzeugung erreicht wurde. Diese Tendenz wird sich in Zukunft
verstetigen, je nach gewähltem EE-Ausbaupfad – dezentral beispielsweise über
Photovoltaik- oder Biogasanlagen, oder zentral durch Offshore-Windparks und
solarthermische Kraftwerke. Die Befürworter einer zentralen Struktur leiten aus der
Integration
der
EE-Produktion
die
Notwendigkeit
ab,
die
Kapazitäten
der
hierarchischen Übertragungs- und Verteilnetze massiv zu erweitern und zusätzliche
Grundlast- und Regelkapazitäten zum Ausgleich der schwankenden EE-Produktion zu
schaffen. In einem dezentralen System wären neben einer verteilten, flexiblen
Erzeugung
auch
lokale
und
regionale
Speichermöglichkeiten
und
Lastmanagementsysteme zu schaffen. Strittig ist nach wie vor, ob und wie das gleiche
Maß an Versorgungssicherheit, welches die zentralen Netze bisher bieten, auch in
einem
dezentralen
System
erreicht
werden
kann.
Eine
entscheidende
Stärke
dezentraler Erzeugung ist jedoch die höhere mögliche Gesamteffizienz, da eine
Erzeugung
in
leichter
zu
realisieren
ist
und
Übertragungsverluste durch kürzere Leitungswege reduziert werden.
Neben diesen Konflikten auf technischer Ebene spielen auch wirtschaftliche Aspekte
eine
Rolle
in
der
Diskussion.
Mit
der
historisch
gewachsenen
zentralen
Stromversorgung in Europa liegt die Erzeugungs- und Übertragungsinfrastruktur
vielerorts in den Händen weniger Konzerne. Ein Übergang zu dezentraleren Strukturen
würde in der Regel eine Verschiebung von Eigentumsverhältnissen und Marktanteilen
mit sich bringen. Lokale und regionale Akteure, etwa Kommunen und Regionen, sind
199/390
einer dezentraleren Erzeugungsstruktur gegenüber eher aufgeschlossen, da sie ihnen
größeren Spielraum zur Nutzung eigener Ressourcen und Synergiepotenziale bietet.
Aufgrund
dieser
komplexen
Interessenlage
kommt
den
energiepolitischen
Weichenstellungen eine hohe Bedeutung für die zukünftige Erzeugungs- und
Verteilungsstruktur zu. Die EU-Kommission weist dem Ausbau der dezentralen
Erzeugung im Rahmen ihrer Energiestrategie 2020 [EU-Kommission, 2010a] und ihrem
Energieinfrastrukturpaket 2020 [EU-Kommission, 2010b] aus dem Jahr 2010 eine
bedeutende, wenn auch nicht dominierende Rolle zu. Auf der Erzeugungsseite bekennt
sich die Kommission zur überwiegend zentralen Erzeugung in einem integrierten
europäischen Energiebinnenmarkt, auch unter Fortentwicklung von Großtechnologien
wie CO2-Abscheidung und modernen Kernkraftwerken. Beim anvisierten Ausbau der
Erneuerbaren Energien setzt die Kommission einerseits auf die regional konzentrierte
und überregional eingebundene Erzeugung aus Wind und Sonne, andererseits aber
auch auf dezentrale Erzeugung gemäß den lokalen Gegebenheiten. Der Ausbau der
Übertragungs- und Verteilnetze soll einer sich verändernden und dezentraler
werdenden Angebots- und Nachfragestruktur Rechnung tragen. Auch ausweislich ihrer
„Energieinfrastruktur-Prioritäten bis 2020 und danach“ rechnet die EU-Kommission mit
einer Stärkung der dezentralen Stromerzeugung auf dem gesamten Kontinent. Im
Vordergrund der kurz- und mittelfristig geplanten Aktivitäten stehen allerdings die
europäische Netzintegration und der Ausbau von „Vorrangkorridoren“ und später
„Stromautobahnen“ zur überregionalen Erschließung der nord- und südeuropäischen
EE-Potenziale. Ein „dichtes und intelligentes Verbundnetz mit großmaßstäblicher
Speicherung“ wird als effizienteste und kostengünstigste Möglichkeit der Integration
Erneuerbarer Energien gesehen.
Am stärksten werden dezentrale Ansätze im Hinblick auf die Ausgestaltung des
(regionalen und lokalen) Kraftwerksparks und der Netzinfrastrukturen auf europäischer
Ebene unter dem Aspekt der Effizienzsteigerung berücksichtigt. Als eine von vier
europäischen Schwerpunktaktionen wird hier die „Stärkung der Effizienz in der
Energieversorgung“ angestrebt. Dazu seien unter anderem Anstrengungen erforderlich,
„die
Verbreitung
der
hocheffizienten
Kraft-Wärme-Kopplung,
Fernheizung
und
-kühlung erheblich zu steigern.“ Vom öffentlichen Sektor ausgehend, sollen hier
„innovative integrierte Energielösungen“ gefördert werden. Eine besondere Rolle
kommt hier den Kommunen zu, wie in der Energiestrategie 2020 betont wird – so wird
etwa auf die Erfolge des „Covenant of Mayors“-Programms verwiesen, das Kommunen
bei der Umsetzung besonders ambitionierter integrierter Klimaschutzstrategien
unterstützt. [Covenant of Mayors, o.J.] Auch das seit 2006 bestehende CONCERTOProgramm, in dem Städte in ausgewählten Quartieren integrierte, nachhaltige und
hocheffiziente Energieversorgungsstrukturen entwickeln, geht in diese Richtung.
[CONCERTO, 2006] An diese Erfahrungen anknüpfend wird ab 2011 das umfangreiche
200/390
„Smart Cities“ – Programm von 30 Großstädten umgesetzt, welches neben der Energieversorgung auch den Transport- und Gebäudesektor umfasst. [Smart Cities, o.J.]
Deutschland
Der Gruppe der deutschen Experten wurde zu diesem Themenkomplex aufgrund des
umfangreichen inländischen Fragekatalogs keine eigene Frage gestellt. Die Auswertung
der
Interviewergebnisse
ergab
dennoch
zahlreiche
Antworten
zu
diesem
Themenkomplex, die nachfolgend dargestellt sind.
Das Energiekonzept der amtierenden Bundesregierung hat aus der Sicht einiger
Experten auch Auswirkungen auf die Konkurrenz von zentralen und dezentralen
Erzeugungs- und Übertragungsstrukturen:
Im Bereich der Erzeugung herrscht laut mehrerer Experten besonders im Bereich der
Klein-KWK große Unsicherheit, da dieser im Energiekonzept der Bundesregierung
kaum thematisiert wird. Ein Experte sieht die Renditeaussichten von KWK-Anlagen
auch durch die geplante Laufzeitverlängerung der KKW mittelfristig verschlechtert.
Zudem steht für 2011 eine Überprüfung der bisherigen Förderung im Rahmen des
KWK-Gesetzes an, die u.U. zu einer Kürzung der KWK-Förderung führen könnte.
Vier andere Experten sehen den Bereich der dezentralen Erzeugung durch das
Energiekonzept dagegen nicht gefährdet. So seien die Rahmenbedingungen für die
dezentrale Nutzung Erneuerbarer Energien unverändert. Der sich abzeichnende
Investitionsrückgang in fossile Großkraftwerke bei gleichzeitig steigendem Bedarf an
Regelenergie begünstigt nach Ansicht von zwei Experten sogar kleinere Kraftwerke mit
besserer Regelbarkeit. Hier könnten beispielsweise gasbetriebene KWK-Anlagen an
Bedeutung gewinnen und attraktive Renditen bieten. Außerdem, so ein anderer
Experte, würden die stark zunehmenden Probleme bei der Standortfindung für
Großkraftwerke die Investitionen in Richtung einer Dezentralisierung beschleunigen;
auch auf europäischer Ebene würde es auf mittlere Sicht zu einer stärkeren
Dezentralisierung kommen und keinen Standortwettbewerb für Großkraftwerke mehr
geben.
Von mehreren Experten wird die Bedeutung kommunaler und regionaler Initiativen für
die Entwicklung dezentraler Strukturen unterstrichen. So zeige beispielsweise der
große Erfolg des „Covenant of Mayors“ (s.o.) in Deutschland, dass Städte und
Kommunen mehr Autonomie und Gestaltungsmöglichkeiten bei der Energieversorgung
anstrebten. Dies sei auch im Zusammenhang mit der öffentlichen Debatte um eine
Rekommunalisierung der Stromerzeugungs- und Versorgungsinfrastruktur zu sehen.
Sollte sich dieser Trend und die besondere Wertschätzung für lokal/regional und
umweltfreundlich erzeugte Energie durchsetzen, würde dies die Notwendigkeit für den
weiträumigen
Stromtransport
und
gleichzeitig
den
Wettbewerb
zwischen
den
Erzeugungsstandorten verringern. Für die Zukunft sei daher mit einer wachsenden und
201/390
systematischeren Förderung der EU nach Beispiel des CONCERTO-Programms oder der
geplanten „Smart City“-Initiative zu rechnen. Ein anderer Experte sieht in einem
(zukünftigen) europäischen Strandortwettbewerb zur dezentralen Energieversorgung
auf kommunaler Ebene gute Chancen für Deutschland
Zu Konflikten zwischen zentralen und dezentralen Ansätzen im Bereich der
Netzinfrastruktur liegen weniger Experteneinschätzungen vor. Ein Experte nennt die
stärkere Dezentralisierung der Erzeugung und die Förderung intelligenter, dezentraler
Netze als mögliche Teilalternative zu der im Energiekonzept geforderten europäischen
Netzintegration durch einen Ausbau der Übertragungsnetze. Ein anderer Experte gibt
zu bedenken, dass der fortschreitende Ausbau der Erneuerbaren Energien, besonders
der Photovoltaik in Süddeutschland, bereits heute einen starken Ausbau dezentraler
Netzstrukturen verlange.
Europa
Der Gruppe der europäischen Experten wurde zu diesem Themenkomplex folgende
Frage gestellt: Sehen Sie im Hinblick auf den Umbau des Kraftwerksparks und der
Netzinfrastrukturen in Ihrem Land Konkurrenzen zwischen zentralen Lösungsansätzen
und dezentralen Lösungsansätzen? Falls ja, inwiefern?
In den Niederlanden stehen bei der Stromversorgung gemäß dem nationalen Experten
mittelfristig noch zentrale Lösungen im Vordergrund. Bereits heute gebe es aber
großes Interesse an dezentraler KWK, wie etwa der Nutzung von Biogas zur Beheizung
und Stromversorgung von Gewächshäusern. Die weitere Entwicklung macht der
Experte einerseits vom technischen Fortschritt in der dezentralen Erzeugung,
andererseits von der Realisierung eines Gleichstromübertragungsnetzes in Europa
abhängig.
Entsteht
dieses
wie
geplant,
würden
mit
stärkerer
überregionaler
Konkurrenz tendenziell Stromimporte zunehmen. Generell sei es aber gesellschaftlicher und politischer Konsens, dass der Neubau von Großkraftwerken und
Hochspannungsleitungen langfristig mit den geringen Raumreserven im Land nicht
vereinbar ist, und dezentrale Lösungen vorzuziehen sind. Auch ausländische
Energiekonzerne könnten durch eine angestrebte „grüne Profilierung“ im Markt zur
Dezentralisierung
beitragen.
Die
breite
Umsetzung
von
Smart
Grids
mit
leistungsfähigen, dezentralen Speicher- und Regelungslösungen sei allerdings erst ab
2020 zu erwarten. Interessante Potenziale für Speicherlösungen und einen dezentralen
Umbau
der
Versorgungsstruktur
sieht
der
Experte
auch
im
Ausbau
der
Elektromobilität.
In Frankreich ist der dominierende staatliche Erzeuger klar gegen dezentrale
Strukturen,
Selbsterzeugung
und
positioniert,
so
der
französische Experte. Auch langfristig wird der Anteil von Atomenergie zwischen
70-80 % betragen, ein Umsteuern der Politik sei hier nicht in Sicht. Auch beim
202/390
Netzausbau werden zentrale Strukturen aus Sicht des Experten weiterhin dominieren:
Obwohl mit der gegenwärtigen Erzeugungsstruktur in den kommenden Jahren
umfangreiche Modernisierungen und Ausbauten zur Sicherung der Versorgung
notwendig werden, werden kostengünstigere dezentrale Alternativen nicht erforscht.
Dabei könnten intelligenteres Lastmanagement und dezentrale Erzeugung einen
wichtigen Beitrag zur Abfederung von Spitzenlasten und zur Reduzierung des
Importbedarfs leisten. Auf regionaler Ebene, so der Experte weiter, nimmt dagegen das
Interesse an dezentralen Erzeugungs- und Verteilstrukturen zu; in Städten und
Regionen gebe es bereits eine starke Dynamik.
In Großbritannien ist die Stromindustrie aus Sicht des nationalen Experten klar gegen
die Dezentralisierung der Strom- und Wärmeproduktion ausgerichtet, obwohl der
Experte hohe Potenziale für Klein-KWK sieht. Allerdings gebe es Initiativen,
Wärmepumpen in Wohnhäuser zu installieren, um zwar einerseits eine gewisse
Dezentralisierung
zuzulassen,
andererseits
aber
den
Stromabsatz
zu
sichern.
Außerdem gebe es Konflikte in Bezug auf die Eigentumsfrage und die Einkünfte von
dezentralen Anlagen.
Der slowakische Experte sieht Konkurrenzen in diesem Bereich ausschließlich als einen
Aspekt des Marktes, da der freie Marktzugang für beide Erzeugungsformen
gewährleistet sei. Letztlich bestimmten die Marktakteure mit ihren Investitionsentscheidungen und damit die Renditeaussichten die Erzeugungsstruktur.
In Polen existiert laut dem nationalen Experten de facto kein Wettbewerb zwischen
zentralen und dezentralen Investitionen. Dezentrale Ansätze verbreiten sich aus Sicht
des Experten erst langsam. Hier spielen vor allem einzelne Unternehmen eine Rolle, die
dezentrale Projekte im EE-Bereich entwickeln. Eine langfristige Prognose sei schwierig:
Zwar seien auf politischer Ebene mehr dezentrale Investitionen gewünscht; ob diese
Investitionen auch getätigt würden, ist aus Sicht des Experten jedoch fraglich.
Kurzfazit: Aus Sicht der Experten sind europaweit durchaus wachsende Konkurrenzen
zwischen zentralen und dezentralen Ansätzen für Stromerzeugung und –verteilung
wahrzunehmen, wobei dieser Konflikt in Deutschland bereits deutlicher sichtbar ist als
etwa in Frankreich oder Großbritannien. Von Seiten der EU wird an einer zentralen
Stromproduktion festgehalten; gleichzeitig werden vor allem unter Effizienz- und
Klimaschutzaspekten Städte und Kommunen beim Aufbau dezentralerer Strukturen
gefördert.
203/390
4.2.6
Zwischenfazit
Zwischenfazit zu energiewirtschaftlichen
Länderstrategien
Im Rahmen des Zwischenfazits wird dargestellt, inwiefern eine Auseinanderentwicklung
energiewirtschaftlicher Strategien in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zu beobachten ist. Dazu wird auf die Ergebnisse zurückgegriffen, die in diesem Kapitel
dargestellt sind. Eine ausführlichere Darstellung ausgewählter Themenbereiche findet
sich in Kapitel 5 im Abschnitt Analyse von Divergenzen. In den vorigen Kapiteln wurde
anhand aktueller energiepolitischer Strategiedokumente (wie bspw. Energiekonzepte)
und der Koalitionsprogramme aktueller Regierungen und Vorgängerregierungen die
Ausrichtung
des
Gegenüberstellung
zukünftigen
der
Energiemix
energiewirtschaftlichen
überblicksartig
Strategien
zeigt
dargestellt.
Eine
unterschiedliche
Ausrichtungen des zukünftigen Energiemix in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten.
Anhand verschiedener Schwerpunktsetzungen im zukünftigen Energiemix lassen sich
die energiepolitischen Strategien zur zukünftigen Stromerzeugung in drei Gruppen
einteilen. Eine Übersicht hierzu gibt Tabelle 4–13.
In der ersten Gruppe, der lediglich Deutschland zugerechnet wird, dominiert der
Schwerpunkt Umbau der Stromerzeugung zum „EE-Zeitalter“. Im Energiekonzept aus
dem Jahr 2010 wurde in Deutschland der vorrangige Ausbau der regenerativen Stromerzeugung in den Mittelpunkt der Bemühungen gestellt. Im zukünftigen Energiemix
sollen Erneuerbare Energien den Hauptanteil an der Energieversorgung übernehmen.
Anvisiert wird ein Umbau der Stromerzeugung/-versorgung hin zu einem „Zeitalter der
Erneuerbaren Energien“. Dazu sollen konventionelle Energieträger kontinuierlich durch
alternative Energien ersetzt werden. Die zeitlich begrenzte weitere Nutzung von
Kernenergie sowie die Weiterentwicklung fossiler Erzeugungskapazitäten zu einem
flexiblen, CO2-armen Kraftwerkspark werden als Brückentechnologien verstanden, um
ausreichend Reserve- und Regelkapazität im Versorgungssystem zu haben. Mit der
Laufzeitverlängerung bestehender Kernkraftwerke setzte die amtierende Bundesregierung in kurz- bis mittelfristiger Perspektive zwar eine stärkere Betonung auf die
weitere Kernenergienutzung. In mittelbis langfristiger Perspektive wird durch den
gesetzlich verankerten Beschluss zum Ausstieg aus der Kernenergienutzung jedoch ein
zukünftiger Energiemix angestrebt, der auf Erneuerbare Energien und fossilen
Energieträgern basiert. Aufgrund der nuklearen Katastrophe in Japan und der daraus
resultierenden Diskussion über die verbleibende Dauer der Kernenergienutzung in
Deutschland ist u.U. mit einer früheren Verlagerung des zukünftigen Energiemix auf
Erneuerbare Energien und fossile Energieträger zu rechnen.
204/390
Tabelle 4–13:
13:
Ausrichtung des zukünftigen Energiemix in den ausge
ausgewählten
wählten EUEUMitgliedstaaten
Kernenergie
Fossile Energieträ
Energieträger
Erneuerbare Ener
Energien
Gruppe 1: „Umbau der Stromerzeugung zum EEEE-Zeitalter“
DE
Ausstieg aus der
Weiterentwicklung zu
Forcierung des EE-Ausbaus
Kernenergienutzung
einem flexiblen KW-Park
EE sollen zukünftig den
gesetzlich verankert
Nutzung fossiler Kraftwer-
Hauptanteil an der
Einsatz von Kernenergie als
ke zur Bereitstellung von
Energieversorgung
Brückentechnologie
Regel- und Reserveenergie
übernehmen
Erprobung der CCSTechnologie, ggf. Ausbau
Gruppe
Gruppe 2: „Dekarbonisierung der Stromerzeugung“
FR
Einsatz als Low Carbon-
Technologie
Anlagenneubau geplant
Wesentliche Technologie
Ersatz von Kohle- durch
zur Grundlastversorgung
neue GuD-Kraftwerke
Ausbau der CCSTechnologie
GB
Technologie
Starker Ausbau von CCSTechnologien
NL
Technologie
Weitere Kernenergienut-
Starker Ausbau von CCS-
zung politisch umstritten
Technologien
Gruppe 3: „Unabhängigkeit der Stromerzeugung“
PL
SK
Einstieg in die Kernener-
Weiterer Einsatz von Kohle
EE-Ausbau gemäß EU-
gienutzung, zur Absiche-
als wichtigstem Brennstoff
Vorgaben
rung der Versorgungs-
zur Absicherung der Ver-
sicherheit
sorgungssicherheit
Starker Ausbau von CCS-
Technologie
Technologien
EE-Ausbau gemäß EU-
zur Absicherung der
zur Absicherung der
Vorgaben
Keine Alternative zur
konventionellen Stromerzeugung
205/390
In Gruppe zwei dominiert der Schwerpunkt „Dekarbonisierung“ der Stromerzeugung.
Dieser Gruppe werden die Niederlande, Großbritannien und Frankreich zugeordnet. Im
Gegensatz zu Deutschland ist der zukünftige Energiemix in den Niederlanden,
Großbritannien
und
Frankreich
stärker
auf
den
Aspekt
einer
CO2-armen
Energieversorgung bzw. Stromerzeugung ausgerichtet. In den Niederlanden strebte die
Vorgängerregierung mit dem Arbeitsprogramm „Schoon en zuinig“ zwar eine ähnliche
Ausrichtung des zukünftigen Energiemix wie in Deutschland an. Im Mittelpunkt der
Bestrebungen stand der Ausbau einer „sauberen und sparsamen“ bzw. „CO2-armen
und wirtschaftlichen“ Stromerzeugung. Die Basis hierfür bildete der weitere Ausbau
Erneuerbarer Energien, flankiert von einem fossilen CO2-armen Kraftwerkspark und
einem
verstärkten
Einsatz
von
KWK-Technologien,
während
die
zukünftige
Kernenergienutzung ausgeschlossen wurde. Die seit Oktober 2010 amtierende
Regierung
vollzog
in
Bezug
auf
den
zukünftigen
Energiemix
jedoch
eine
energiepolitische Wende, dadurch dass sie neben dem EE-Ausbau die weitere
Kernenergienutzung in den Niederlanden anstrebt, um die geplante Reduzierung von
CO2-Emissionen einhalten zu können und die Energieimportabhängigkeit zu verringern.
Dennoch erachtet auch die neue Regierung die weitere Nutzung fossiler Energieträger
als Brückentechnologie für notwendig, um ausreichend Reserve- und Regelkapazität
im Versorgungssystem zu haben. Auch die von der britischen Regierung verfolgte
„Dekarbonisierungspolitik“ setzt auf einen Wandel des zukünftigen Energiemix, weg
von einer Versorgung auf Basis fossiler Energieträger und hin zu einer Low CarbonVersorgung durch den weiteren Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und den
Aufbau neuer Kernenergieanlagen. Im Bereich fossiler Energieträger wird zudem ein
starker Ausbau von CCS-Technologien anvisiert. Die französische Regierung strebt im
Hinblick auf die zukünftige Entwicklung der Erzeugungskapazitäten gemäß ihrer
Langfristplanung für den Elektrizitätssektor bis 2020 ebenfalls die zukünftige Senkung
der CO2-Emissionen in der Stromerzeugung über eine Forcierung des EE-Ausbaus und
einen Ausbau von Kernkraftwerken an. Im Bereich fossiler Kraftwerke steht der Ersatz
alter Kohlekraftwerken durch neue GuD-Kraftwerke im Mittelpunkt.
In Gruppe drei, der Polen und die Slowakische Republik zugeordnet werden, steht der
Aspekt der „Unabhängigkeit“ bzw. „Versorgungssicherheit/Importunabhängigkeit“ der
zukünftigen Stromerzeugung im Mittelpunkt. Im Hinblick auf den zukünftigen
Strommix plant die polnische Regierung, die Nutzung von Kohle als wichtigstem
Brennstoff der Stromerzeugung auch zukünftig beizubehalten. Daneben stellt der
Einstieg in die Kernenergienutzung in Polen eine neue energiepolitische Ausrichtung
und eine Diversifizierung der polnischen Stromerzeugungsstruktur dar. Der Einstieg in
die Kernenergienutzung soll einerseits zur Reduktion der CO2-Emissionen sowie
anderseits zur Erhöhung der Versorgungssicherheit beitragen. Daneben verfolgt die
polnische Regierung das Ziel, die Nutzung Erneuerbarer Energiequellen im Bereich der
Stromerzeugung gemäß EU-Vorgaben auszubauen. Die Regierung der Slowakischen
206/390
Republik
strebt
insbesondere
gemäß
die
ihrer
Modernisierung
Kernkraftwerkskapazitäten
ausreichendes
Energiesicherheitsstrategie
Maß
an
und
und
fossiler
die
Förderung
aus
dem
des
Aufbaus
Kraftwerkskapazitäten
und
Jahr
an,
2008
neuer
um
ein
Importunabhängigkeit
zu
garantieren. Die regenerative Stromerzeugung wird von Seiten der slowakischen
Regierung nicht als Alternative zur konventionellen Stromerzeugung verstanden,
wenngleich ihr Ausbau weiter vorangetrieben wird.
Um die Auseinanderentwicklung energiewirtschaftlicher Strategien besser beurteilen zu
können, erfolgt nun ein Wechsel der Betrachtungsperspektive von den Ländern hin zu
den Technologien: Nachfolgend werden für die einzelnen Erzeugungstechnologien bzw.
Infrastrukturen die energiewirtschaftlichen Strategien in den ausgewählten EUMitgliedstaaten miteinander verglichen.
Kernenergienutzung: Der Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten hinsichtlich
ihrer nationalstaatlich angestrebten Entwicklungspfade zur Kernenergienutzung zeigt
eine starke Auseinanderentwicklung der Gestaltung der Investitionsbedingungen und
der Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft. In Frankreich, Großbritannien,
Niederlande, Polen und der Slowakischen Republik, werden aktuell Planungen für den
Ersatz
bestehender
Kernkraftwerke
oder
den
(Aus)Bau
neuer
Kernkraftwerke
vorangetrieben. Die Investitionsplanungen der jeweiligen Regierungen werden durch
Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft gestützt. Während in Frankreich, der
Slowakischen Republik und Polen die Umsetzung von Investitionen durch die heimische
Energiewirtschaft erfolgt, sind die Investitionsplanungen der britischen und der
niederländischen Regierung auf Interesse der europäischen Energiewirtschaft gestoßen.
Demgegenüber führt in Deutschland der gesetzlich verankerte Beschluss zum Ausstieg
aus der Kernenergienutzung dazu, dass Deutschland als Investitionsstandort für
Kernenergieprojekte für die Energiewirtschaft nicht von Interesse ist.
Fossile
Stromerzeugung:
Stromerzeugung:
Der
Vergleich
der
ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten
hinsichtlich ihrer nationalstaatlich angestrebten Entwicklungspfade zur Nutzung
fossiler
Kraftwerke
zeigt
vergleichsweise
geringe
Unterschiede
der
energiewirtschaftlichen Strategien. In allen Ländern wird die Nutzung fossiler
Kraftwerke zur Absicherung der Versorgungssicherheit sowie zur Bereitstellung von
Regel- und Reserveenergie als notwendig erachtet, in allen Ländern besteht ein hoher
Ersatzbedarf
bestehenden
an
fossiler
Kraftwerksleistung
Kraftwerksparks
Investitionsplanungen
der
und
aufgrund
verschärfter
nationalstaatlichen
einer
Überalterung
des
Emissionsanforderungen.
Die
Regierungen
werden
durch
Investitionsplanungen und –entscheidungen der Energiewirtschaft in kurz- bis
mittelfristiger Perspektive gestützt bis übererfüllt. Größere Unterschiede zeigen sich
zwischen den Mitgliedstaaten demgegenüber im Hinblick auf den Ausbau und die
Förderung von Effizienz- und Emissionsminderungstechnologien im Bereich der
207/390
fossilen Stromerzeugung. Die Auswertung der Energiekonzepte sowie die Ergebnisse
der Expertenbefragung verdeutlichen, dass der CCS-Ausbau insbesondere von Seiten
der britischen und der niederländischen Regierung stärker vorangetrieben wird und die
Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft in diesen Ländern positiver ausfallen
als in Deutschland. Hinsichtlich des Einsatzes und der Förderung von KWK-Anlagen im
Bereich der Stromerzeugung nimmt Deutschland jedoch neben den Niederlanden eine
Spitzenstellung unter den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ein.
Erneuerbare Energien: Zusammenfassend zeigt der Vergleich der ausgewählten EUMitgliedstaaten deutliche Unterschiede im Hinblick auf das geplante Ausbauvolumen
der regenerativen Stromerzeugung sowie die Diversität des anvisierten Strommix.
Abbildung 4–2 gibt eine Übersicht über den geplanten Ausbau der regenerativen
Stromerzeugung 2010 bis 2020 in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten gemäß
nationaler EE-Aktionspläne aus dem Jahr 2010.
Abbildung 4–2:
Geplanter Ausbau der regenerativen Stromerzeugung
Stromerzeugung 20102010-2020 in
250.000
200.000
150.000
Deutschland
GWh
Frankreich
Großbritannien
Niederlande
Polen
100.000
50.000
0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Jahr
Quelle:
Eigene Darstellung nach [EE-Aktionsplan DE, 2010], [EE-Aktionsplan FR, 2010],
[EE-Aktionsplan GB, 2010], [EE-Aktionsplan PL, 2010], [EE-Aktionsplan NL, 2010],
[EE-Aktionsplan SK, 2010]
Anhand
der
Abbildung
wird
ersichtlich,
dass
Deutschland,
Frankreich
und
Großbritannien aktuell wie zukünftig das größte regenerative Erzeugungsvolumen
aufweisen. Großbritannien und die Niederlande planen mit einer Vervierfachung die
stärkste Steigerung des regenerativen Erzeugungsvolumens. In Polen soll das
regenerative Erzeugungsvolumen knapp verdreifacht, in Deutschland und Frankreich
jeweils
verdoppelt
werden.
Lediglich
in
der
Slowakischen
Republik
fällt
das
Steigerungsvolumen mit einem Faktor von 0,5 wesentlich geringer aus. Im Hinblick auf
den
geplanten
Anteil
Bruttoendverbrauch
an
Elektrizität
aus
Erneuerbaren
Energiequellen am gesamten Bruttoelektrizitätsverbrauch liegen gemäß nationaler EE208/390
Aktionspläne Deutschland mit 38,6 % und die Niederlande mit 37 % in der
Spitzengruppe, gefolgt von Großbritannien mit 31 % und Frankreich mit 28 %.
Schlusslichter bilden die Slowakische Republik mit 24 % und Polen mit 19,4 %.
Abbildung 4–3 gibt eine Übersicht über
die geplanten Anteile regenerativer
Erzeugungsarten am regenerativen Strommix 2010 und 2020 in den ausgewählten EUMitgliedstaaten.
Abbildung 4–3:
Strommix
x
Anteile regenerativer Erzeugungsarten am regenerativen Strommi
2010 und 2020 (%) in den ausgewählten EUEU-Mitgliedstaaten
Deutschland
2010
Frankreich
2020
2010
2020
Großbritannien
2010
Niederlande
2020
2010
Slowakische
Republik
Polen
2020
2010
2020
2010
2020
100%
80%
Biomasse
60%
Solarenergie
GWh
Windenergie
Geothermie
Gezeiten
Wasserkraft
40%
20%
0%
Quelle:
Eigene Darstellung nach [EE-Aktionsplan DE, 2010], [EE-Aktionsplan FR, 2010],
[EE-Aktionsplan GB, 2010], [EE-Aktionsplan PL, 2010], [EE-Aktionsplan NL, 2010],
Wie bereits in den vorigen Abschnitten beschrieben, weist Deutschland unter den
ausgewählten
EU-Mitgliedstaaten
aktuell
wie
zukünftig
den
am
stärksten
diversifizierten regenerativen Strommix auf. In allen Staaten außer der Slowakischen
Republik ist bis 2020 ein vergleichsweise starker Ausbau der Windenergie geplant,
wobei die Stromerzeugung aus Windenergie in 2020 in Großbritannien den stärksten
Stellenwert
im
regenerativen
Strommix
haben
wird.
Die
Befragungs-
und
Rechercheergebnisse verdeutlichen dabei, dass die Standortsituation für OffshoreWindenergie in Großbritannien derzeit besser eingeschätzt wird als in Deutschland. So
weist ein Experte darauf hin, dass mit Blick auf Investitionen in Offshore-WEA bei E.ON
und Vattenfall derzeit ein Run nach GB zu verzeichnen sei, weil sich dort bessere
Wind-
und
bieten.
Auch
die
Windenergie-Agentur
Bremen/Bremerhaven kommt zu dem Ergebnis, dass die finanziellen Bedingungen für
Offshore-Wind in Großbritannien derzeit besser sind als in Deutschland und befürchtet,
dass Großbritannien einen großen Teil des nötigen Investitionskapitals für den Ausbau
von Offshore-WEA in Deutschland binden wird. [WAB, 2011]
209/390
Die in Abbildung 4–3 dargestellten Ausbauziele im Bereich der regenerativen
Stromerzeugung
verdeutlichen
darüber
hinaus,
dass
in
Frankreich
und
der
Slowakischen Republik aktuell wie zukünftig die regenerative Stromerzeugung aus
Wasserkraft dominiert, während in Polen und den Niederlanden die Stromerzeugung
aus Biomasse aktuell wie zukünftig eine tragende Säule im regenerativen Strommix
bildet. In
Deutschland ist zudem ein vergleichsweise starkes Wachstum der
Stromerzeugung aus Solar PV-Anlagen geplant. Die Kapazitäten im Bereich Solar PV
sollen von knapp 16 GW in 2010 auf gut 50 GW im Jahr 2020 steigen und zu etwa
einem Fünftel der regenerativen Stromerzeugung im Jahr 2020 beitragen. In
Deutschland haben attraktive Vergütungssätze im Solar PV-Segment ebenso wie in
Frankreich und Großbritannien zu deutlichen Anlagenzuwächsen im Bereich der
dezentralen Erzeugung geführt, die alle Regierungsprognosen übertrafen und die eine
Kürzung bzw. Überprüfung der Förderung notwendig machten.
Die Experteneinschätzung verdeutlicht, dass in Deutschland nicht die Investitionen in
Erneuerbare
Energien
selbst,
sondern
der
Ausbau
der
Regelungs-
und
Speicherkapazitäten der kritischste Aspekt für das Erreichen der EE-Ausbauziele ist.
Erzeugungsseitig wird der Schwerpunkt des zukünftigen regenerativen Strommix klar
bei der Windenergie gesehen, Biomasse und PV spielen eine geringere Rolle. Im
europäischen Umfeld stehen ebenfalls vielerorts Windenergie und Biomasse im
Vordergrund, auch werden oft große Potenziale für verschiedene Effizienzmaßnahmen
gesehen. Dazu kommen landesspezifische Möglichkeiten, wie etwa Müllverbrennung
oder Wasserkraftnutzung. In Bezug auf die EE-Förderung wird in Deutschland die
bisherige Förderung durch das EEG von der Mehrzahl der Experten als zielführend und
ausreichend bewertet, es wird aber auch Kritik an der langfristig fehlenden
Kosteneffizienz laut. Von verschiedener Seite wird außerdem für eine Subventionierung
oder anderweitige Förderung von Netzausbau, Speichern und Regelkraftwerken
plädiert. Mehrfach wird die Einführung eines Kapazitätsmarktes für Regelenergie
empfohlen.
Ausbau Verbundnetz: Im Hinblick auf den Ausbau des Verbundnetzes ist in den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten keine Auseinanderentwicklung von Strategien zu
erkennen,
vielmehr
variieren
das
Tempo
der
Strategieumsetzung
sowie
die
geografischen und finanziellen Optionen. In allen ausgewählten EU-Mitgliedstaaten ist
eine Stärkung bestehender bzw. ein Ausbau neuer Interkonnektoren geplant. Darüber
hinaus wird in allen Staaten eine (weitere) Integration des inländischen Marktes in die
umgebenden Märkte angestrebt, über die Umsetzung von „Netzverbundprojekten“ wie
das „Offshore-Grid“ und den „Ostseering“ sowie Instrumenten der Markt- und
Preiskopplung mit benachbarten Marktregionen. Insbesondere in Polen aber auch in
der Slowakischen Republik stellt zudem die Erhöhung des Stromhandelsvolumens bzw.
der frei gehandelten Strommengen ein zentrales Thema dar.
210/390
Aus Sicht der befragten Experten ist ein Ausbau der grenzüberschreitenden
Stromnetze nicht nur in Deutschland, sondern in ganz Europa dringend notwendig. Ein
Experte betont jedoch, dass der Netzausbau auf europäischer Ebene konzeptioniert
und reguliert werden müsse. Auf europäischer Ebene fehlten bislang insbesondere
Regulierungskonzepte hinsichtlich der Übernahme von Investitionskosten und Netznutzungsgebühren von europäischen/internationalen Transitstrecken. Diesbezüglich
werde
aktuell
eine
transeuropäische/internationale
Kooperationsbereitschaft
angenommen, die (noch) nicht gegeben sei. Zudem sei davon auszugehen, dass die
öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Netzstrecken, die für den
Stromtransit benötigt werden, noch geringer ist, als die Akzeptanz für Netztrassen, die
ausschließlich der inländischen Stromversorgung dienen. Aus Sicht eines Experten ist
daher zu befürchten, dass es noch Dekaden dauern wird, bis konsensfähige
regulatorische Ansätze vorliegen. Darüber hinaus ist aus Sicht eines anderen Experten
abzuwarten, inwiefern sich eine stärkere Tendenz zur Beteiligung von „Dritten“ bei der
Finanzierung von Verbund- oder Übertragungsnetzen („Merchant Investment“) im
europäischen Umfeld durchsetzen wird.
Ausbau inländischer Netze
Netze: Auch im Hinblick auf den Ausbau der inländischen Übertragungs- und Verteilnetze zeigt der Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten
zusammenfassend eine starke Synchronität der verfolgten energiewirtschaftlichen
Strategien. Alle EU-Mitgliedstaaten sehen einen starken Ausbaubedarf ihrer Verbundund Übertragungsnetze, um neue EE-Anlagen zeitnah anschließen zu können und den
gesamten erzeugten EE-Strom aufnehmen und transportieren zu können. Dabei
werden sowohl ein Ausbau der dezentralen Netze und ihre Weiterentwicklung zum
Smart Grid als auch ein Ausbau von Übertragungsnetzen zur Verteilung von Strom
(insbesondere aus Offshore-WEA) zu den Ballungszentren als notwendig erachtet. In
fast allen Ländern sind zudem zentrale thermische Kraftwerke an neuen Standorten
geplant, die einen Netzausbau bzw. eine Netzverstärkung erforderlich machen.
Aufgrund der speziellen Charakteristik des Hochspannungsnetzes bezieht sich ein
Großteil der geplanten inländischen Netzinvestitionen in der Slowakischen Republik
und in Polen auf eine Verstärkung des 400 kV-Übertragungsnetzes, einen Ersatz des
220 kV-Übertragungsnetzes
sowie
den
Ausbau
und
die
Verstärkung
von
Transformatorstationen.
In allen ausgewählten Ländern zeigt sich, dass der geplante Netzausbau nur langsam
voranschreitet, nach Meinung mancher Experten „zu langsam“. In Extremfällen, wie
bspw. in Frankreich, wartet eine große Anzahl an Projekten zum Ausbau von EEErzeugungsanlagen
bereits
auf
eine
Verstärkung
des
französischen
Übertragungsnetzes, um beauftragt zu werden oder ihre Erzeugungskapazitäten zu
erhöhen. Die Regierung der Slowakischen Republik sieht durch einen Ausbau von EEErzeugungsanlagen,
der
über
den
im
Rahmen
der
Energiesicherheitsstrategie
prognostizierten Kapazitäten liegt, zudem die Netzsicherheit gefährdet. Um die
211/390
Stromnetzstabilität und die Versorgungssicherheit zu gewähren, wurden durch den
slowakischen Transportnetzbetreiber bereits Beschränkungen festgelegt, die eine
Erhöhung der Produktionskapazitäten von Photovoltaikanlagen limitieren. Diese
Einschätzung
der
Rechercheergebnisse
wird
durch
die
Auswertung
der
Expertenaussagen gedeckt. Aus Sicht der befragten Experten geht der Netzausbau in
Deutschland angesichts des zu erwartenden Ausbaus der EE deutlich zu langsam voran.
Auch in anderen europäischen Ländern sehen die befragten Experten im Ausbau und in
der
Modernisierung
Übertragungsnetze
der
bleibt
Netze
durch
ein
dringendes
einen
Anliegen.
fehlenden
Der
Masterplan,
Ausbau
der
ineffiziente
Umsetzungsinstrumente und unattraktive Investitionsbedingungen weit hinter dem
Bedarf zurück. Auch in den Verteilnetzen treten bereits heute Probleme durch die
zunehmende PV-Einspeisung auf; umfangreiche Investitionen sind auch hier vonnöten.
Abhilfe könnte auch eine dezentralere Netzstruktur schaffen.
Um den Netzausbau zu beschleunigen, arbeiten daher fast alle Regierungen in den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten an einer Vereinfachung und Beschleunigung von
Planungs- und Genehmigungsverfahren. In einigen Ländern wie Deutschland und
Großbritannien werden zudem Maßnahmen zu einer Zentralisierung des inländischen
Netzausbaus sowie zur Entwicklung integrierter Netzkonzepte ergriffen. Als Problem
wird in allen ausgewählten EU-Mitgliedstaaten die Finanzierung der Netzinvestitionen
erachtet. Um die Investitionsbereitschaft, die für einen beschleunigten Netzausbau
notwendig ist, zu erhöhen, wird mehrheitlich eine Anpassung/Verbesserung der
regulatorischen Rahmenbedingungen angestrebt. Die slowakische Regierung betont
jedoch, dass das Netzausbautempo voraussichtlich nicht mit dem EE-Anlagenausbau
Schritt halten kann, da ein beschleunigter Netzausbau finanziell nicht abzudecken ist.
Ausbau Speichertechnologien:
Speichertechnologien: Ein Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten in
Bezug auf den Ausbau von Speichertechnologien zeigt starke Unterschiede hinsichtlich
Ausbauinteresse/-tempo und Nutzungsmöglichkeiten und –interesse verschiedener
Speichertechnologien im Inland wie im Ausland. In den Ländern, in denen dies
geografisch möglich ist, wird der Ausbau von Speichertechnologien zumeist über die
Erschließung inländischer Pumpspeicherkapazitäten abgedeckt. Dies gilt in Maßen für
Deutschland, und insbesondere für Frankreich und die Slowakische Republik. Trotz
einer interessanten Option für den Ausbau moderner Pumpspeicherkraftwerke am
Fluss Ipel wird der Ausbau zusätzlicher Speicherkapazitäten durch die slowakische
aufgrund
von
finanziellen
Beschränkungen
als
„problematisch“ erachtet.
Die Nutzung anderer Speichertechnologien befindet sich, wenn sie überhaupt auf
Interesse stößt, vielfach noch in der F&E-Phase. In Frankreich wird die Nutzung der
Elektromobilität als einzige Speichermöglichkeit aktiv weiterentwickelt. In Polen sollen
Brennstoffzellen- und Wasserstofftechnologie weiter erforscht und die Nutzung von
212/390
Elektrofahrzeugen als Speicher weiterentwickelt werden. In den Niederlanden sollen
neben der Nutzung von Elektrofahrzeugen als Speicher Wärmepumpen in Verbindung
mit Wärme-/Kältespeicherung im Boden sowie die Entwicklung einer sogenannten
Energie-Insel
in
Großbritannien
der
ist
Nordsee
geplant,
erforscht
Forschung
bzw.
erschlossen
werden.
und
Entwicklung
im
Auch
Bereich
in
von
Wasserstoffenergie zu stimulieren. Darüber hinaus bieten sich insbesondere in den
Niederlanden und Polen Optionen zur Erschließung von Druckluftspeichern.
Im Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten weist Deutschland daher ein
vergleichsweise ambitioniertes und diversifiziertes Programm zum Ausbau von
Stromspeichern auf. Es bleibt jedoch abzuwarten, ob und in welchem Tempo die im
Energiekonzept dargelegten Maßnahmen in einem Gesamtkonzept integriert und
umgesetzt werden.
Die Experteninterviews verdeutlichen, dass die Mehrzahl der deutschen Experten einen
Ausbau der Speicherkapazitäten für notwendig hält, während eine Minderheit eine
flexible Erzeugungsstruktur mit fossilen Regelkraftwerken favorisiert. Während das
Potenzial für den Ausbau deutscher Pumpspeicherkapazitäten als gering eingeschätzt
wird, wird die Erschließung ausländischer Pumpspeicherkapazitäten überwiegend für
wichtig und sinnvoll erachtet. Diese Einschätzung teilt der niederländische Experte,
weist aber gleichzeitig darauf hin, dass das Nor-Ned-Kabel derzeit überwiegend für
den Import von EE-Strom verwendet werde und nicht für die auch angedachte Nutzung
der norwegischen Stauseen. Allerdings stehen aus Sicht einiger Experten die unklare
Regulierung des Zugangs und das Fehlen von leistungsfähigen Transportleitungen
zumindest einer kurzfristigen Nutzung ausländischer Pumpspeicherkraftwerke im
Wege. Mit Bezug auf Deutschland bemängelt ein Experte zudem, dass in der deutschen
Diskussion um die Nutzung ausländischer Pumpspeicher der Anschein vermittelt werde,
als ob Deutschland originäre Rechte auf die norwegischen Speicherkapazitäten habe.
Die Nutzung ausländischer Wasserkraftspeicher werde aber noch mit komplizierten
Verhandlungen über deren Nutzungsbedingungen einhergehen. Es bleibe daher
abzuwarten,
ob
eine
Regulierung
der
Speichernutzung
überhaupt
erfolgreich
verabschiedet werden kann und mit welcher zeitlichen Perspektive eine Einigung zu
erzielen sei. Bezüglich der anderen Speichertechnologien herrscht aus Sicht der
befragten Experten eine eher skeptische Haltung: Eine gewisse zukünftige Bedeutung
von Druckluftspeichern wird für möglich gehalten, die technische und wirtschaftliche
Eignung ist aber umstritten. Auch Wasserstoffspeicher seien prinzipiell attraktiv,
könnten aber bestenfalls mittelbis langfristig Marktreife erreichen. Den Batterien von
Elektrofahrzeugen gesteht man mittelfristig eine gewisse Rolle als Energiespeicher zu,
aber dazu müsse sich die Elektromobilität erst einmal durchsetzen. Die ausländischen
Experten berichten von unterschiedlichen nationalen Präferenzen für die verschiedenen
Speichertechnologien, die in erster Linie von den natürlichen Gegebenheiten der
Länder abhängen. Insgesamt scheint das Thema Speicher für die Entwicklung der EE213/390
Stromerzeugung von hoher Bedeutung zu sein. Außerdem bietet es ein interessantes
Feld für technologische Entwicklungen und für industrielle Beschäftigungschancen.
Zusammenfassend zeigt der Ländervergleich unterschiedliche energiewirtschaftliche
Strategien im Hinblick auf die zukünftige Nutzung von Kernenergie, das regenerative
Ausbauvolumen, die Diversität des zukünftigen regenerativen Strommix und den
Ausbau bzw. die zukünftige Nutzung von Speichertechnologien. Im Hinblick auf die
zukünftige
Stromerzeugung
aus
fossilen
Kraftwerken,
den
Ausbau
der
Verbundkapazitäten sowie der inländischen Übertragungs- und Verteilnetze zeigt der
Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten demgegenüber eine starke Konformität
der
bestehenden
Probleme
und
Strategien.
eine
Hier
starke
variieren
Synchronität
vielmehr
der
das
verfolgten
Tempo
der
Strategieumsetzung sowie geografische und finanzielle Handlungsoptionen der
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten.
Ob sich die energiewirtschaftlichen Strategien zukünftig weiter auseinanderentwickeln
werden, hängt stark davon ab, wie konsequent die jeweilige Erzeugungsstrategie von
der
bestehenden
Regierung
und
von
Folgeregierungen
fortgeführt
wird.
Regierungswechsel führen nicht nur in Deutschland, sondern aktuell auch in den
Niederlanden
und
Großbritannien
zu
veränderten
Ausrichtungen
energie-
wirtschaftlicher (Erzeugungs)Strategien und in Folge auch zu einer Veränderung von
Investitionsbedingungen. Während diese Veränderungen zwar stabilen Investitionsbedingungen
entgegenwirken,
sind
sie
dennoch
für
die
Akteure
aus
der
Energiewirtschaft in einem bestimmten Rahmen abschätzbar bzw. vorhersehbar.
Gleichzeitig können aktuelle weltpolitische Ereignisse, wie die Atomkatastrophe in
Japan, zu „unvorhersehbaren“ abrupteren Veränderungen energiewirtschaftlicher
Strategien
führen.
Insgesamt
sind
energiewirtschaftliche
Strategien
in
den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten daher zwar auf eine mittelfristige Perspektive
ausgerichtet. Gültigkeit besitzen sie jedoch immer nur in kurzfristiger Perspektive, die
von Legislaturperiode zu Legislaturperiode und von einem weltpolitischen Ereignis
zum nächsten quasi „verlängert“ wird.
4.3
Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung
von Investitionsstrategien in der Energiewirt
Energiewirtschaft
In Abschnitt 4.3 wird betrachtet, welchen Einfluss die Öffentlichkeit auf die Umsetzung
der
Strategien
der
Energiewirtschaft
hat.
Dazu
erfolgt
einerseits eine Darstellung energiepolitischer Konfliktlinien im politischen System und
kontroverser gesellschaftlicher energiepolitischer Themen. Andererseits wird die
öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Ausbau von Stromerzeugungsanlagen und
214/390
–infrastrukturen in Deutschland sowie in den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten
betrachtet.
4.3.1
ParteiPartei- und gesellschaftspolitische Konfliktli
Konfliktlinien
nien
Bereits in Kapitel 4.2 wurde aufgezeigt, dass Regierungswechsel nicht nur in
Deutschland zu veränderten Ausrichtungen energiewirtschaftlicher (Erzeugungs)Strategien und in Folge auch zu einer Veränderung von Investitionsbedingungen führen
(können).
Abschätzbar
werden
Veränderungen
bzw.
die
Stabilität
energie-
wirtschaftlicher Strategien über eine Betrachtung partei- und gesellschaftlicher
Konfliktlinien im Bereich der Energiepolitik. Um die Situation in Deutschland in Bezug
auf bestehende energiepolitische Konfliktlinien im europäischen Umfeld beurteilen zu
können, erfolgte für die ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zunächst eine Analyse
parteipolitischer Konfliktlinien. Um energiepolitische Konfliktlinien zwischen Regierung
und Opposition sowie innerhalb bestehender Koalitionsregierungen zu ermitteln,
wurden
aktuelle
Wahl-
und
Parteiprogramme
sowie
Koalitions-
bzw.
Regierungsprogramme ausgewertet und die Stabilität energiepolitischer Ausrichtungen
nach den letzten Parlamentswahlen untersucht. Ergänzend dazu wurden die deutschen
und
europäischen
Experten
zu
ihrer
Einschätzung
zu
partei-
und
gesellschaftspolitischen Konfliktlinien im Bereich der Stromversorgung befragt. Da sich
gesellschaftliche Konfliktlinien generell nicht nur über das Parteiensystem, sondern
auch über die Verbandslandschaft eines Landes ausdrücken, wurden die Experten auch
gebeten, die Einflussnahme von Umweltverbänden/-organisationen hinsichtlich der
Durchführung
Ergebnisse
dieses
Kapitels
Investitionsprojekte
wurden
in
das
zu
Zwischenfazit
beurteilen.
Die
eingearbeitet
(vgl.
Abschnitt 4.3.4).
4.3.1.1. Analyse energiepolitischer Konfliktlinien
In Deutschland kann ähnlich wie in den Niederlanden nach dem Regierungswechsel in
2009 nicht von einer konsequenten Fortführung der bisherigen energiepolitischen
Strategie
gesprochen
werden.
Seit
2009
regiert
in
Deutschland
eine
Koalitionsregierung aus der CDU, CSU und FDP. Von 2005 bis 2009 regierte eine große
Koalition aus der CDU, der CSU und der Sozialdemokratischen Partei Deutschlands
(SPD). Wie in den Niederlanden zeigt sich unter der neuen Regierung eine eine Abkehr
vom
bisherigen
energiepolitischen
Kurs
der
Vorgängerregierungen
auch
in
Deutschland in Bezug auf die weitere Kernenergienutzung. In Deutschland wurde unter
der Regierung von SPD und Bündnis90/Die Grünen mit Energieunternehmenn die
Vereinbarung vom 14. Juni 2000 über die geordnete Beendigung der Nutzung der
Kernenergie zur Stromerzeugung in Deutschland geschlossen, deren rechtliche
Umsetzung mit der Atomgesetznovelle 2002 erfolgte. [Eurostat, 2009] Ende Oktober
2010 beschloss die amtierende konservativ-liberale Regierung auf Grundlage ihres im
215/390
September 2010 vorgelegten Energiekonzepts eine Laufzeitverlängerung der 17
bestehenden
deutschen
[Bundesregierung,
2010],
Kernkraftwerke
um
[Energiekonzept,
2010]
bestehender
durchschnittlich
Im
Kernkraftwerke
12
Zusammenhang
wurden
die
Jahre.
mit
der
deutschen
Kernkraftwerksbetreiber zu Ausgleichszahlungen verpflichtet. Hierzu hat der deutsche
Bundestag Ende Oktober 2010 die Errichtung eines Energie- und Klimafonds und ein
Kernbrennstoffsteuergesetz verabschiedet. [Förderfondsvertrag, 2010]
Die Konfliktlinie Kernenergie zieht sich in Deutschland quasi wie ein roter Faden durch
das gesamte politische System. Im Gegensatz zur amtierenden Regierung plädieren die
zentralen
Oppositionsparteien
geschlossen
gegen
eine
Laufzeitverlängerungen
deutscher Kernkraftwerke. [CDU, CSU, 2009], [FDP, 2009], [Grüne, 2009], [Linke, 2009],
[SPD,
2009]
Insbesondere
SPD
und
Bündnis90/Die
Grünen
möchten
zu
der
gesetzlichen Regelung zum Ausstieg aus der Kernenergienutzung zurückkehren, die
sie selbst aufgestellt haben und kritisieren die Einflussnahme der deutschen
Verbundunternehmen auf die Regelungen zur Ausgestaltung der Laufzeitverlängerung.
[Süddeutsche, 2010c] Zum Zeitpunkt der Verabschiedung des Energiekonzeptes
kündigten die Bundesländer eine Klage beim Bundesverfassungsgericht an, sollte die
Laufzeitverlängerung ohne Zustimmung des Bundesrates verabschiedet werden.
[Süddeutsche, 2010d] Darüber zeigte sich im Herbst 2010 in Bezug auf die
Laufzeitverlängerung auch Dissens zwischen den Ministerpräsidenten CDU/CSUregierter Bundesländer. Während Baden-Württemberg, Hessen und Bayern aufgrund
der starken „Atomstrom-Basis“ im jeweiligen Bundesland für eine Laufzeitverlängerung
plädierten, stellten sich Niedersachsen, Thüringen und Sachsen-Anhalt aufgrund der
starken „Kohle- und Windkraftbasis“ gegen eine Laufzeitverlängerung. [Süddeutsche,
2010e] Innerhalb der Regierungskoalition zeigten sich Divergenzen zwischen CDU/CSU
und FDP in Bezug auf das Ausmaß der Laufzeitverlängerung von Kernkraftwerken.
Während Bundesumweltminister Röttgen (CDU) dafür plädierte, die Laufzeitverlängerung so kurz wie möglich zu gestalten, setzte sich Bundeswirtschaftsminister
Brüderle (FDP) für eine erhebliche längere Laufzeitverlängerung von 12-20 Jahren ein.
[Süddeutsche, 2010f] Konflikte traten innerhalb der Regierung auch zwischen Bundesfinanzminister und Bundesumweltministerium in Bezug auf die Verwendung der
Einnahmen aus der Brennelementesteuer auf. Während das Finanzressort die
Einnahmen der Brennelementesteuer zur Sanierung des Haushalts einsetzen wollte,
setzte sich das Umweltministerium dafür ein, die Einnahmen gemäß Koalitionsvertrag
zur Steigerung der Energieeffizienz und für den Ausbau EE zu verwenden.
[Süddeutsche, 2010g]
In Konsequenz aus der Nuklearkatastrophe in Japan hat die deutsche Bundesregierung
Mitte März 2011 über ein Moratorium die Verlängerung der Laufzeiten der 17
deutschen Atomkraftwerke für drei Monate ausgesetzt. [EurActiv, 2011c] Nach der
Verabschiedung
der
KKW-Laufzeitverlängerungen
in
Zusammenhang
mit
dem
216/390
Energiekonzept haben die Nuklearkatastrophe und das Moratorium die Diskussion in
Deutschland über die Notwendigkeit und die Dauer der Kernenergienutzung erneut
entfacht. Aufgrund der energiepolitischen Lage zum Zeitpunkt der Bearbeitung der
Studie (Anfang April 2011) ist unklar, ob und mit welcher Ausrichtung die amtierende
Regierung die Stromerzeugung aus Kernenergie in Deutschland nach Beendigung des
Moratoriums fortführen wird.
Die weitere Auswertung zeigte zudem Konfliktlinien zwischen Regierung und
Opposition (vor allem Bündnis 90/Die Grünen) in Bezug auf den Neubau fossiler
Kraftwerke und das Ausbautempo Erneuerbarer Energien. Im Gegensatz zur Regierung
lehnen Bündnis 90/Die Grünen den Neubau fossiler Kohlekraftwerke ab und setzen
sich für einen erheblich beschleunigten Ausbau Erneuerbarer Energien ein. [CDU, CSU,
FDP, 2009], [Grüne, 2009] Zwischen den Bundesländern zeigen sich zudem
unterschiedliche Positionen zur Einführung eines deutschen CCS-Gesetzes. Während
Braunkohle fördernde Bundesländer wie Brandenburg, Sachsen und NordrheinWestfalen ein allgemeines CCS-Gesetz fordern, äußern die nördlichen Bundesländer
Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Mecklenburg-Vorpommern, die als Speicherort
in Frage kommen, Bedenken und sprechen sich für eine Länderausstiegsklausel aus. [IZ
Klima, 2010g]
Aufgrund der ermittelten energiepolitischen Konfliktlinien steht zu erwarten, dass in
Deutschland
auch
zukünftige
Regierungswechsel
zu
einem
Umschwenken
energiepolitischer Strategien führen können. Dem aktuellen Energiekonzept kann
somit nur eine kurzfristige Gültigkeit innerhalb der aktuellen Legislaturperiode
zugeschrieben werden. Aufgrund der vergleichsweise stabilen Koalitionszusagen
innerhalb der letzten Dekaden ließen sich regierungspolitische Veränderungen in der
Ausrichtung energiewirtschaftlicher (Erzeugungs)Strategien bisher vergleichsweise gut
im Voraus abschätzen. Die Atomkatastrophe in Japan verdeutlicht jedoch, dass aktuelle
weltpolitische Ereignisse zu „unvorhersehbaren“ abrupten Veränderungen energiewirtschaftlicher oder energiepolitischer Strategien führen können. Bestes Beispiel
hierfür ist der Wahlsieg von Bündnis 90/Die Grünen und SPD in Baden-Württemberg
Ende März 2011.
In Frankreich zeigen sich zum Zeitpunkt der Analyse im Vergleich der EUMitgliedstaaten
nur
schwach
ausgeprägte
energiepolitische
Konfliktlinien
im
politischen System. Weil die Energiepolitik in der politischen Debatte im Gegensatz zu
anderen Themen eine eher untergeordnete Rolle spielt, finden sich nur wenige
energiepolitische
Äußerungen
der
politischen
Parteien.
Gleichzeitig
sind
im
Unterschied zu Deutschland kaum Partei- oder Wahlprogramme der französischen
Parteien im Internet verfügbar.
Das französische Regierungssystem (semipräsidentielle Demokratie) ist im Gegensatz
zu Deutschland durch eine vergleichsweise starke Stellung des Präsidenten im
217/390
Regierungssystem und eine Einparteienregierung gekennzeichnet. In der aktuellen
Wahlperiode seit 16.05.2007 wird die franzsösische Regierung durch die konservativliberale
Union
pour
un
mouvement
populaire
(UMP)
gestellt.
Auch
die
Vorgängerregierungen wurden von 17.05.1995 bis 16.05.2007 durch die UMP gestellt
(bis 2002 unter dem Namen RPR). Die Machtverteilung ist über ein System der Checks
and
Balances
zwischen
parteipolitischen
Regierungschef
Mehrheiten
kann
es
und
hier
Staatspräsident
zu
stärkeren
verteilt.
Je
nach
Kontroversen
oder
Übereinstimmung der politischen Agenda kommen. In den vergangenen Jahren gab es
wechselnde Mehrheiten zwischen der sozialdemokratischen bzw. demokratischsozialistischen Parti Socialiste (PS) und der konservativ-liberalen UMP. [Pütz, 2004] Seit
2005 werden sowohl der französische Premierminister als auch der Staatspräsident
durch die UMP gestellt. [Assemblee Nationale, o.J.], [de Boissieu, 2010]
Im Rahmen der Auswertung konnten vier Konfliktthemen ermittelt werden. Dabei
verdeutlichte die Auswertung, dass die bestehenden energiepolitischen Konfliktlinien
im Kern zwischen der regierenden UMP sowie zwischen der PS und den Grünen (Les
Verts)
verlaufen.
Konflikte gab
es
erstens
in
Bezug
auf
das
umwelt-
und
energiepolitische Gesetzespaket „Grenelle 2“. Die Sozialisten lehnen wegen angeblich
ausschließlicher wirtschaftlicher Interessen und ineffektiver Maßnahmen das komplette
Gesetzespaket
„Grenelle
2“
ab.
Kritisiert
wird,
dass
das
Gesetzespaket
„Grenelle 2“ „stark verwässert“ wurde. Die ursprünglichen Ziele des Umweltgipfels,
Frankreich zum Vorreiter beim Klimaschutz zu machen, würden „weit verfehlt“, das
Umweltprojekt gilt schon „als gescheitert“. [dpa, 2010a], [Le Parti Socialiste, 2010]
Ein zweiter Konfliktpunkt betrifft den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Die PS
fordert von der Regierung mehr Engagement für den EE-Ausbau. Es bestehen Zweifel,
dass das Ziel der französischen Regierung, bis 2020 den Anteil Erneuerbarer Energien
von derzeit etwa 10 % auf 23 % zu erhöhen, erreicht werden kann. Die Ausbauziele
wären nur zu erreichen, wenn jährlich etwa 1.000 neue Windräder aufgestellt würden.
Von Seiten der Grünen besteht zudem die Kritik, dass „Grenelle 2“ dazu führen könne,
dass 70 % aller laufenden Projekte für Windanlangen verhindert würden und nennen
dafür folgende Gründe: „Grenelle 2“ schaffe keine Anreize für neue Windparks, sondern
„ebenso
strenge
Auflagen
wie
für
Chemiefabriken“.
Im
Gesetzespaket
wurde
vorgeschlagen, dass Windparks zukünftig mindestens 15 Windräder umfassen sollen
um die „Verschandelung der Landschaft“ durch Windräder zu verhindern was
voraussichtlich
kleinere
Investoren
abschrecken
werde.
Zudem
sei
kein
subventionierter Sondertarif für Strom aus Windkraft vorgesehen. [dpa, 2010b]
Drittens wird von Seiten der Opposition kritisiert, dass die Nutzung der Atomkraft in
der gesamten Umweltdebatte nur eine untergeordnete Rolle gespielt habe und dass
Staatspräsident Nicolas Sarkozy 2009 den Bau eines zweiten EPR-Atomreaktors
218/390
angekündigt habe, ohne eine öffentliche Debatte abzuwarten. [dpa, 2010a], [L'actualité
du PS, 2008]
Als vierter Kritikpunkt wird aufgeführt, dass Präsident Sarkozy die bereits beschlossene
Klimasteuer wieder zu den Akten gelegt habe. In 2009 hatte eine Expertenkommission
unter Leitung des Sozialdemokraten und früheren Premierministers Michel Rocard ein
Konzept zur Einführung einer Klimasteuer in Frankreich im Jahr 2010 entwickelt.
[dnews, 2010] Zielsetzung der Klimasteuer war die Reduktion von Treibhausgasen,
insbesondere CO2-Emissionen durch französische Haushalte und Unternehmen über
eine Besteuerung von Heizöl, Diesel und Benzin. Die neue Steuer sollte durch eine
Minderung
der
Einkommensteuer
beziehungsweise
einen
„grünen
Scheck“
für
diejenigen Haushalte, die keine Einkommensteuer zahlen, ausgeglichen werden. Auf
Strom sollte keine Abgabe erhoben, weil er in Frankreich hauptsächlich aus
Kernenergie erzeugt wird und deshalb wenig Kohlendioxid verursache. [faz.net, 2010a]
Das französische Verfassungsgericht stoppte die Klimasteuer zwei Tage vor der
geplanten Einführung mit der Begründung, dass die Regelung zu viele Ausnahmen
vorsehe, da ganze Industriebranchen (z.B. Luftfahrt) von der Klimasteuer befreit
werden sollten. Es verwies auf die geplanten Ausnahmen für über 1.000 Unternehmen,
die
besonders
viel
ausstoßen.
CO2
Dazu
gehörten
Raffinerien,
Kohle-
und
Gaskraftwerke, Zementfabriken sowie Spediteure und Fluggesellschaften. Weiteres
Argument war, dass die Abgabe nur auf europäischer Ebene vereinbart werden könne,
um französische Unternehmen im Wettbewerb nicht zu benachteiligen. [faz.net, 2010b]
Trotz der genannten Konfliktpunkte stellt sich die französische Energiepolitik aus Sicht
der Autoren der Studie als vergleichsweise stabil dar, auch wenn das französische
Mehrparteiensystem im Vergleich zu Deutschland eine größere Zersplitterung und
Unbeständigkeit der französischen Parteienlandschaft aufweist. Die Stabilität der
energiepolitischen
Rahmenbedingungen
Investoren
durch
noch
Ausschreibungspolitik
die
der
wird
für
Langfristplanung
französischen
im
inländische
wie
ausländische
Regierung,
bspw.
im
und
die
Offshore-
Windenergiesegment, gestützt.
In Großbritannien liegen die zentralen energiepolitischen Konfliktlinien ebenso wie in
Deutschland und den Niederlanden einerseits in der weiteren Kernenergienutzung und
andererseits im Ausbautempo Erneuerbarer Energien. Großbritannien gehörte in den
1950er und 1960er Jahren zu den Pionierländern der Kernenergie, sah seine
Energieversorgung jedoch durch reiche Öl- und Gasfunde in der Nordsee in den
1970er Jahren zunächst über fossile KW gesichert. [Areva, 2009a]
Von 1997 bis 2010 wurde die britische Regierung von der Labour Party gestellt. Seit
2004
plädierte
der
britische
Regierungschef
Tony
Blair
aus
Gründen
der
Versorgungssicherheit und des Klimaschutz für den Bau neuer Kernkraftwerke. In
ihrem Weißbuch zur Energiepolitik vom Mai 2007 legte die Regierung ihre „vorläufige
219/390
Meinung“ dar, dass privaten Investoren die Möglichkeit gegeben werden sollte, neue
Kernkraftwerke zu bauen. [HM Government, 2007] Im November 2007 wurde ein
Gesetzentwurf zur Vereinfachung des Planungsprozesses für Infrastrukturvorhaben
von nationaler Bedeutung (dazu zählen Kernkraftwerke) eingebracht. [Areva, 2009b]
Anfang 2008 gab die neue Labour-Regierung unter Gordon Brown bekannt, dass sie in
den nächsten 20 Jahren den Bau von 30.000 – 35.000 MW Kernkraftwerksleistung für
erforderlich hält. Daher solle Energiefirmen die Möglichkeit eröffnet werden, neue
Kernkraftwerke zu bauen. [HM Government, 2008] Im Rahmen des UK Low Carbon
Transition Plans aus dem Jahr 2009 bestätigte die Vorgängerregierung ihre Zielsetzung,
den Aufbau neuer nuklearer Erzeugungskapazitäten in Großbritannien zu erleichtern,
durch Straffung der Planungs- und Genehmigungsverfahren. Dazu ermittelte und
versteigerte
die
Regierung
Standorte
für
den
Aufbau
neuer
nuklearer
Kraftwerkskapazitäten bis 2025. [DECC, 2009]
Die seit 2010 amtierende Regierungskoalition aus Konservativen (The Conservative
Party) und Liberalen (The Liberal Democrats) verfolgt die Erneuerung des nuklearen
Kraftwerksparks, der seine maximale Nutzungsdauer bis 2020 zum Großteil erreicht
haben wird. Aus finanziellen Gründen lehnen die Liberal Democrats den Ausbau der
Kernenergie „eigentlich“ ab. [Conservatives, 2010], [Liberals, 2010] Im Rahmen der
Koalitionsverhandlungen
wurde
zwischen
den
Koalitionspartnern
jedoch
ein
„finanzieller Kompromiss“ geschlossen. Der Regierungsvertrag erlaubt der Regierung,
das National Planning Statement zur Ratifikation ins Parlament einzubringen, um
darüber den Bau neuer Kernkraftwerke zu ermöglichen. Dieses wird den Ersatz
bestehender Kernkraftwerke erlauben. Grundlage hierfür ist jedoch, dass sich die
Regierung nicht an der Finanzierung neuer Kernkraftwerke beteiligen und keine
steuerlichen Anreize setzen wird. [Areva, 2009b], [HM Government, 2010] Im
Gegensatz
zur
Regierung
und
zur
zentralen
Oppositionspartei,
der
sozialdemokratischen Labour Party, fordert die Grüne Partei (The Green Party) einen
vollständigen Ausstieg aus der Kernenergie. [Greenparty, 2010], [Labour Party, 2010]
Dissens besteht zudem sowohl innerhalb der Regierungskoalition als auch zwischen
Regierung und Opposition über das Ausbautempo der regenerativen Stromerzeugung.
Während die Liberalen die Energieerzeugung bis 2050 komplett auf Erneuerbare
Energien umstellen wollen, strebt die Konservative Partei ein langsameres Ausbautempo an. [Liberals, 2010], [Conservatives, 2010] Aus den Reihen der Oppositionsparteien setzt sich insbesondere die Grüne Partei für eine Beschleunigung des EEAusbaus ein. Aus Sicht der Grünen Partei sollen Erneuerbare Energien bereits bis 2020
einen Anteil von 50 % an der Energieversorgung übernehmen; bis 2030 sollen keine
CO2-Emissionen mehr durch fossile Kraftwerke erfolgen. [Greenparty, 2010]
Insgesamt wird die energiepolitische Ausrichtung in Großbritannien aus Sicht der
Bearbeiter derzeit als vergleichsweise stabil eingeschätzt. Obwohl es bei der letzten
220/390
Unterhauswahl in Großbritannien 2010 zu einem parteipolitischen Wechsel von der seit
1997 regierenden Labour Party auf eine Regierung aus Conservatives und Liberal
Democrats gekommen war, hat die amtierende Regierung keine energiepolitische
Kehrtwende
vollzogen.
Vielmehr
wurde
der
energiepolitische
Kurs
der
Vorgängerregierung(en) in Bezug auf den angestrebten Energiemix tendenziell
fortgeführt. Die von Seiten der Regierung angekündigte Überprüfung der neuen
Einspeisetarife zur Förderung kleiner EE-Anlagen (vgl. Abschnitt 4.2.1) verdeutlicht
jedoch, dass sich die Regierungskoalition auf eine wirtschaftlich begrenzte Förderung
des Ausbaus Erneuerbarer Energien verständigt hat, und eine Überforderung
zugunsten
eines
schnelleren
EE-Ausbautempos
vermeiden
will.
Um
Investitionssicherheit zu erhalten, werden die aktuellen Tarife jedoch unabhängig vom
Prüfungsergebnis bis April 2012 gültig bleiben und jegliche Tarifänderungen werden
ausschließlich zukünftige Investitionsvorhaben betreffen. [IWR, 2011d] Auch im
Hinblick auf die Kernenergienutzung wird der Kurs der Vorgängerregierung zum Bau
neuer Anlagen fortgeführt. Jedoch stellt hier der Kompromiss der neuen Regierung,
einen Neubau ohne staatliche Förderung zu realisieren, für Investoren eine markante
Änderung der energiepolitischen Rahmenbedingungen dar.
In den Niederlanden kann aktuell nicht von einer konsequenten Fortführung der
bisherigen energiepolitischen Strategie gesprochen werden. Wie bereits im Abschnitt
4.2 dargestellt, plant die neue Regierung, die seit Oktober 2010 im Amt ist, eine
energiepolitische Wende. Den größten Wendepunkt nimmt die zukünftige Entwicklung
der
Kernenergie
ein.
Die
Minderheitsregierung
zwischen
Liberalen
und
Christdemokraten unter Duldung der rechtspopulistischen Partei für Freiheit plant
neben dem EE-Ausbau eine weitere Kernenergienutzung in den Niederlanden, um die
geplante
Reduzierung
von
CO2-Emissionen
einhalten
zu
können
und
die
Energieimportabhängigkeit zu verringern. Gemäß Koalitionsvertrag will die Regierung
den Anträgen zum Bau neuer Kernkraftwerke stattgeben, sofern diese den formellen
Anforderungen
genügen.
Vorgängerregierung
aus
[VVD-CDA,
2010]
Christdemokraten
Im
und
Gegensatz
dazu
hatte
die
Sozialdemokraten
über
ihr
energiepolitisches Arbeitsprogramm „Schoon en Zuinig“ den Bau neuer Kernkraftwerke
im Rahmen der letzten Regierungsperiode ausgeschlossen und angegeben, dass
Kernenergie
auch
in
Zukunft
keine
optimale
Lösung
zur
Erreichung
der
energiepolitischen Ziele liefere. [VROM, 2007] Die Konfliktlinie zur Kernenergienutzung
zeigte sich in den Niederlanden bereits Ende der 1990er Jahre. 1994 hatte die ins Amt
gekommene
Mitte-Links-Regierung
unter
Wim
Kok
versucht,
die
unbefristete
Betriebsgenehmigung des einzigen kommerziellen Kernkraftwerks Borssele bis 2003
zu befristen. Die seit 2003 amtierende Mitte-Rechts-Regierung unter Peter Balkenende
einigte sich mit dem Betreiber EPZ am 16. Juni 2006 auf eine Betriebsdauer bis Ende
2033. [Areva, 2009a] Nach dem Übereinkommen von Borssele („Borssele Covenant“)
wurde EPZ zu Zahlungen in einen Fonds für Erneuerbare Energien verpflichtet. [EPZ, o.J.]
221/390
Konfliktlinien
zwischen
Regierung
und
Opposition
sowie
zwischen
den
Oppositionsparteien finden sich einerseits in Bezug auf die weitere Nutzung von
Kernenergie und anderseits in Bezug auf die zukünftige Ausgestaltung der EEFörderung. Hinsichtlich der Kernenergienutzung sprechen sich die Regierungsparteien
VVD, CDA und PVV einheitlich für die weitere Nutzung von Kernenergie und für den
Bau von Kernkraftwerken in den Niederlanden aus. Die Oppositionsparteien PvdA und
SP sehen den Einsatz von Kernenergie zwar als kritisch an, bewerten diese Form der
Energieerzeugung vor dem Hintergrund einer genauen Sicherheitsprüfung jedoch als
akzeptable
Übergangslösung
für
den
weiteren
EE-Ausbau.
Die
kleinen
Oppositionsparteien D66, GL, CU, PvdD sprechen sich hingegen gegen eine weitere
Kernenergienutzung in den Niederlanden aus. Hinsichtlich der weiteren EE-Förderung
sprechen sich viele Oppositionsparteien (PvdA, SP, D66, GL, CU, SGP) für einen
festzusetzenden verpflichtenden Anteil von zu produzierendem EE-Strom aus.
Insbesondere die kleineren Oppositionsparteien (D66, GL, PvdD) schlagen ein
Finanzierungsmodell nach deutschem Vorbild einer festen Einspeisevergütung i.S.d.
EEG vor. [CU, 2010], [D66, 2010], [GL, 2010], [PvdA, 2010], [PvdD, 2010], [SGP, 2010],
[SP, 2010]
Auch die Auswertung parteipolitischer Konfliktlinien innerhalb der Regierungskoalition
zeigt Dissens in Bezug auf die zukünftige Förderung Erneuerbarer Energien. VVD und
CDA befürworten innerhalb der EE-Förderung insbesondere die Förderung von
Innovationen. Die PVV lehnt die Förderung Erneuerbarer Energien generell ab und
plädiert dafür, die SDE-Regelung, die 2008 in Kraft getreten war, aufzugeben und für
den Ausbau niederländischer Kernkraftwerke zu verwenden. Darüber hinaus ist
zwischen
den
Regierungsparteien
auch
der
Einsatz
fossiler
Brennstoffe
zur
Stromerzeugung bis 2050 umstritten. VVD und CDA sprechen sich für die Vermeidung
fossiler Brennstoffe bis 2050 aus, während die PVV den Klimawandel als nicht
bewiesen ansieht und einen weiteren Einsatz fossiler Brennstoffe befürwortet. [CDA,
2010], [PVV, 2010], [VVD, 2010]
Die bestehenden energiepolitischen Konfliktlinien innerhalb der Regierungskoalition
werfen die Frage auf, ob und wie schnell die Koalitionsparteien zu einem umfassenden
gemeinsamen
energiepolitischen
Kurs
finden
werden,
welche
(weiteren)
Veränderungen in Bezug auf bestehende Förderprogramme oder –ankündigungen der
Vorgängerregierungen zu erwarten sind und wie lange diese zeitlich Bestand haben
werden. Zwar waren die vergangenen Regierungsperioden vor allem durch die
Regierungsbeteiligung der CDA geprägt. Diese wurde bei den Parlamentswahlen 2010
jedoch nur viertstärkste Kraft. [ZEIT ONLINE, dpa, 2010] Zudem kam es während der
vorangegangenen Regierungsperioden mehrfach zu vorgezogenen Parlamentswahlen.
[Universität Leiden, 2010] In den Niederlanden kommt hinsichtlich der Stabilität
energiepolitischer Strategien erschwerend hinzu, dass in der Regel erstens wechselnde
222/390
Koalitionsregierungen
regieren
und
zweitens
vor
den
Wahlen
keine
festen
Koalitionszusagen getroffen werden.
Generell erscheint die Energiepolitik in der Slowakischen Republik kein politisch
kontroverses Thema zu sein. Im Rahmen der Analyse konnten keine nennenswerten
energiepolitischen Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition oder innerhalb
der Regierungskoalition ermittelt werden. Die slowakische Regierung verfolgt einen
von der Energiewirtschaft und weiten Teilen der Bevölkerung unterstützten Kurs zum
Ausbau der Kernenergie. Aufgrund der Erfahrungen mit der Unterbrechung der
Gasversorgung infolge des Durchleitungsstreits zwischen der Ukraine und Russland im
Winter 2008/2009 spielen in der Slowakischen Republik die Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit der Energieversorgung eine große Rolle. Bereits
der Blick in die Wahlprogramme zur Parlamentswahl 2006 der großen slowakischen
Parteien SMER (Sozialdemokraten) und SDKU (Liberal-Konservative) zeigte, dass der
Ausbau der Kernenergie auch zwischen der Opposition und der Regierung nicht
umstritten ist. Energiepolitische Unterschiede konnten 2006 zwischen der zentralen
Regierungs- und Oppositionspartei anhand der jeweiligen Wahlprogramme lediglich im
Hinblick auf die Gewichtung des Ausbaus der regenerativen Stromerzeugung
festgestellt werden. [Gabriel/Meyer, 2010]
Auch anhand der Wahlprogramme 2010 der stärksten slowakischer Regierungs- und
Oppositionsparteien konnten keine zentralen energiepolitischen Konfliktlinien für die
Slowakische
Republik
Koalitionsparten
ermittelt
bestand
werden.
lediglich
zu
Diskussionsbedarf
einer
möglichen
zwischen
den
Anpassung
der
Kraftstoffbesteuerung. Zudem wurden während der Wahlperiode 2010 kurzzeitig die
Endverbraucherpreise für Energie thematisiert. Interessant ist jedoch, dass eine der
Koalitionsparteien (Konservativ-christliche KDH) im Rahmen ihres Wahlprogramms ein
Update der slowakischen Energiesicherheitsstrategie anstrebt. Sollte diese Zielsetzung
umgesetzt werden, könnte die slowakische Energiepolitik ähnlich der Energiestrategie
Polens neben dem Aspekt der Versorgungssicherheit stärker auf die Themen
Wettbewerbsfähigkeit, Effizienz und Nachhaltigkeit ausgerichtet werden. [KDH, 2010],
[Most-Hid, 2010], [SAS, 2010], [SDKU, 2010], [Slovak Government, 2010], [SMER, 2010]
Auch in Polen konnten keine nennenswerten energiepolitischen Konfliktlinien zwischen
Regierung und Opposition oder innerhalb der Regierungskoalition ermittelt werden.
Vergleichbar zur Situation in der Slowakischen Republik wird auch in Polen die
energiepolitische Ausrichtung durch den Aspekt Versorgungssicherheit determiniert.
Hierzu gibt es im politischen System einen großen Konsens. Im Unterschied zur
Regierungskoalition
betont
die
konservativ,
christlich-demokratische
Oppositionspartei PiS, die an der Vorgängerregierung beteiligt war, lediglich die
Energiesicherheit und Abhängigkeit von Lieferungen aus Russland etwas stärker. [PiS,
2007], [PO, 2007], [PSL, 2007]
223/390
Entsprechend ist die polnische Energiestrategie 2030, die eine Konkretisierung des
„Programms für den Elektrizitätssektor“ der Vorgängerregierung darstellt, im Bereich
Elektrizität im Kern darauf ausgerichtet, die inländische Nachfrage zu decken, die
Energieabhängigkeit vom Ausland zu reduzieren und die Stromhandelsmöglichkeiten
zu erweitern und zu diversifizieren. (vgl. Kapitel 4.2) Aus Sicht der Autoren der Studie
ist
in
Polen
auch
in
Zukunft
eine
vergleichsweise
stabile
Fortführung
der
energiepolitischen Strategie zu erwarten.
4.3.1.2. Expertenmeinung zu parteipartei- und gesell
gesellschaftspolitischen
Konfliktlinien im Bereich der Stromversorgung
„Bitte beurteilen Sie partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien im Bereich der
Stromversorgung
im
Hinblick
darauf,
wie
stark
sie
die
Attraktivität
des
Stromerzeugungsstandortes in Deutschland/ Ihrem Land beeinflussen.“
Zum Einfluss partei- und gesellschaftspolitischer Konfliktlinien im Bereich der
Stromversorgung auf die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland
haben sich neun Experten geäußert. Übergreifend stellen die Experten fest, dass die
Energiewirtschaft einen langfristigen gesellschaftlichen Konsens zur Energieerzeugung
als Basis ihrer Investitionsentscheidungen benötigt. Diese Stabilität ist nach Meinung
mehrerer Experten in Deutschland zurzeit nicht gegeben: Eine zentrale Konfliktlinie im
Bereich der Stromerzeugung – sowohl partei- als auch gesellschaftspolitisch – spannt
sich zwischen ökologischen und ökonomischen Prioritäten. Obwohl der Ausbau der
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien vor dem Hintergrund des Klimawandels
mittlerweile politischer und gesellschaftlicher Konsens ist, herrscht Uneinigkeit vor
allem über das Tempo und den Umfang dieses Ausbaus. Aufgrund dieses ungelösten
Konflikts kann aus Sicht der Experten jeder Regierungswechsel einen Umschwung in
der Energiepolitik bewirken und die Rahmenbedingungen im Energiesektor drastisch
verändern. Aus Sicht der energiewirtschaftlichen Experten erhöht dieser Dissens
wesentlich das Risiko für längerfristige Investitionen wie den Bau fossiler Kraftwerke,
die für eine Nutzungsdauer von 40-50 Jahren geplant werden. Als Folge dieser
mangelnden Investitionssicherheit verlagern die großen EVU nach Einschätzung zweier
Experten bereits heute ihre Investitionstätigkeit zum Teil ins europäische Ausland.
Einen weiteren Grund für diese Entwicklung sehen mehrere Experten übereinstimmend
in einer anderen Konfliktlinie: So gebe es in Deutschland die gesamtgesellschaftliche
Tendenz,
Einzelinteressen
gegenüber
Gemeinschaftsinteressen
stärker
in
den
Vordergrund zu stellen. Bezogen auf den Energiesektor bedeutet dies, dass besonders
fossile Kraftwerksprojekte oder Netzausbauvorhaben regelmäßig auf starken lokalen
Widerstand stoßen, auch wenn sie mittelfristig für die Sicherung der Energieversorgung
notwendig sind. Nach Ansicht eines Experten müsse die Politik die Folgewirkungen von
Investitionen,
beziehungsweise
ihres
Ausbleibens,
besser
kommunizieren
–
beispielsweise den durch steigende Windenergienutzung nötigen Netzausbau in
224/390
Norddeutschland. Stattdessen ließe sich die Politik gegenwärtig von den Protesten
Einzelner und ihrer medialen Verstärkung zu sehr beeinflussen und scheue sich, eine
ernsthafte Interessenabwägung im Sinne der Allgemeinheit vorzunehmen.
Im europäischen Umfeld sind partei- und gesellschaftspolitische Konfliktlinien aus
Sicht der Experten unterschiedlich stark ausgeprägt: Nach Meinung eines Experten
gehört Deutschland zu den Ländern, in denen etwa Genehmigungsprozesse für
Energieanlagen überdurchschnittlich langwierig und aufwendig sind. Allerdings gebe
es auch Länder wie Polen, in denen sich vergleichbare Verfahren noch schwieriger
darstellen. Dagegen herrsche beispielsweise in den skandinavischen Ländern oder den
Niederlanden eine eher konsensorientierte und pragmatische Konfliktkultur vor, die
sich
auch
in
kürzeren
und
weniger
kontroversen
Genehmigungsprozessen
niederschlage. Diese Tendenz sei dort noch deutlicher wahrzunehmen, wo der Staat
Beteiligungen
an
großen
Slowakischen
Republik
Stromerzeugern
oder
auch
in
hält,
den
wie
etwa
Niederlanden.
in
Frankreich,
Nach
Ansicht
der
des
niederländischen Experten existieren aber auch in den Niederlanden deutliche
politische Unterschiede zwischen den Parteien, so dass die dortige Stromwirtschaft
ebenfalls mit dem Risiko wechselnder Rahmenbedingungen konfrontiert ist.
Ein Experte der Stromwirtschaft weist darauf hin, dass die Unkenntnis der
landesspezifischen
Konfliktlinien
und
-mechanismen
aus
Sicht
der
deutschen
Energieunternehmen ein deutliches Risiko bei Investitionen im europäischen Ausland
darstellt.
Kurzfazit: Hinsichtlich der Zukunft der Stromversorgung gibt es in Deutschland einen
ungelösten Zielkonflikt in Politik und Gesellschaft der sich einerseits zwischen
ökologischen und ökonomischen Prioritäten zeigt und der sich andererseits in der
Abwägung von Einzelinteressen gegenüber Gemeinschaftsinteressen ausdrückt. Aus
Sicht
der
Experten
führen
diese
Konflikte
zu
einer
vergleichsweise
starken
Beeinträchtigung der Attraktivität des Erzeugungsstandorts Deutschland.
4.3.1.3. Expertenmeinung zur Einflussnahme von Umweltverbänden
und –organisationen
„Bitte beurteilen Sie die Einflussnahme von Umweltverbänden/-organisationen zur
Verhinderung von Stromerzeugungs- und Infrastrukturprojekten im Hinblick darauf,
wie stark sie die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland/Ihrem
Land beeinflusst.“
Zur Einflussnahme von Umweltverbänden im Hinblick auf die Realisierung von
Stromerzeugungs- und Übertragungsprojekten in Deutschland haben sich sieben
Experten geäußert. Sie kommen zu verschiedenen Einschätzungen: Vier Experten
sehen in den Aktivitäten der Umweltverbände eine große Beeinflussung des
Stromerzeugungsstandorts, vor allem hinsichtlich des möglichen Neubaus von
225/390
Kohlekraftwerken. Zwei von ihnen stellen fest, dass Umweltverbände mit ihren
Standpunkten die Debatte um die Zukunft der Energieversorgung dominieren, zum
Nachteil der Positionen von Politik und Energiewirtschaft. Gründe dafür seien die gute
Vernetzung, hohe Glaubwürdigkeit sowie Mobilisierungsfähigkeit der Umweltverbände,
die es zudem verstünden, „Grundinstinkte“ der Bevölkerung anzusprechen.
Eine andere Gruppe von Experten relativiert den Einfluss von Umweltverbänden,
beziehungsweise
sieht
die
Situation
differenzierter.
Ein
Experte
bezeichnet
Umweltverbände als mögliches Gegengewicht zur Energiewirtschaft in der Diskussion
um die zukünftige Energieversorgung, die in einer demokratischen Gesellschaft zu
führen sei. Ein anderer Experte bescheinigt den Umweltorganisationen in den letzten
Jahren eine realistischere und kompromissbereitere Haltung, und sieht in ihrer
Aktivität keine Gefahr für die Attraktivität des Stromerzeugungsstandorts Deutschland.
Ein dritter Experte kommt zur gleichen Einschätzung, weist aber darauf hin, dass im
Hinblick auf einen möglichen Konsens starke Unterschiede zwischen bundesweit
tätigen Organisationen und lokalen Bürgerinitiativen bestehen. Während erstere
professionell und lösungsorientiert agierten, sehen letztere ihr Ziel ausschließlich in
der Verhinderung von Einzelprojekten, ohne konstruktive Lösungswege aufzuzeigen.
Darin
zeige
sich
wiederum
die
gesamtgesellschaftliche
Konfliktlinie
zwischen
Gemeinschaftsinteressen und Einzelinteressen.
In anderen europäischen Ländern stellt sich die Einflussnahme durch Umweltverbände
aus Sicht der Experten unterschiedlich dar: In Skandinavien und Großbritannien spielt
vor allem Greenpeace eine starke Rolle bei der Verhinderung von Stromerzeugungsund Infrastrukturprojekten. In den westeuropäischen Staaten ist die Situation mit
Deutschland vergleichbar; in den Ländern Mittel- und Osteuropas ist die Stellung der
Umweltverbände dagegen deutlich schwächer, entwickelt sich aber langsam. Diese
Einschätzung wird auch durch die nationalen Experten aus der Slowakischen Republik
und Polen geteilt. Von einer steigenden Einflussnahme von Umweltverbänden und
–organisationen in seinem Land berichtet ebenfalls der niederländische Experte.
Kurzfazit:
Kurzfazit: Die Einflussnahme durch (inter)national organisierte Umweltverbände und
–organisationen auf energiewirtschaftliche Investitionsvorhaben in Deutschland wird
von den befragten Experten differenziert betrachtet. Trotz ihrer Popularität gefährden
diese Verbände und Organisationen die allgemeine Attraktivität des Standorts
Deutschland nur nachrangig, da sie lösungsorientiert und realistisch vorgehen. Lokale
Bürgerinitiativen zur Verhinderung einzelner Projekte stellen dagegen ein größeres
Problem für die Attraktivität des Erzeugungsstandorts Deutschland dar.
226/390
4.3.2
Öffentliche Akzeptanz von StromerzeugungsStromerzeugungs- und
Infrastrukturinvestitionen
Alle energiewirtschaftlichen Investitionsvorhaben müssen einen öffentlichen Planungsund Genehmigungsprozess durchlaufen41. Eine schwache oder sogar fehlende öffentliche Akzeptanz in der betroffenen regionalen Bevölkerung, Politik oder Verwaltung,
die sich z.B. in Protesten, Einwänden gegen Planungsentwürfe, Gerichtsverfahren oder
der Suche nach politischer Unterstützung gegen die Investitionsvorhaben äußert, kann
diese zeitlich verzögern und manchmal sogar zum Scheitern bringen. Beispiele dafür
gibt es in Deutschland in großer Zahl im Bereich der fossilen Kraftwerksplanungen,
beim Ausbau der Stromnetze oder auch beim Ausbau der Windenergienutzung oder
der Biogaserzeugung. Um eine Einschätzung zur öffentlichen Akzeptanz gegenüber
Investitionen in Stromerzeugungsanlagen in Deutschland im Vergleich zu den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten zu erhalten, wurde zu diesem Themenkomplex eine
länderspezifische Literaturkurzrecherche durchgeführt. Hierzu erfolgte eine Recherche
in
auflagenstarken
Zeitungen,
einschlägigen
Rundfunk-/Fernsehanstalten
sowie
Internetinformationsportalen für die Energiewirtschaft um zu prüfen, ob und inwiefern
in den Medien zu öffentlichen Widerständen gegenüber dem Ausbau von Stromerzeugungsanlagen berichtet wird und gegen welche Erzeugungstechnologien sich die
Widerstände vornehmlich richten. Eine tiefer gehende quantitative oder qualitative
Analyse konnte im Rahmen der vorliegenden Studie dazu allerdings nicht geleistet
werden.
Im Rahmen der Expertenbefragung nahm diese Thematik jedoch eine zentrale Rolle ein.
Die Experten wurden gebeten, für vier Investitionskategorien eine Einschätzung
abzugeben, wie stark die öffentliche Akzeptanz die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes Deutschland beeinflusst. Außerdem wurde nach den Trends gefragt, wie
sich die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von Stromerzeugungs- und
Infrastrukturprojekten in Deutschland mittelfristig bis 2020 und langfristig bis 2050
entwickeln wird.
In den folgenden Unterkapiteln werden zunächst die Ergebnisse der Literaturkurzrecherche und im Anschluss daran die Antworten der Experten vorgestellt und
ausgewertet. Eine Zusammenfassung findet sich abschließend im Zwischenfazit (vgl.
Abschnitt 4.3.4).
4.3.2.1. Literaturrecherche zur öffentlichen Akzeptanz gegenüber
Investitionen in Stromerzeugungsa
Stromerzeugungsanlagen
In Deutschland sind öffentliche Widerstände gegenüber allen Erzeugungstechnologen
wahrzunehmen. Bereits vor der Atomkatastrophe in Japan kam Bundesumweltminister
41
Eine Ausnahme stellen Investitionen in kleine Photovoltaik-Anlagen dar.
227/390
Röttgen zu der Einschätzung, dass in Deutschland die gesellschaftlichen Widerstände
gegen die Nutzung von Kernenergie nach wie vor groß seien und Kernenergie auch
nach 40 Jahren keine hinreichende Akzeptanz in der Bevölkerung habe. [tagesschau,
2010] Nach einer im Auftrag von Greenpeace Deutschland durch TNS Emnid
durchgeführten
repräsentativen
Meinungsumfrage
zum
Thema
Atomkraft
im
September 2009 befürworteten 75 % der Befragten grundsätzlich einen Atomausstieg.
Nur 35 % der Befragten sprachen sich für eine Laufzeitverlängerung deutscher
Kernkraftwerke aus, während 60 % der Befragten eine Laufzeitverlängerung über das
Jahr 2021 hinaus für falsch erklärten. [Greenpeace Deutschland, 2009] Bereits 2007
führten die Störfälle in deutschen Kernkraftwerken des Kraftwerksbetreibers Vattenfall
zu öffentlichen Protesten und Lieferantenwechsel durch Vattenfall-Kunden. In Berlin
und Hamburg wechselten etwa 100.000 Vattenfall-Kunden innerhalb von vier Monaten
zu Wettbewerbern. Nach erneuten Störfällen im Jahr 2009 forderten Politiker von SPD
und Bündnis 90/Die Grünen Vattenfall-Kunden auf, den Stromanbieter zu wechseln
oder Ökostrom zu beziehen. [Süddeutsche, 2007], [Zeit-Online, 2009]
Im September 2010 beschloss die Bundesregierung, begleitet von intensiven Debatten,
im
Rahmen
ihres
neuen
Energiekonzepts
die
Restlaufzeiten
der
deutschen
Kernkraftwerke deutlich zu verlängern. In den Monaten davor und danach kam es zu
massiven öffentlichen Protesten. Höhepunkte waren eine Großdemonstration in Berlin
mit mehreren Zehntausend Teilnehmern sowie die seit Jahren stärkste Mobilisierung
gegen einen Castor-Transport in das Zwischenlager Gorleben. [faz.net, 2011], [NDR,
2010].
Die Atomkatastrophe in Japan im Frühjahr 2011 stellte eine weitere Zäsur in der
öffentlichen Debatte dar. Unter dem Eindruck der Ereignisse demonstrierten am 26.
März deutschlandweit mehrere Hunderttausend Menschen für einen Ausstieg aus der
Kernenergienutzung. Auch vermelden Ökostromanbieter einen enormen Kundenzulauf,
wobei genaue Zahlen noch nicht vorliegen. [Reuters 2011], [Verivox, dpa 2011]
Zusätzlich
zu
den
öffentlichen
Massenkundgebungen
gegen
eine
weitere
Kernenergienutzung sind in Deutschland auch zahlreiche öffentliche Proteste gegen
Investitionsvorhaben in Kohle- und Gaskraftwerke zu verzeichnen. Nach Angaben des
Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) wird in Deutschland fast
jedes Kraftwerksprojekt von einer Bürgerinitiative bekämpft, wodurch bereits der Bau
mehrerer Kohlekraftwerke gestoppt wurde. [Dow Jones, 2009] Gemäß [BUND, 2009]
wurden bislang elf Kohlekraftwerke mit einer Gesamtleistung von gut 11 GW verhindert.
Als Gründe wurden u.a. öffentliche Proteste, schwindende politische Unterstützung,
wirtschaftliche Probleme, sowie Finanzierungs- und Rechtsunsicherheit genannt. Im
Herbst 2009 hatte die Klage eines Landwirts gegen den Bau des größten MonoblockSteinkohlekraftwerks in Europa durch das Energieunternehmen E.ON am Standort
Datteln,
der
bereits
2007
gestartet
war,
vor
dem
nordrhein-westfälischen
228/390
Oberverwaltungsgericht (OVG) Erfolg. [Verivox, 2009b]. Die Entscheidung führte zu
einem teilweisen Baustopp, in der Landesregierung ist bislang unklar, ob und wie eine
Neugenehmigung des Kraftwerks erfolgen soll [Verivox, dapd, 2010]. Von den
öffentlichen
Protesten
sind
neben
Kohle-
auch
Gaskraftwerke
betroffen.
Per
Bürgerentscheid wurde im November 2006 der Neubau eines GuD-Kraftwerks der
SüdWestStrom Kraftwerk GmbH in Wertheim gestoppt. [CO2-Handel, 2009]
Im Gegensatz zur Kernenergienutzung genießen die Erneuerbaren Energien eine hohe
Akzeptanz in der deutschen Bevölkerung. Bereits 2005 belegte eine forsa-Umfrage im
Auftrag des Bundesumweltministeriums, dass sich 62 % der befragten Deutschen einen
noch stärkeren Ausbau der Erneuerbaren Energien wünschen. [BMU, 2005] Im April
2011 kam eine forsa-Umfrage für die Organisation Germanwatch zu dem Ergebnis,
dass 90 % einen schnelleren Ausbau der Erneuerbaren Energien befürworten; 87 %
wünschen eine stärkere Verbesserung der Energieeffizienz. In dieser Umfrage erklärten
außerdem 73 %, sie würden den Ausbau auch dann befürworten, wenn es dadurch
zunächst zu höheren Strompreisen käme. [Germanwatch] Ebenfalls im April 2011
erklärten sich laut einer N24/emnid-Umfrage 78 % der Befragten bereit, zum
schnelleren Umbau der Energieversorgung neue Windräder und Stromtrassen auch „vor
ihrer Haustür“ zu akzeptieren, 19 % wären gegen einen solchen Neubau. Hinsichtlich
der Finanzierung des EE-Ausbaus sprechen sich 47 % für eine stärkere Förderung aus
dem regulären Staatshaushalt aus, auch wenn dies Kürzungen in anderen Bereichen
bedeutete. Höhere Strompreise zur Finanzierung Erneuerbarer Energien würden laut
dieser Umfrage dagegen nur von 22 % akzeptiert. 42 Steuererhöhungen kämen sogar
nur für 11 % der Befragten in Betracht. [N24, 2011]
Trotz hoher Akzeptanz sind jedoch auch in Deutschland eine Vielzahl Klagen gegen
den Ausbau von WEA zu verzeichnen, die sich auch gegen den Ausbau von OffshoreWindparks richten. Konfliktpotenziale zwischen Schifffahrts-/Fischereisektor und
Investoren von Offshore-Windparks aufgrund von Flächennutzungskonkurrenzen
haben bereits zu gerichtlichen Auseinandersetzungen in Zusammenhang mit der
Windparkkonstruktion vor den Inseln Wangerooge (Nordergründe) und Borkum (Riffgat)
geführt. Das Verwaltungsgericht Oldenburg wies die Klage gegen den Bau der
genannten Windparks im Juni 2009 jedoch ab. [Weser Kurier, 2009] Konfliktpotenziale
bestehen im Zusammenhang mit der Konstruktion von Offshore-Windparks auch durch
Veränderungen des Landschaftsbildes und in Folge befürchteter Einbußen im
Tourismussektor. [WAB, 2008]
In Frankreich wurden zum Zeitpunkt der Internetrecherche wenig Konflikte im Bereich
der Energiepolitik wahrgenommen; der Streit um die Rentenreform, die damit
42
Die Abweichung zur vorher zitierten forsa-Umfrage erklärt sich möglicherweise aus einer abweichenden
Fragestellung, bzw. aus der Vorgabe, aus mehreren Finanzierungsmöglichkeiten auszuwählen. Die
Frage- und Antworttexte der N24/emnid-Umfrage liegen leider nicht vor.
229/390
verbundenen Streiks und Proteste sowie die Neubildung der Regierung waren in den
Medien stärker präsent. Die starken deutschen Proteste gegen den Castor Transport
waren höchstens eine Randnotiz in den französischen Medien. Wenn man von den
Internetseiten von Umweltschutzorganisationen (z.B. Greenpeace) absieht, scheint es in
Frankreich wenig Kritik an der Kernenergienutzung zu geben. In Zusammenhang mit
der Nuklearkatastrophe in Japan hat der französische Energieminister Éric Besson Mitte
März 2011 Forderungen von Umweltaktivisten und Politikern nach einem nationalen
Referendum über einen möglichen Ausstieg aus der zivilen Nutzung der Kernenergie
abgelehnt. [EurActiv, 2011c]
Größere Skepsis wurde im Rahmen der Internetrecherche gegenüber dem Ausbau
Erneuerbarer Energien wahrgenommen, die sich in erster Linie gegen den Ausbau von
Windenergieanlagen richten. Zwar belegt eine Studie der französischen Organisation
für Umwelt- und Energiewirtschaft (ADEME), dass fast 97 % der Franzosen für die
Entwicklung der Erneuerbaren Energien sind. [idw, 2010d] Dennoch wird jeder zweite
Antrag auf Bau einer WEA bekämpft. [France Info, 2010] Auch in Frankreich richten sich
die Proteste zumeist auf das Argument der Landschaftszerstörung. Daneben werden
Lärm, Avifauna, Stadtplanung, Zivilluftfahrt oder Störung der Radarsysteme als Gründe
für die Ablehnung von WEA aufgeführt. Um eine Genehmigung für den Bau einer WEA
zu erhalten, müssen oft bis zu 20 Behörden überzeugt werden. Bis zu vier Jahre
können vergehen, ehe eine Anlage in Betrieb geht. [Botschaft FR, 2009] Insgesamt gibt
es in Frankreich mehr als 500 Zusammenschlüsse gegen die Errichtung von WEA, die
sich unter dem Titel „Vent de colère“ („Wind des Zorns“) zusammengeschlossen haben.
[Vent de colère, 2011] Die Windkraftgegner streben ein Moratorium gegen den
willkürlichen Neubau von WEA in Frankreich an, der aus ihrer Sicht im Widerspruch zur
nachhaltigen Entwicklung, dem Naturschutz und der harmonischen Stadtplanung stehe.
[Botschaft FR, 2009]
In Großbritannien
Großbritannien waren fossile Kraftwerksprojekte in der Vergangenheit selten
Gegenstand überregionaler Kampagnen. In den letzten Jahren ist allerdings ein Konflikt
um den geplanten Neubau von acht Kohlekraftwerken entbrannt. Diese sollen nach
Möglichkeit mit CCS-Technologie ausgerüstet werden. Dagegen hat sich ein breites
Bündnis von Kritikern aus Wissenschaft, Umweltverbänden und Wirtschaftsvertretern
formiert [z.B. The Observer, 2008]. Die Kritiker werfen der Regierung ein übereiltes
Vorgehen vor, da die Umsetzbarkeit des CCS-Verfahrens nicht sicher sei und bei einer
gescheiterten Implementierung große Mengen CO2-Emmissionen anfielen. Es wird statt
dessen die Modernisierung bestehender Kraftwerke sowie je nach Akteursgruppe der
verstärkte
Ausbau
der
Erneuerbaren
Energien
oder
der
Kernkraft
gefordert.
Sicherheitsbedenken spielen allerdings keine Rolle. Der deutsche Konzern E.ON, der
ein modernes Kohlekraftwerk am Standort Kingsnorth errichten wollte, hat die
Planungen im Oktober 2009 nach massiven öffentlichen Protesten gestoppt; in 2010
stieg E.ON auch aus dem Wettbewerb um den Bau weiterer Kohlekraftwerke mit CCS
230/390
aus [BBC, 2010b]. Das erste Kraftwerk mit CCS-Technologie soll nun im schottischen
Hunterston entstehen - wiederum begleitet von massiven regionalen Protesten, die
Planungen sind noch nicht abgeschlossen.
Die Anti-Atom-Bewegung ist in Großbritannien durchaus medial wahrnehmbar, hat
aber längst nicht die gesellschaftliche Relevanz und Breite wie etwa in Deutschland. Ein
bedeutendes Konfliktfeld ist hier allerdings auch die militärische Nutzung der
Kernenergie. Die Erneuerung des nuklearen Kraftwerksparks, der seine maximale
Nutzungszungsdauer bis 2020 zum Großteil erreicht haben wird, ist politischer
Konsens der beiden großen Parteien. Auch in der breiten Bevölkerung ist eine generelle
Akzeptanz gegeben, von lokalen Initiativen abgesehen. Prominenteste Bürgerinitiative
ist das Bündnis „People Against Wylfa B“, das gegen den geplanten Ersatz eines alten
AKWs auf der walisischen Insel Angelsey mobilisiert [BBC, 2011]. Anti-AKWGroßdemonstrationen sind unbekannt, auch nach dem Unglück in Fukushima agierten
lediglich kleinere Aktivistengruppen.
Die öffentliche Akzeptanz von Onshore-Windparks ist vergleichsweise gering. Die
Medien thematisieren lokale Widerstände in einer Vielzahl von Fällen, die teils auch zur
Aufgabe von geplanten Standorten durch Investoren führen. Hauptgründe der Gegner
sind
Landschafts-
ökonomische
und
Zweifel
an
Tierschutz,
der
Beeinträchtigung
Windkraftnutzung
der
an
Lebensqualität
sich.
Diese
sowie
Widerstände
beeinträchtigen nach Medienberichten merklich die Marktentwicklung: Der dänische
Anlagenbauer Vestas etwa schloss 2009 seine WEA-Fertigung auf der Isle of Wight
[BBC, 2010a]. Dies wurde auch mit der ernüchternden Entwicklung des britischen
Marktes
aufgrund
von
Akzeptanzproblemen
und
mangelnder
lokalpolitischer
Unterstützung begründet.
In den Niederlanden sind öffentliche Widerstände gegen alle Erzeugungstechnologien
wahrzunehmen. In der Vergangenheit gab es immer wieder Protestaktionen durch
Greenpeace gegen die Nutzung von Kernenergie. Im Bereich fossiler Kraftwerke haben
sich jüngst 16 Hochschullehrer zusammengeschlossen und einen offenen Brief gegen
den Bau von fünf neuen Kohlekraftwerken an die Energielieferanten gesendet.
[Expactica, 2010] Greenpeace protestiert ebenfalls regelmäßig gegen den Bau neuer
fossiler Kraftwerke, zuletzt gegen den Versorger Essent am 07.12.10. [Metro, 2010]
Auch Gemeinden gehen häufig gegen den Bau neuer Kraftwerke vor. Bei den
Erneuerbaren Energien ist insbesondere der weitere Ausbau von Windenergie stark
gefährdet. Vor allem Anwohner und Bürgerinitiativen wehren sich gegen den weiteren
Ausbau von WEA. Die Proteste beziehen sich meist auf das Argument der
Landschaftszerstörung. (Beispiel: Initiative Dalfsen tegen windmolens [Dalfsen, o.J.]).
Dieses
Argument
wurde
ebenfalls
bereits
erfolgreich
durch
die
Regierung
hervorgebracht, sodass rund um die Stadt Urk sieben geplante WEA nicht errichtet
wurden. Weitere Probleme neuer WEA werden durch Naturschützer befürchtet. Diese
231/390
sehen gerade in neuen Offshore-Anlagen (vor der Küste von Urk) in den Natura-2000Gebieten eine ernsthafte Gefahr für Vögel, betonen jedoch, nicht grundsätzlich gegen
den Bau neuer WEA zu sein. [Ecology Consulting, 2011] Die meisten Protestaktionen
wurden bisher durch Greenpeace durchgeführt vor allem zur Verhinderung von
Kernenergie und gegen den weiteren Bau neuer Kohlekraftwerke.
In der Slowakischen Republik findet die Stromerzeugung aus Kernkraftwerken gemäß
Presseberichten eine breite öffentliche Unterstützung. Diese basiert insbesondere auf
dem
starken
Wunsch
nach
Energiesicherheit
und
Autarkie
der
slowakischen
Stromversorgung, welcher in Zusammenhang mit dem Klima der Unsicherheit bzgl.
Gaslieferungen aus Russland durch die Ukraine steht. [Javys, 2009] Demgegenüber
sind in der Slowakischen Republik immer
wieder öffentliche Proteste gegen
Investitionsvorhaben in Kohle- und Gaskraftwerke wahrzunehmen. In den slowakischen Massenmedien wurde der Neubau des Kohlekraftwerks in Trebisov (885 MW)
besonders stark diskutiert. Durch den Verein Trebisov nahlas wurde eine Petition
gegen das Projekt initiiert, die unterstützt wurde durch die Stadt Trebisov sowie
Wirtschaftsminister Lubomir Jahnatek. [Enviroportal, 2010], [Sme.sk, 2010] Ähnliche
öffentliche
Proteste
finden
sich
im
Zusammenhang
mit
dem
Neubau
des
Kohlekraftwerks in Strazske (700 MW). Der Verein STOP trojuholniku smrti wurde zur
Verhinderung des Kraftwerks gegründet. Im Rahmen von zwei Petitionen gegen das
Projekt wurden über 10.000 Unterschriften gesammelt. [Sme.sk, 2009b], [Zivot Presova,
2008] Gegen das Gaskraftwerk in Malzenice, welches sich aktuell im Aufbau befindet,
erfolgte im Vorfeld ein siebenjähriger Protest der Bewohner der Region Trnava
[Pravda.sk, 2008] Auch gegenüber Investitionen in WEA sind in der Slowakischen
Republik öffentliche Widerstände zu verzeichnen. Öffentliche Proteste gegen die
Konstruktion von WEA gab es bspw. in der Stadt Vrable [Sme.sk, 2009a], in der Region
um Senica [tyzden, 2008], in den Städten Dobsina und Telgart [Slovenska televizia,
2008] sowie in Cerova. [tyzden, 2008] Die Proteste richten mehrheitlich gegen die
Standorte der geplanten Windparks. Einwohner äußern häufig Bedenken hinsichtlich
landschaftlicher Veränderungen und Emissionen durch den Bau und Betrieb von
Windparks, insbesondere wenn diese innerhalb oder in der Nähe von Naturschutzgebieten oder Wohnsiedlungen geplant werden. [Slovenska televizia, 2008]
In Polen zeigen die Ergebnisse der Recherche, dass der Ausbau von Stromerzeugungsanlagen weniger stark durch öffentliche Widerstände betroffen ist als in den anderen
betrachteten EU-Mitgliedstaaten. Zwar finden öffentliche Proteste insbesondere gegen
den Ausbau von Kohlekraftwerken, WEA und kleine Wasserkraftwerke statt. Insgesamt
spielen „ökologische Proteste“ jedoch eine weniger große Rolle und haben eine
vergleichsweise geringe Unterstützung von Seiten der Gesellschaft und der öffentlichen
Medien. Im Vergleich der Erzeugungstechnologien sind in der Presse die Widerstände
gegen den Bau von WEA am stärksten sichtbar. Diese sind zumeist lokal organisiert.
232/390
Einige Investitionen in geplante WEA wurden aufgrund der öffentlichen Widerstände
nicht durchgeführt.
Im Gegensatz zu den anderen ausgewählten EU-Mitgliedstaaten, in denen keine
lokalen, regionalen oder nationalen Volksentscheide zu energiepolitischen Themen
ermittelt wurden, fand in Polen 1990 ein lokaler Volksentscheid (in Gdansk) statt zum
Bau eines Kernkraftwerks in Zarnowiec. 86 % der Stimmabgeber votierten gegen den
Bau des Kraftwerks. Dadurch, dass nur 44 % der Bevölkerung an dem Volksentscheid
teilnahmen, war dessen Ergebnis jedoch nicht bindend. [Gazeta Wyborcza, 2010a] In
Bezug auf den aktuell geplanten Bau von Kernkraftwerken in Zarnowiec gab es bislang
nur kleinere Proteste (bis zu 100 Menschen) in Gdansk und in der Hauptstadt Warschau.
[Gazeta Wyborcza, 2011], [Warszawa Gazeta, 2011] In Zarnowiec selbst wird der Bau
von Kernkraftwerken durch die lokale Bevölkerung befürwortet, da mit dem Bau und
Betrieb
der
Anlagen
der
Aufbau
von
Arbeitsplätzen
und
ein
möglicher
Wirtschaftsaufschwung in der Stadt erwartet wird. [Gazeta Wyborcza, 2010b] Nach dem
Kernenergie-GAU in Japan hat sich der polnische Premierminister Donald Tusk dahin
gehend geäußert, dass die Akzeptanz der polnischen Bevölkerung für den Einstieg in
die Kernenergienutzung nötig sei und ein Referendum nicht auszuschließen sei.
4.3.2.2. Expertenmeinung zur öffentlichen Akzeptanz gegenüber dem
Neubau fossiler Kraftwerke
„Bitte beurteilen Sie die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von fossilen
Kraftwerken
im
Hinblick
darauf,
wie
stark
sie
die
Attraktivität
des
Stromerzeugungsstandortes in Deutschland beeinflusst.“
Zur Situation in Deutschland liegen elf Expertenaussagen vor. Sie alle schätzen das
Thema der öffentlichen Akzeptanz von fossilen Kraftwerksneubauten als bedeutsam
für den Stromerzeugungsstandort ein. Hinsichtlich der Tragweite und der aktuellen
Situation gibt es jedoch unterschiedliche Ansichten:
Für die Mehrheit der Experten hat der Erzeugungsstandort Deutschland durch eine
stark gesunkene öffentliche Akzeptanz fossiler Kraftwerke bereits deutlich an
Attraktivität verloren – es gebe eine „Dagegen-Welle“, ein Experte hält den Neubau von
Kohlekraftwerken in Deutschland sogar für faktisch nicht mehr möglich. Drei Experten
differenzieren,
dass
zwar
ein
enormer
und
wachsender
Widerstand
der
Lokalbevölkerung und Kommunalpolitik an geplanten Standorten zu verzeichnen ist,
die Haltung der Gesamtgesellschaft zur fossilen Stromerzeugung aber weniger
ablehnend, beziehungsweise gar nicht klar bekannt ist. Das Handeln lokaler Akteure
nach dem „Sankt-Florians-Prinzip“ macht nach Ansicht eines Experten allerdings jede
Kommunalwahl zum Risiko für örtliche Investitionsvorhaben. Zwei Experten relativieren
dagegen die Bedeutung mangelnder öffentlicher Akzeptanz für den deutschen
Erzeugungsstandort: Diese erschwere zwar die Umsetzung von Kraftwerksprojekten,
233/390
letztlich gäben für die Realisierung aber immer ökonomische Erwägungen den
Ausschlag – auch wenn dies von den Investoren nicht immer so kommuniziert werde.
Einig sind sich mehrere Experten, dass zur Erhöhung der Akzeptanz fossiler
Kraftwerksneubauten
in
Deutschland aktive
Bemühungen
der
Politik
und der
Energiewirtschaft notwendig sind. Die Debatte würde gegenwärtig von den Kritikern
beherrscht, dem sollte durch verbesserte Kommunikation und Werbung begegnet
werden. So sollten die Effizienzvorteile neuer Kraftwerke gegenüber den zu
ersetzenden Altanlagen und die damit verbundenen Emissionssenkungen stärker
betont werden. Ein Experte teilt die Kritiker fossiler Kraftwerksprojekte in betroffene
Anwohner und „Fundamental-Oppositionelle“ ein. Während erstere auch durch
verstärkte Kommunikationsmaßnahmen kaum umzustimmen seien, könne nach seiner
Ansicht
bei
den
„Fundamental-Oppositionellen“
durchaus
erfolgreiche
Überzeugungsarbeit geleistet werden.
Im Vergleich zu anderen europäischen Staaten ist die Akzeptanz für fossile Kraftwerke
in Deutschland nach einhelliger Meinung der Experten deutlich geringer, laut einem
Experten sogar niedriger als „irgendwo sonst“ in Europa. Außerhalb Deutschlands gebe
es lediglich vereinzelte, weniger massive Widerstände gegen Einzelprojekte. Zwei
Experten identifizieren innerhalb Europas ein „Nord-Süd-“ beziehungsweise „WestOst-Gefälle“: Während in Nord- und Westeuropa fossile Kraftwerksneubauten zumeist
auf sehr geringe Akzeptanz stoßen, sei die öffentliche Wahrnehmung in Süd- sowie
Mittel- und Osteuropa deutlich positiver. Der polnische Experte erkennt in seinem
Land „keinen Widerstand“ gegen fossile Projekte. Für die Niederlande stellt der
nationale Experte dagegen eine abnehmende Akzeptanz und eine stärkere öffentliche
Debatte fest, jedoch bislang keine massiven Protestaktionen wie in Deutschland. In
Großbritannien sei das Thema vor allem von den größeren Umweltorganisationen
besetzt, diese hätten bereits mehrere Kraftwerksprojekte verhindert. Für die anderen
betrachteten Staaten liegen keine Einschätzungen vor.
Kurzfazit: Zusammenfassend zeigt die Auswertung der Expertenbefragung, dass aus
der Sicht der befragten Experten die schwache öffentliche Akzeptanz gegenüber dem
Neubau fossiler Kraftwerke die Attraktivität des Erzeugungsstandorts Deutschland
negativ beeinflusst. Dem entspricht die Tatsache, dass in den letzten Jahren in
Deutschland aufgrund regionaler/lokaler Widerstände etliche Investitionsvorhaben
aufgegeben wurden. Nach Expertenmeinung gibt es gleichzeitig in Europa durchaus
andere, unter dem Aspekt der öffentlichen Akzeptanz attraktivere Standorte für fossile
Kraftwerksinvestitionen, an denen auch deutsche Unternehmen Kraftwerke planen und
bauen.
234/390
Neu
Neubau von EEEE-Anlagen
„Bitte beurteilen Sie die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von EE-Anlagen
im Hinblick darauf, wie stark sie die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in
Deutschland beeinflusst.“
Zur Situation in Deutschland liegen zehn Einschätzungen vor. Die Mehrheit der
Experten bestätigt dem Neubau von EE-Anlagen nach wie vor eine gute Akzeptanz in
der Gesamtbevölkerung und schätzt dies als eher wichtig für den deutschen
Stromerzeugungsstandort
ein.
Allerdings
machen
fast
alle
Experten
auch
Einschränkungen. Sechs Experten weisen auf Akzeptanzprobleme neuer EE-Anlagen
auf lokaler Ebene hin, hauptsächlich im Umfeld von WEA, teils auch von Biogasanlagen.
Zwar werden die Auswirkungen dieser Probleme für den Erzeugungsstandort und den
Ausbau der Erneuerbaren insgesamt eher gering eingeschätzt. Allerdings sehen zwei
Experten tendenziell eine Zunahme der Konflikte und ein ansteigendes Risiko für
Investoren. In eine andere Richtung geht die Prognose zweier weiterer Experten: In den
nächsten Jahren werden die Belastungen für Haushalte und Industrie durch die EEGUmlage stark steigen, was die Akzeptanz eines weiteren Ausbaus der Erneuerbaren
Energien merklich beeinträchtigen könnte.
Im europäischen Vergleich wird die Akzeptanz in Deutschland als überdurchschnittlich
gut eingeschätzt, bedingt auch durch eine starke „grüne Bewegung“ und das
Bewusstsein, eine europaweite Führungsrolle beim EE-Ausbau zu tragen. In den
anderen großen (westlichen) EU-Mitgliedsstaaten ist die Akzeptanz nach Ansicht eines
Experten ebenfalls gegeben, aber geringer als in Deutschland. Einzig in Skandinavien
und Dänemark wird den Erneuerbaren Energien, besonders der Wasserkraft, eine noch
größere Akzeptanz entgegengebracht. Entscheidend sei bei diesem Thema die
energiepolitische
Ausrichtung
der
jeweiligen
Regierung,
die
auch
stark
bewusstseinsbildend wirke. In Mittel- und Osteuropa etwa habe in der Energiepolitik
derzeit
noch
die
Versorgungssicherung
Vorrang
vor
einem
Umbau
der
Stromversorgung.
Ein anderer Experte weist auf sehr große Unterschiede innerhalb Europas hin, was die
Akzeptanz neuer EE-Anlagen anbelangt; die Widerstände seien aber stets lokaler Natur.
Dies deckt sich mit der Einschätzung des nationalen Experten aus den Niederlanden,
wo bedingt durch die hohe Bevölkerungsdichte Widerstände gegen neue Onshore-WEA
zunehmen. Eine Offshore-Nutzung sei dagegen akzeptiert, wenn die Anlagen vom
Land aus nicht sichtbar sind.
Kurzfazit:
Kurzfazit: Die bisher gute Akzeptanz von EE-Anlagen in Deutschland könnte sich
abschwächen, wenn im Zuge des EE-Ausbaus vermehrt lokale Konflikte auftreten und
die finanziellen Belastungen für Haushalte und Industrie durch die EEG-Umlage steigen.
235/390
In Europa variiert die Akzeptanz und hängt von den nationalen energiepolitischen
Leitlinien,
aber
auch
von
lokalen
Konflikten
ab.
Aus
der
Perspektive
„Investitionsbedingungen“ liefert die öffentliche Akzeptanz aktuell keine Argumente,
die die Attraktivität des Standorts Deutschland für EE-Anlagen gegenüber anderen
europäischen
Ländern
abwerten. Allerdings müssen Investoren heutzutage im
Vergleich zu früher bei der Standortwahl mehr Gewicht auf eine Minimierung der
negativen Auswirkungen auf die benachbarte Bevölkerung legen. Dieser Trend wird in
der Zukunft weiter zunehmen.
Neu
Neubau von CCSCCS-Infrastrukturen
Infrastrukturen
Welchen Einfluss die kontroverse Diskussion im Hinblick auf die Nutzung von CCSAnlagen auf das Investitionsklima für Stromerzeugungsanlagen in Deutschland hat,
wurde im Rahmen der Experteninterviews mit folgender Frage ermittelt:
„Bitte beurteilen Sie die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von CCSInfrastrukturen (CO2-Speicher und Pipelines) im Hinblick darauf, wie stark sie die
Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes in Deutschland beeinflusst.“
Zur Akzeptanz einer zukünftigen Infrastruktur zur CO2-Abspaltung und -speicherung
in Deutschland haben sich insgesamt zehn Experten geäußert. Allgemein wird darauf
hingewiesen, dass das Thema gegenwärtig noch nicht besonders akut sei, da politische
Weichenstellungen und gesetzliche Regelungen zum Thema CCS noch ausstünden.
Nach weit überwiegender Meinung der Experten ist die Akzeptanz von CCS in
Deutschland allerdings bereits heute sehr gering. Auch für die Zukunft werden von
sechs Experten große Akzeptanzprobleme vorausgesagt, die den Aufbau einer CCSInfrastruktur deutlich behindern oder sogar ganz blockieren könnten. Aufgrund der
vorherrschenden oder zu erwartenden Unsicherheiten, Ängste und Widerstände in der
Bevölkerung werden teils Parallelen zur „Atommüll-Problematik“ gezogen.
Lediglich drei Experten sehen eine Chance, die zukünftige Akzeptanz zu erhöhen.
Dazu müsste – nach erfolgter politischer Weichenstellung - anhand von Untersuchungen und Pilotprojekten eine sachliche Debatte begonnen werden.
Uneins sind sich die Experten darin, welche Auswirkungen die mangelnde Akzeptanz
von CCS in Zukunft auf den Erzeugungsstandort Deutschland haben könnte. Zwei
Experten sind sich sicher, dass CCS zukünftig stark an Bedeutung gewinnt, und sehen
in einer geringen öffentlichen Akzeptanz eine deutliche Gefahr für den (fossilen)
Erzeugungsstandort Deutschland. Sechs Stimmen ziehen dagegen die grundsätzliche
Zukunft von CCS in Zweifel. Zwei Experten sehen die Wirtschaftlichkeit von
Investitionen in CCS nicht gegeben. Zwei andere weisen darauf hin, dass die angepeilte
CO2-Reduzierung auch durch Einsparungen in anderen Sektoren, bzw. durch den
forcierten Neubau hocheffizienter Kohlekraftwerke zu erreichen sei. Ein fünfter
236/390
argumentiert, dass der Einsatz von CCS angesichts CO2-freier Erzeugungsalternativen
schwer zu vermitteln und zumindest in Norddeutschland politisch auch nicht gewollt
sei.
Im europäischen Umfeld sieht ein Experte durchweg eine ähnlich niedrige Akzeptanz
für CCS-Infrastrukturen wie in Deutschland. Auch der niederländische Experte erwartet
für sein Land bestenfalls eine schwache Akzeptanz durch einige Bevölkerungsteile, bei
deutlichem Widerstand anderer Gruppen.In Polen und Großbritannien stellen die
Experten ein geringes öffentliches Interesse für das Thema fest.
Kurzfazit: Die CCS-Technologie hat derzeit mit großen Akzeptanzproblemen zu
kämpfen. Gleichzeitig herrscht auch unter den Experten eine große Unsicherheit über
die wirtschaftlichen Chancen von CCS und ihre Bedeutung für die Zukunft der fossilen
Stromerzeugung
in
Deutschland.
Der
Einfluss
auf
die
Attraktivität
des
Stromerzeugungsstandortes Deutschland wird eher negativ eingeschätzt.
Die CCS-Technologie wurde auch im Wissenschaftlichen Beirat der Studie diskutiert.
Dabei wurde betont, dass die Option von CCS nicht nur für Kraftwerke, sondern auch
für andere CO2-intensive Industrieprozesse von hoher Bedeutung ist. Gleichzeitig soll
aber über die Abscheidung und Speicherung hinaus Forschung und Entwicklung auch
bezüglich der stofflichen Nutzung von CO2 betrieben werden. Während der Beirat für
Deutschland CCS nur als Brückentechnologie sieht, wird die Rolle dieser Technologie
für Länder wie China und Indien von großer Bedeutung sein, weil dort der Zubau von
Kohlekraftwerken groß ist. Wie sinnvoll und akzeptanzfähig der Einsatz von CCS,
insbesondere der Stufe „Speicherung“ in Deutschland ist, wäre zu prüfen.
Ausbau von Hochspannungsne
Hochspannungsnet
netzen
Welchen Einfluss der Mangel an öffentlicher Akzeptanz des Netzausbaus auf das
Investitionsklima für Stromerzeugungsanlagen in Deutschland hat, wurde mit der
folgenden Frage im Rahmen von Experteninterviews untersucht:
„Bitte
beurteilen
Sie
die
öffentliche
Akzeptanz
gegenüber
dem
Ausbau
von
Hochspannungsnetzen im Hinblick darauf, wie stark sie die Attraktivität des
Stromerzeugungsstandortes in Deutschland beeinflusst.“
Zur Akzeptanz des Hochspannungs-Netzausbaus in Deutschland liegen acht Aussagen
vor. Insgesamt wird die Bedeutung dieses Themas für den Erzeugungsstandort
Deutschland hoch bis sehr hoch eingeschätzt. Hier liegt laut einem Experten das
„entscheidende Nadelöhr“ für den Ausbau der Offshore-Windenergie; ein anderer
Experte verweist auf den von der dena ermittelten Netzausbaubedarf von insgesamt
3.000 km in den nächsten Jahren. Ein dritter Experte gibt zu bedenken, dass auch
237/390
regionale EVU auf überregionale Stromlieferungen und damit auf leistungsfähige
Übertragungsnetze angewiesen sind.
Nach übereinstimmender Meinung der Experten ist die öffentliche Akzeptanz
gegenüber
dem
Netzausbau
in
Deutschland
gering
bis
sehr
gering
und
Investitionsprojekte stoßen auf starke Widerstände. Dies behindere den Netzausbau
heute und in Zukunft drastisch. Die Sicherung der Akzeptanz verteure den Ausbau
erheblich, zusätzlich zu den erwarteten Mehrkosten im Verteilnetz durch die
Umsetzung von „Smart Grids“. So seien im letzten Jahr nur 30 km Hochspannungsnetze neu errichtet worden; die Ausbauziele von mehreren tausend Kilometern seien
unter den derzeitigen Bedingungen kaum zu realisieren. Ein weiterer Experte vergleicht
die Situation mit der Durchsetzung von CCS, und befürchtet beim Netzausbau die Wahl
technisch unzureichender Lösungen.
Die
mangelnde
Akzeptanz
führt
ein
Experte
einerseits
auf
gesetzgeberische
Unklarheiten und unzureichende Transparenz bei Netzausbauprojekten zurück, etwa
was die Mindestabstände zu Wohnbebauung und zulässige Ausnahmen betrifft. Das
Energieleitungsausbaugesetz des Bundes sei hier ein Schritt in die richtige Richtung,
allerdings blieben andere Probleme ungelöst – etwa die Zuständigkeiten der
Genehmigungs- und Regulierungsbehörden oder die Finanzierung von Erdkabeln. Auf
der anderen Seite blende die politische Diskussion gesellschaftliche Argumente aus
und unterschätze nach Meinung eines anderen Experten die Akzeptanzfrage; dabei sei
der
Netzausbau
im
kommenden
Jahrzehnt
eher
ein
Akzeptanz-
denn
ein
Investitionsthema. Ein anderer Experte erklärt, es sei eine Frage des politischen Willens,
den Netzausbau gegebenenfalls über Enteignungen zu beschleunigen.
Im europäischen Umfeld erkennen zwei Experten generell eine ähnlich schlechte
Akzeptanz für den Ausbau der Hochspannungsnetze. Die Länder Mittel- und
Osteuropas (MOE) bilden aus Expertensicht hier eine Ausnahme, der Netzausbau wird
in MOE mit höherer Versorgungssicherheit begründet und stößt auf größere Akzeptanz.
Auch zwischen anderen EU-Mitgliedsstaaten unterscheide sich der politische Umgang
mit dem Thema. In Dänemark, den Niederlande, Österreich und Großbritannien gebe
es aktuell Diskussionen um den Ausbau von Freileitungen. In Dänemark wurde darüber
hinaus beschlossen, alle neu zu bauenden 110-kV-Leitungen als Erdkabel auszuführen
– allerdings ist der Netzausbaubedarf dort weniger aktuell. In den Niederlanden ist der
Bau von 20 km Hochspannungs-Erdkabel zu Pilotzwecken geplant. Der niederländische
Experte betont, dass aufgrund der Siedlungsdichte besonders im westlichen Landesteil
die Akzeptanz von Netzausbauten gering sei, im Osten und Norden dagegen höher. In
Polen ist mangelnde Akzeptanz ein sehr großes Problem, weshalb sich frühere
Ausbauvorhaben im Hochspannungsnetz extrem lange hingezogen haben. Aus
Großbritannien berichtet der nationale Experte von einzelnen lokalen Problemen, die
aber den Netzausbau insgesamt nicht wesentlich behindern.
238/390
Kurzfazit: Aus der Sicht der befragten Experten ist die mangelnde Akzeptanz des
Hochspannungs-Netzausbaus
Stromversorgung
in
ein
Schlüsselproblem
Deutschland,
wird
von
der
für
Politik
die
aber
Zukunft
noch
nicht
der
so
wahrgenommen. In den meisten Ländern Europas ist die Akzeptanz nicht höher, das
Thema aber weniger brisant.
4.3.3
Expertenmeinung: Trends/
Trends/Tendenzen der öffentöffentlichen Ak
Akzeptanz in Deutschland
Der Ausbaubedarf an Stromerzeugungsanlagen und Hochspannungsnetzen wird sich in
Deutschland nicht innerhalb weniger Jahre befriedigen lassen. Vielmehr ist davon
auszugehen, dass der aus Klimaschutzgründen notwendige Umbau der Energieversorgung über mehrere Jahrzehnte immer wieder neue Investitionen erfordern wird.
Gleichzeitig führen Verzögerungen bei diesem Umbau, die heute durch mangelnde
öffentliche Akzeptanz verursacht werden, zu einem höheren Ausbaubedarf in den
Folgejahren/-jahrzehnten. Es ist daher interessant zu erfahren, wie die Experten die
Entwicklung der öffentlichen Akzeptanz einschätzen. Besondere Aktualität hat diese
Fragestellung im Herbst 2010 durch die massiven öffentlichen Proteste gegen das
Verkehrs- und Städtebauprojekt „Stuttgart 21“ und das ungeplante Schlichtungsverfahren bekommen. Werden die mit „Stuttgart 21“ gewonnenen Erfahrungen
Auswirkungen auf die Planungs- und Beteiligungsverfahren für Stromerzeugungs- und
Infrastrukturanlagen haben? Wird es zu Veränderungen kommen, die die öffentliche
Akzeptanz für den Neubau von Kraftwerken und Hochspannungsnetzen verbessern? Im
Folgenden werden die Ergebnisse der Expertenbefragung dokumentiert. Die konkrete
Frage lautete:
„Welche Trends/Tendenzen erwarten Sie im Hinblick auf die öffentliche Akzeptanz
gegenüber
dem
Neubau
von
Stromerzeugungs- und Infrastrukturprojekten
in
Deutschland/in ihrem Heimatland?“
Mittelfristig, also bis etwa 2020, sehen sechs Experten die Akzeptanz von Erzeugungsund Infrastrukturprojekten auf niedrigem Niveau verharren oder sogar weiter
zurückgehen. Die Gründe hierfür werden zum einen in der fortschreitenden Fixierung
der Bevölkerung auf Eigeninteressen und Ablehnung persönlicher Nachteile gesehen.
Zum anderen komme es, nach Ansicht eines Experten, bis dahin noch nicht zu
stärkeren Preiseffekten oder merklichen Versorgungsschwierigkeiten, sodass die
Notwendigkeit eines Ausbaus noch nicht offenbar wird. Ein anderer Experte führt auch
die stärkere informelle Vernetzung und Organisation der Widerstände an. Auffallend ist,
dass drei Experten die Ereignisse um „Stuttgart 21“ als Indikator für wachsende
Widerstände
gegen
Großprojekte
und
Information und Partizipation nennen.
239/390
für
die
Notwendigkeit
von
öffentlicher
Längerfristig, also bis etwa 2050, erwarten fünf der Experten dagegen eine
Trendwende: Diese Experten erwarten eine sinkende Versorgungssicherheit die
vermehrt zu Stromausfällen führen werde
und zusätzlich einen
Anstieg
der
Strompreise, in deren Folge eine höhere öffentliche Akzeptanz für neue fossile
Grundlast- und Regelkraftwerke sowie den Netzausbau zu erwarten sei. Leicht
abweichend erwartet ein Experte eine stärkere Diskussion um den Netzausbau bereits
ab ca. 2015, rechnet aber weder mittel- noch langfristig mit Preiseffekten durch
versäumten Ausbau von Netzen und Erzeugungsanlagen – langfristig würden die
jetzigen Preisbildungsmechanismen durch neue Regulierungsformen abgelöst.
Lediglich einer der Experten, die einen Ausblick bis 2050 wagen, sieht keine Chance
für eine Trendwende: Durch technischen Fortschritt etwa bei Erdkabeln würden zwar
einige Probleme gelöst, die Widerstände würden aber durch einen Kulturwandel hin zu
stärkeren Protestbewegungen, eine größere Anzahl protesterfahrener (älterer) Bürger
und die Internationalisierung der Proteste weiter zunehmen. Auffallend ist, dass die
Mehrheit der befragten Experten eine Verbesserung der öffentlichen Akzeptanz
hauptsächlich durch eine wachsende „Einsicht“ auf Seiten der Bevölkerung, aber nicht
durch Aktivitäten auf Seiten der Industrie oder der Verwaltung/Politik erwartet. Einige
Experten
mahnen
jedoch
an,
dass
Investoren
und
Genehmigungsbehörden
Planungsvorhaben transparent kommunizieren und die Öffentlichkeit frühzeitig und
ernsthaft am Planungsprozess beteiligen müssten. Die Erfolgsaussichten einer
besseren Einbindung der direkt betroffenen Bevölkerung werden aber skeptisch
beurteilt, auch warnen mehrere Experten vor Verzögerungen und Unsicherheiten durch
eine zu umfassende Partizipation. Zwei Stimmen fordern außerdem, dass Politik und
Investoren
notwendige
Projekte
im
Zweifel
auch
gegen
den
Widerstand
der
Bevölkerung durchsetzen müssten.
Kurzfazit: Nach Einschätzung der Experten wird die Akzeptanz von Kraftwerksneuund Netzausbauten mittelfristig eher noch sinken und die Proteste werden zunehmen.
Erst langfristig, d.h. nach 2020, ist ein Umdenken der Bevölkerung zu erwarten,
bedingt durch sinkende Versorgungssicherheit und höhere Strompreise. Aktivitäten der
Industrie oder der Verwaltung/Politik, etwa zur stärkeren Bürgerbeteiligung werden
nur von wenigen Experten als Lösungsweg gesehen. Somit wird der negative Einfluss,
der von der fehlenden öffentlichen Akzeptanz auf das Investitionsklima wirkt,
zumindest mittelfristig erhalten bleiben.
240/390
4.3.4
Zwischenfazit zum Einfluss der Öffentlichkeit auf die
Umsetzung von Investitionsstrategien in der Energie
Energiewirtschaft
Der Einfluss der Öffentlichkeit auf die Umsetzung von Investitionsstrategien in der
Energiewirtschaft ist sehr groß. Das gilt sowohl für den Einfluss des politischen
Systems (Parteien, Regierung, Verwaltung, Interessenverbände) als auch für den
Einfluss der Bevölkerung an den Investitionsstandorten.
Die Analyse gesellschaftspolitischer Konfliktlinien im Bereich der Energiepolitik
verdeutlicht, dass es in Deutschland einen ungelösten Zielkonflikt in Politik und
Gesellschaft gibt der sich einerseits zwischen ökologischen und ökonomischen
Prioritäten zeigt und der sich andererseits in der Abwägung von Einzelinteressen
gegenüber
dem
Energieinfrastruktur
gesellschaftlichen
ausdrückt.
Interesse
Obwohl
der
am
Ausbau
Ausbau
der
und
Umbau
der
Stromerzeugung
aus
Erneuerbaren Energien vor dem Hintergrund des Klimawandels politischer und
gesellschaftlicher Konsens ist, herrscht aus Sicht der Experten Uneinigkeit vor allem
über das Tempo und den Umfang dieses Ausbaus. Diese Einschätzung wird durch die
Ergebnisse der Analyse politischer Konfliktlinien im Bereich der Energiepolitik gedeckt.
Gleichzeitig verdeutlicht die Analyse aber auch, dass diese Konfliktlinie nicht nur in
Deutschland, sondern auch in den Niederlanden, Großbritannien und Frankreich
besteht.
Eine
ähnliche
Situation
zeigt
sich
im
Hinblick
auf
die
zukünftige
Kernenergienutzung in diesen Ländern. Diese Konfliktlinie ist jedoch wesentlich stärker
ausgeprägt und reicht inhaltlich von einer Diskussion über einen beschleunigten
Ausstieg aus der Kernenergienutzung in Deutschland bis hin zu Frage der finanziellen
Förderung eines Kernenergieausbaus in Großbritannien. Tabelle 4–14 gibt eine
Übersicht über zentrale energiepolitische Konfliktlinien und ihre Ausgestaltung in den
ausgewählten EU-Mitgliedstaaten.
Mit Blick auf die gesellschaftspolitischen Konfliktlinien weisen die befragten Experten
darauf hin, dass in Deutschland auf lokaler Ebene immer öfter Einzelne ihre Interessen
gegenüber dem gesellschaftlichen Interesse an einer sicheren, wirtschaftlichen und
umweltfreundlichen Energieversorgung lautstark verteidigen und durchsetzen, worauf
die Politik bisher keine adäquate Antwort gefunden habe. Unter diesen Konflikten
leidet die Attraktivität des Erzeugungsstandorts Deutschland aus Sicht der Experten
besonders stark.
241/390
Tabelle 4–14:
14:
Zentrale energiepolitische Konfliktlinien und ihre Ausgestaltung in
den aus
Kernenergie
DE
Fossile Energieträger
Erneuerbare Ener
Energien
Starke Konfliktlinie inner-
Konflikte zwischen
Konfliktlinie zwischen
halb der Regierungskoa-
Regierung und Opposition
lition und zwischen Regie-
bzgl. des Neubaus fossiler
(vor allem Bündnis 90/Die
rung und Opposition
(Kohle)Kraftwerke
Grünen) sowie innerhalb der
Diskutiert wird im Kern die
Konflikte zwischen Bund
Regierungskoalition in
Dauer/Rücknahme der
und Ländern sowie
Bezug auf das Ausbau-
KKW-Laufzeitverlängerung
zwischen den Ländern bzgl.
tempo EE
sowie die Verwendung der
der Einführung eines all-
Einnahmen aus der
gemeinen CCS-Gesetzes
Brennelementesteuer
FR
Kaum erkennbar
Kaum erkennbar
in Bezug auf das Ausbautempo EE und die Wirksamkeit der EE-Förderung
GB
Konfliktlinie innerhalb der
Kaum erkennbar
Regierungskoalition und
sowie innerhalb der
einer Oppositionspartei
Kompromiss der Koalition:
„Neubau ohne Förderung“
tempo EE
Eine Oppositionspartei
befürwortet den Ausstieg
aus der
Kernenergienutzung, die
andere die Fortführung
NL
Starke Konfliktlinie
Konfliktlinie innerhalb der
Regierungskoalition sowie
Opposition
sowie innerhalb der
Oppositionsparteien be-
Opposition in Bezug auf
fürworten einen Ausstieg
den weiteren Einsatz
aus der Kernenergienut-
fossiler Brennstoffe
tempo EE und die
zung, während die Koali-
Ausgestaltung der EE-
tionsregierung den KKW-
Förderung
Neubau genehmigen will
PL
SK
Nicht erkennbar
Nicht erkennbar
Nicht erkennbar
Nicht erkennbar
Nicht erkennbar
Nicht erkennbar
242/390
Die
Einflussnahme
durch
(inter)national
organisierte
Umweltverbände
und
–organisationen auf energiewirtschaftliche Investitionsvorhaben in Deutschland wird
von den befragten Experten dagegen differenziert betrachtet. Trotz ihrer Popularität
gefährden diese Verbände und Organisationen die allgemeine Attraktivität des
Standorts Deutschland gemäß Einschätzung der Experten nur nachrangig, da sie
lösungsorientiert und realistisch vorgehen. Lokale Bürgerinitiativen zur Verhinderung
einzelner Projekte stellen demgegenüber ein größeres Problem für die Attraktivität des
Erzeugungsstandort Deutschland dar. Die Bedingungen in anderen Ländern Europas
sind
zwar
teilweise
ähnlich
zu
Deutschland,
werden
aber
meist
positiver
wahrgenommen. Ausschlaggebend hierfür sind teils eine pragmatischere Konfliktkultur,
teils eine stärkere Einflussnahme des Staates als aktiver Spieler in der Energiewirtschaft.
Für
die
Energiewirtschaft
bedeutet
das
Fehlen
von
klaren,
verlässlichen
energiepolitischen Vorgaben und Weichenstellungen aus Sicht der Experten hohe
Risiken für ihre Investitionen. Aufgrund der bestehenden partei- und gesellschaftspolitischen Konfliktlinien kann aus Sicht der Experten jeder Regierungswechsel in
Deutschland einen Umschwung in der Energiepolitik bewirken und die Rahmenbedingungen im Energiesektor drastisch verändern.
Die Autoren dieser Studie teilen diese Einschätzung. Die Analyse parteipolitischer
Konflikte
verdeutlichte,
energiepolitischen
dass
Konfliktlinien
in
Deutschland
zu
erwarten
aufgrund
steht,
dass
der
ermittelten
auch
zukünftige
Regierungswechsel zu einem Umschwenken energiepolitischer Strategien führen
können. Dem aktuellen Energiekonzept kann somit aus Sicht der Autoren nur eine
kurzfristige Gültigkeit innerhalb der aktuellen Legislaturperiode zugeschrieben werden.
In
den
Niederlanden
werfen
die bestehenden
energiepolitischen
Konfliktlinien
innerhalb der Regierungskoalition aus Sicht der Autoren sogar die Frage auf, ob und
wie
schnell
die
Koalitionsparteien
zu
einem
umfassenden
gemeinsamen
energiepolitischen Kurs finden werden, welche (weiteren) Veränderungen in Bezug auf
bestehende Förderprogramme oder –ankündigungen der Vorgängerregierungen zu
erwarten sind und wie lange diese zeitlich Bestand haben werden. Hinsichtlich der
Stabilität der energiepolitischen Strategie kommt erschwerend hinzu, dass in den
Niederlanden
in
Koalitionszusagen
Regierungsperioden
der
Regel
regieren
mehrfach
wechselnde
und
zu
dass
es
Koalitionsregierungen
während
vorgezogenen
der
ohne
feste
vorangegangenen
Parlamentswahlen
kam.
In
Großbritannien und Frankreich wird die energiepolitische Ausrichtung aus Sicht der
Autoren
dagegen
vergleichsweise
stabil
eingeschätzt.
Obwohl
die
seit
1997
regierenden Labour Party in Großbritannien 2010 durch eine Koalitionsregierung aus
Conservatives und Liberal Democrats abgelöst wurde, hat die amtierende Regierung
keine energiepolitische Kehrtwende vollzogen. Dennoch werden Änderungen der
energiewirtschaftlichen Investitionsbedingungen angestrebt, die in mittelfristiger
Perspektive negativen Einfluss auf die Attraktivität des Stromerzeugungsstandortes
243/390
Großbritannien haben könnten. In Frankreich wird die Stabilität der energiepolitischen
Rahmenbedingungen für inländische wie ausländische Investoren insbesondere durch
die
Langfristplanung
im
und
die
Ausschreibungspolitik
der
französischen Regierung, bspw. im Offshore-Windenergiesegment, gestützt.
In
Polen
und
der
Slowakischen
Republik
konnten
keine
nennenswerten
energiepolitischen Konfliktlinien zwischen Regierung und Opposition oder innerhalb
der Regierungskoalition ermittelt werden. Insgesamt wird die energiepolitische
Ausrichtung in diesen Ländern, wie bereits in Kapitel 4.2 thematisiert, durch den
Aspekt Versorgungssicherheit determiniert. Aus Sicht der Autoren der Studie ist daher
in Polen wie in der Slowakischen Republik eine vergleichsweise stabile Fortführung der
energiepolitischen Strategie zu erwarten. Tendenziell erwarten die Autoren jedoch,
dass die Energiepolitik von Seiten der nationalen Regierungen zukünftig neben dem
Aspekt der Versorgungssicherheit stärker auf die Themen Wettbewerbsfähigkeit,
Effizienz und Nachhaltigkeit ausgerichtet wird.
Im Hinblick auf die öffentliche Akzeptanz ergab die Literaturkurzrecherche, dass
öffentliche Proteste gegen den Ausbau von Stromerzeugungsanlagen nicht nur in
Deutschland anzutreffen sind, sondern auch in den anderen ausgewählten EUMitgliedstaaten. In allen Ländern gibt es trotz hoher öffentlicher Akzeptanz gegenüber
dem Ausbau Erneuerbarer Energien Proteste auf lokaler Ebene gegenüber dem Ausbzw. Neubau von Onshore-WEA und in Teilen auch gegenüber dem (geplanten) Ausbau
von Offshore-WEA. Die Proteste richten sich zumeist auf das Argument der
Landschaftszerstörung. Daneben werden Lärm, Avifauna, Stadtplanung, Zivilluftfahrt
oder Störung der Radarsysteme als Gründe für die Ablehnung von WEA aufgeführt.
Auch gegen den Neubau fossiler Kraftwerke, zumeist Kohlekraftwerke, wurden
öffentliche Proteste in allen untersuchten Ländern außer in Frankreich ermittelt. Im
Bereich der Kernenergienutzung erscheint die öffentliche Akzeptanz in Deutschland im
Vergleich der untersuchten Länder am geringsten ausgeprägt. In den Niederlanden gab
es in der Vergangenheit immer wieder Protestaktionen durch Greenpeace gegen die
Nutzung der Kernenergie. In Großbritannien ist die Anti-Atom-Bewegung durchaus
medial wahrnehmbar, hat aber längst nicht die gesellschaftliche Relevanz und Breite
wie etwa in Deutschland. In Frankreich scheint es vergleichsweise wenig Kritik an der
Kernenergienutzung zu geben. In Polen gab es in der Vergangenheit Widerstände
gegen den Einstieg in die Kernenergienutzung. Für den aktuell geplanten Bau von
Kernkraftwerken ist ein Referendum im Gespräch. In der Slowakischen Republik findet
die
Stromerzeugung
aus
Kernkraftwerken
gemäß
Presseberichten
eine
breite
öffentliche Unterstützung.
Die
Auswertung
der
Experteninterviews
erbrachte
große
Unterschiede
in
der
öffentlichen Akzeptanz der verschiedenen energiewirtschaftlichen Investitionsbereiche:
244/390
-
Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau fossiler Kraftwerke ist nur
schwach.
-
Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neubau von EE-Anlagen war bisher
gut, könnte sich aber mittelfristig abschwächen.
-
Die CCS-Technologie hat derzeit mit großen Akzeptanzproblemen zu kämpfen
und es erscheint eher unwahrscheinlich, dass sich dieses in Zukunft ändert.
-
Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Neu- bzw. Ausbau des Hochspannungsnetzes ist ebenfalls mangelhaft.
Das
hat
direkte
Auswirkungen
auf
das
Investitionsklima
in
der
deutschen
Energiewirtschaft. Im Bereich der fossilen Kraftwerke wurden in den letzten Jahren
etliche Neubauvorhaben gestoppt und das Investitionsniveau liegt eindeutig unter dem,
was bei allgemeiner öffentlicher Akzeptanz in diesem Sektor möglich wäre. Im Bereich
der erneuerbaren Stromerzeugung gibt es zwar einzelne öffentliche Konflikte,
insgesamt liegt das Investitionsniveau aber weit über dem in den meisten anderen
europäischen Ländern. Bei der CCS-Technologie liegt das Problem in der Verknüpfung
mit dem Neubau fossiler Kraftwerke. Ohne CCS ist die geplante Klimaneutralität dieser
Kraftwerke nicht zu erreichen und es stellt sich die Frage, ob fossile Kraftwerke,
insbesondere Braunkohlekraftwerke, in Deutschland überhaupt noch gebaut werden
können. Letztendlich wird hier ein wesentlicher Pfeiler der europäischen und der
deutschen Klimaschutzpolitik in Frage gestellt. Da ist es ein schwacher Trost, dass CCS
auch in anderen EU-Staaten eher auf Ablehnung trifft. Von zentraler Bedeutung für die
Investitionen in die Offshore-Windenergienutzung ist die mangelnde Akzeptanz des
Hochspannungsnetzausbaus. Auch hier könnten Milliarden-Investitionen blockiert
werden, wenn es innerhalb der nächsten Jahre zu keiner Lösung kommt, wobei auch
der Neubau fossiler Kraftwerke in Norddeutschland mit betroffen wäre.
Der Mangel an öffentlicher Akzeptanz ist mit verantwortlich für ein insgesamt
reduziertes Investitionsniveau in Deutschland. Da gleichzeitig deutsche Unternehmen,
insbesondere die großen vier Energiekonzerne, auch in anderen EU-Mitgliedstaaten
investieren, stellt sich die Frage, ob es zu Verlagerungen von Investitionen gekommen
ist und in Zukunft kommen wird. Diese Frage kann allerdings auf der Basis unserer
Erhebungen nicht beantwortet werden. In der globalen Wirtschaft ist das Kapital sehr
flexibel und nicht standorttreu. Investitionschancen werden genutzt, wo sie sich bieten.
Wären die Investitionschancen in Deutschland besser gewesen, hätten die großen
Konzerne vielleicht in Deutschland und genauso viel im Ausland investiert.
Auf die Frage nach den Trends bezüglich der öffentlichen Akzeptanz von Kraftwerksund Netzinvestitionen sehen die Experten für die Zeit bis 2020 keine spürbare
Veränderung. Erst langfristig, d.h. nach 2020, wird ein Umdenken der Bevölkerung
erwartet, bedingt durch sinkende Versorgungssicherheit und höhere Strompreise. Es
245/390
wird sich zeigen, ob es sich die Politik in Deutschland erlauben kann, auf diesen Effekt
zu warten. Angesichts des nach Fukushima dringlicheren Ausbaus der Erneuerbaren
Energien – und vielleicht auch der fossilen Stromerzeugung – sowie unter Berücksichtigung der Lehren aus „Stuttgart 21“ könnte es aber auch zu einem Umdenken
kommen. Am Ende könnte ein ganz neues Planungs- und Genehmigungsverfahren für
große Energie- und Infrastrukturprojekte stehen, in dem die betroffenen Bürger von
Anfang an intensiver einbezogen werden. Das könnte zu einer dauerhaften Verbesserung des Investitionsklimas und zu einem Abbau des Investitionsstaus im Bereich der
Energiewirtschaft führen.
4.4
Investitionsstrategien von Stromerzeugern
Stromerzeugern
zwischen deutscher und europäischer Energie
Energiepolitik
Im letzen Abschnitt der empirischen Länderanalyse werden die Investitionsstrategien
von
Stromerzeugern
Energiepolitik
zwischen
betrachtet.
deutscher
Dabei
deutscher
liegt
(bzw.
der
Unternehmen.
nationaler)
Fokus
Es
auf
wird
und
der
europäischer
Analyse
betrachtet,
in
von
welche
Stromerzeugungstechnologien Verbundunternehmen und größere Stadtwerke bzw.
Regionalversorger investieren und auf welche Marktausdehnung die Investitionstätigkeit gerichtet ist (national, europäisch, international). Im Kern wird den Fragen
nachgegangen,
Strategien
inwiefern
zwischen
Regionalversorgern
Energiewirtschaft
in
eine
Verbundunternehmen
Deutschland
andererseits
und
einerseits
wahrgenommen
größeren
sowie
werden
Stadtwerken
zwischen
kann.
Regierung
Um
bzw.
und
Divergenzen
zwischen Zielen von Regierung und Energiewirtschaft aufzuzeigen, erfolgt auf
nationaler Ebene eine Einschätzung der Auswirkungen des Energiekonzeptes auf
Investitionsbedingungen und –strategien in Deutschland. Auf europäischer Ebene
erfolgt eine Darstellung zentraler Interessen europäischer Elektrizitätserzeuger in
Bezug auf den gegenwärtigen Integrationsprozess des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes, bestehende Investitionsdefizite und Forderungen an die europäische
Energiepolitik.
Wie in den vorigen Abschnitten erfolgt die Analyse der Investitionsstrategien deutscher
Energieunternehmen sowohl auf Basis von Homepages, aktueller Geschäftsberichte
und Positionspapiere als auch durch die Untersuchung der Meinung der befragten
Experten zu diesem Themenkomplex. Eine Auswertung der Investitionsstrategien
ausländischer Stromerzeuger war im Rahmen der Studie aus Kapazitätsgründen nicht
möglich.
246/390
4.4.1
Auswirkungen des Energiekonzeptes
Energiekonzeptes auf Investition
Investitions
titionsbedingungen und –strategien in Deutschland
Während die nationalen Regierungen energiepolitische Ziele setzen, ist die Umsetzung
dieser Ziele nur durch positive Investitionsentscheidungen der Energiewirtschaft zu
erreichen. Divergenzen zwischen politischen Zielen der Regierung und Handeln der
Energiewirtschaft können dazu führen, dass EVU nicht in die regierungsseitig
gewünschten Erzeugungsanlagen investieren oder ihre Investitionen ins Ausland
verlagern. Angesichts des großen Einflusses, den die nationale Energiepolitik auf die
Investitionsbedingungen der Energiewirtschaft hat, bietet die Erarbeitung eines
langfristigen Energiekonzeptes, wie im Herbst 2010 von der amtierenden Regierung in
Deutschland vorgelegt, die große Chance, einen positiven Rahmen für Zukunftsinvestitionen aufzubauen, aber gleichzeitig auch das Risiko, Erwartungen der
Energiewirtschaft zu verfehlen und das Investitionsklima zu verschlechtern. Da die
Energiewirtschaft durch den Liberalisierungsprozess an Homogenität verloren hat und
von starken Interessengegensätzen zwischen großen Energiekonzernen und mittelständischen regionalen und kommunalen EVU geprägt ist, erscheint es nahezu
unmöglich, für die gesamte Energiewirtschaft positive Investitionsbedingungen zu
schaffen. Es geht daher im folgenden Abschnitt zunächst um die Darstellung der
offiziellen Reaktionen einiger Unternehmen und Verbände der Energiewirtschaft auf
das Energiekonzept. Im Anschluss daran wird dargestellt, welche Auswirkungen das
Energiekonzept 2010 auf Investitionsbedingungen für Stromerzeuger in Deutschland
nach Meinung der befragten Experten hat.
4.4.1.1. Reaktionen von Verbundunternehmen und Stadtwer
Stadtwerken auf
das Energiekonzept
Mit der zentralen Maßnahme der Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke hat das
Energiekonzept 2010 die deutsche Energiewirtschaft in zwei Lager gespalten. Während
die vier Verbundunternehmen und Kernkraftwerksbetreiber das Energiekonzept mehr
oder weniger stark begrüßten, wurde es von den deutschen Stadtwerken „mit großer
Enttäuschung
zur
Kenntnis
genommen“.
Betrachtet
man
die
Reaktionen
der
Energiewirtschaft aus der Perspektive „Investitionsbedingungen“, so ist das Ergebnis
jedoch selbst im Kreis der vier großen Konzerne gemischt. Weil die Verlängerung der
Kernkraftwerkslaufzeiten mit der Einführung einer Kernbrennstoffsteuer und der
Erhebung einer Abgabe an einen Energie- und Klimafonds verbunden ist, sieht sich ein
Teil der Unternehmen gezwungen, ihre Investitionspläne zu prüfen und ggf. zu kürzen
bzw. vorerst einzufrieren oder inländische Arbeitsplätze abzubauen. [E.ON, 2010d],
[EnBW, 2010b], [IWR, 2010b], [Vattenfall, 2010c]
Die
kleineren
kommunalen
und
regionalen
EVU
fühlen
sich
demgegenüber
benachteiligt, weil „sich die Energiepolitik der Bundesregierung einseitig auf die Seite
der großen Konzerne schlägt.“ Nach Meinung des Verbands kommunaler Unternehmen
247/390
(VKU) wird durch das Energiekonzept „die Marktmacht der großen Konzerne bei der
Energieerzeugung durch die Vorfestlegungen der Bundesregierung zementiert. Die
Bundesregierung riskiert mit den [...] Beschlüssen, dass viele der kommunalen
Investitionen für den Ausbau der Erneuerbaren Energien und neuer hocheffizienter
Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen nicht mehr getätigt werden.“ [VKU, 2010] Im
Vertrauen auf den gesetzlichen Kernenergieausstieg haben die Stadtwerke schon im
großen Umfang Erzeugungsinvestitionen getätigt und weitere geplant, um die
Erzeugungsmengen stillgelegter KKW auszugleichen. Die Wirtschaftlichkeit dieser
Investitionen ist nun gefährdet. [VKU-Sachsen, 2010] Eine weitere grundlegende Kritik
der kommunalen EVU lautet, dass die wichtige Rolle der hocheffizienten KWK und der
zu ihrer Umsetzung notwendige Förderbedarf im Energiekonzept nicht ausführlich
genug dargestellt werden. Ähnliches gilt auch für den Umbau der Verteilnetze zu Smart
Grids, der für die Integration der erneuerbaren Stromerzeugung unerlässlich sei.
Außerdem wird der von der Bundesregierung angekündigte Umbau der EE-Förderung
kritisiert, da er zu einer Verunsicherung bei potenziellen Investoren im Kreis der
kommunalen/regionalen
EVU
führt.
[VKU,
2010]
Tabelle
4–15
zeigt
eine
Gegenüberstellung der wichtigsten Reaktionen der Stromkonzerne und der Stadtwerke
auf das Energiekonzept der Bundesregierung.
Tabelle 4–15:
15:
Reaktionen von Verbundunternehmen und Stadtwerken auf das
Ener
Energiekonzept
Stromkonzerne
Stadtwerke
befü
befürworten Energiekonzept
befü
befürchten Nachteile
• Kernenergie als „Brü
BrückenckenGrundaussage
technologie“
technologie“ für den
EEEE-Ausbau sinnvoll
• Ausbau der Machtmacht groß
großer
EVUs zu Lasten des Wettbewerbs
• Gefä
Gefährdung der Wirtschaftlichkeit
bestehender und geplanter
Investitionen
• Keine klaren Umsetzungsvorgaben
• Primä
Primäre Investitionsvorhaben:
Spezifische
Ansichten
– Modernisierung konvenkonventioneller Energieanlagen
– Steigerung der Energie
Energieeffizienz
• EE: Investitionshemmnisse aufaufFolgerung
Quelle:
grund der Kernbrennstoffsteuer
und Fondsabgabe
zur Erreichung der Zielmarken (EE)
• Keinerlei Vorgaben zu KWK, „Smart
Grids“
Grids“ und zum Ausbau der
Verteilernetze
• Entwertung der Wirtschaftlichkeit
der eigenen Kraftwerke durch
KKWKKW-Laufzeitverlä
•EE und KWK: Investitionsstau/
-hemmnisse aufgrund von
Rechtsunsicherheiten
Eigene Darstellung BEI
248/390
4.4.1.2. Expertenmeinungen zu den Auswi
Auswir
swirkungen des EnergiekonEnergiekonzepts auf Investi
„Inwiefern wird die konsequente Umsetzung der im Energiekonzept festgeschriebenen
Ziele in den nächsten 10 Jahren die Investitionsbedingungen für Stromerzeuger in
Deutschland verändern?“
Zu dieser Frage liegen 16 Experteneinschätzungen vor. Alle Befragten erwarten von
einer
Umsetzung
des
Energiekonzepts
deutliche
Änderungen
der
Investitionsbedingungen, was die Bedeutung politischer Rahmenbedingungen im
Stromsektor unterstreicht.
Allgemeine Auswirkungen
Auswirkungen
Ein allgemeiner Kritikpunkt am Energiekonzept, der von drei Experten prägnant
formuliert wird, ist die fehlende langfristige und schlüssige Perspektive zur
zukünftigen Erzeugungsstruktur in Deutschland. Zusammen mit der ungewissen
Umsetzung und dem Risiko zukünftiger politischer Richtungswechsel stellt dies einen
erheblichen Unsicherheitsfaktor für Investitionen im Stromsektor dar. Zwei Experten
relativieren allerdings, dass weitere Faktoren die Investitionsbedingungen und
-entscheidungen im deutschen Energiesektor beeinflussen – etwa die künftige Entwicklung des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes oder des CO2-Emissionshandels.
So wird aus den Reihen der Regionalversorger angemerkt, dass diese in Folge des
Energiekonzepts ihre Erzeugungsstruktur nicht komplett neu ausrichten. Allerdings
würden sie aufgrund unklarer Perspektiven im fossilen Sektor ihre Investitionen
diversifizieren und gegebenenfalls eher in kostengünstige EE-Erzeugung und/oder im
Ausland investieren. Die Verbundunternehmen, so ein Vertreter, planten generell
europaweit; deshalb sei die Energiepolitik anderer Staaten ebenso entscheidend wie die
deutsche. Insgesamt, so der Experte weiter, seien die im Energiekonzept formulierten
Ausbauziele für Netze, Erneuerbare Energien und CO2-arme Kraftwerke unrealistisch
und überstiegen die - auch durch andere Faktoren begrenzte - Investitionsfähigkeit
der Energieunternehmen.
Im Hinblick auf seine Umsetzbarkeit geben sich zwei Experten skeptisch, ob das
Energiekonzept in seiner derzeitigen Form wirklich konsequent umgesetzt wird. Ein
Experte hält das Konzept langfristig für inhaltlich nicht tragbar, ein anderer weist auf
die Landtagswahlen in 2011 hin, deren Resultate die Durchsetzungsfähigkeit der
Bundesregierung beeinflussen könnten. Ein dritter Experte gibt zu bedenken, dass eine
Umsetzung in Form von Gesetzen frühestens 2012 zu erwarten sei; auch wird auf die
Klagen hingewiesen, die gegen die Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke anhängig
sind und diese noch kippen könnten.
249/390
Auswirkungen auf
auf bestimmte Erzeugungsarten
Im Falle einer konsequenten Umsetzung des Energiekonzepts werden die Investitionsbedingungen für verschiedene Erzeugungsarten nach Meinung der befragten Experten
unterschiedlich beeinflusst:
Kernkraftwerke:
Kernkraftwerke: In der vorgesehenen Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke wird
übereinstimmend der stärkste Einflussfaktor des Energiekonzepts gesehen. Sollte die
Verlängerung Bestand haben, ist dadurch mit Erhaltungsinvestitionen in die weiter zu
betreibenden Kraftwerke zu rechnen. Neuinvestitionen sind durch das grundsätzliche
Bekenntnis zum langfristigen Atomausstieg aus Sicht der Experten allerdings nicht zu
erwarten.
Fossile Kraftwerke: 13 Experten sehen die Bedingungen für Investitionen in fossile
Kraftwerke deutlich verschlechtert, die übrigen äußern sich hierzu nicht. Als Grund
hierfür wird vor allem die vorgesehene Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke
genannt, die zu einem sinkenden Preisniveau und langfristiger Konkurrenz im
Grundlastbereich führt. Gleichzeitig, so drei Experten, sorgt auch die zunehmende,
vorrangige
EE-Einspeisung
für
weniger
Volllaststunden
und
damit
geringere
Rentabilität fossiler Kraftwerke. Da sich auch die Bedingungen für den Betrieb
bestehender Kraftwerke änderten, spricht ein Experte hier von einer „Vernichtung
bestehender Assets“.
Für die
Kohleverstromung rechnen
mehrere Experten
mit
einem endgültigen
Investitionsstopp, andere erwarten zumindest den längerfristigen Aufschub geplanter
Neubauten.
Realisiert
würden
Demonstrationskraftwerke.
nach
Bereits
Ansicht
im
Bau
eines
Experten
befindliche
lediglich
Kraftwerke
mit
CCSeiner
Gesamtleistung von etwa 12 GW würden aber fertig gestellt. Ein Experte erwartet auch
negative Wirkungen auf effizienzfördernde Innovationen im fossilen Bereich, wie etwa
zur Braunkohletrocknung.
Für Investitionen in Gaskraftwerke wird die Situation ähnlich negativ eingeschätzt.
Hauptkritikpunkt ist hier neben den erwarteten sinkenden Renditen durch weniger
Volllaststunden die generelle Nichtbeachtung von Gaskraftwerken im Energiekonzept.
Ein Experte erkennt hier einen Zielkonflikt: Es würden weder konkrete Ausbauziele
noch Anreizsysteme für moderne Gaskraftwerke aufgestellt, obwohl der weitere
Ausbau
der
Erneuerbaren
Energien
in
Zukunft
deutlich
höhere
Regel-
und
Reservekapazitäten erforderlich mache.
Auch von der im Energiekonzept angekündigten zeitlich befristeten Förderung des
Neubaus hocheffizienter und CCS-fähiger fossiler Kraftwerke für Unternehmen mit
einem Marktanteil unter 5 % erwarten die Experten keine größeren Auswirkungen auf
das Investitionsverhalten „kleinerer Unternehmen“. Zwei Experten betonen, dass der
Förderzeitraum von 2013 – 2016 zu früh angesetzt sei, weil derzeit die Rahmen250/390
bedingungen für die CCS-Anwendung in Deutschland noch nicht gesetzlich festgelegt
sind, Kraftwerke mit Inbetriebnahme bis spätestens 2016 aber schon jetzt geplant
werden müssen. Grundsätzlich bestehe aber aus Sicht von Regionalversorgern großes
Interesse an einer derartigen Förderung durch die Bundesregierung. Ein anderer
Experte hält dagegen die geplante Förderung in Höhe von 10 % der Investitionskosten
im Vergleich zu den Kosten der CCS-Technologie für zu gering, um damit
Investitionsreize zu setzen: „Investitionen in CCS-fähige Kraftwerke werden erst dann
interessant, wenn parallel die CO2-Zertifikatskosten ansteigen, was allerdings erst
nach 2020 zu erwarten ist.“
Fernwärme / KWK: Der Bereich Kraft-Wärme-Kopplung wird nach Meinung mehrerer
Experten im Energiekonzept unzureichend behandelt; es sei unklar, wie sich die
Rahmenbedingungen in diesem Bereich künftig entwickeln würden. Entsprechend
spärlich und uneindeutig fallen die konkreten Prognosen speziell für Investitionen in
Klein-KWK aus: Ein Experte sieht keine Beeinflussung, ein anderer rechnet mit
sinkenden Renditen durch stagnierende Strompreise, ein weiterer dagegen mit einer
Stärkung im Rahmen einer dezentraleren Erzeugungsstruktur.
Zur Fernwärmeauskopplung in Großkraftwerken überwiegen die negativen Erwartungen.
Ein Experte weist darauf hin, dass das 2007 vorgelegte integrierte Energie- und
Klimaprogramm der damaligen Regierung eine stärkere Förderung und konkrete
Ausbauziele für effiziente KWK vorsah, davon sei im aktuellen Energiekonzept nichts
übernommen worden. Zudem stehe 2011 eine Evaluation und Überprüfung der
bisherigen KWK-Förderung an, was zur Unsicherheit in dem Sektor beitrage. Der
Experte fordert daher ein Fernwärmepaket, das neben einer längeren Förderung für
Neuanlagen und verbesserten Anreizen für die Modernisierung bestehender Anlagen
auch eine Förderung der Wärmenetzverdichtung und strengere Vorgaben zur
ökologischen Wärmeversorgung im Gebäudebestand beinhaltet.
Erneuerbare Energien:
Energien: Der Einfluss des Energiekonzepts auf Investitionsbedingungen
im Bereich Erneuerbarer Energien wird vergleichsweise positiv betrachtet. Drei
Experten
erwarten
durch
den
geplanten
weiteren
EE-Ausbau
verbesserte
Investitionsbedingungen. Einer von ihnen prognostiziert sogar eine weitgehende
Verschiebung der Investitionstätigkeit in diesen Sektor, vor allem hin zur Windenergie,
dahinter
Biomasse
und
Photovoltaik.
Nur
ein
Experte
rechnet
aufgrund
der
verlängerten Laufzeiten für Kernkraftwerke mit zurückgehenden Investitionen im EEBereich. Investitionsunsicherheiten birgt allerdings die im Energiekonzept offen
gelassene Neuregelung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, wie in zwei Kommentaren
angemerkt wurde.
Kurzfazit: Die Ergebnisse der Befragung zeigen, dass nach Meinung der Experten das
Energiekonzept
der
Bundesregierung
deutliche
Auswirkungen
auf
die
Investitionsbedingungen im deutschen Stromsektor haben wird, wenn es wie geplant
251/390
umgesetzt wird. Die Experten bemängeln dabei allgemein ein fehlendes Leitbild zur
zukünftigen Erzeugungsstruktur und die daraus entstehende Investitionsunsicherheit.
Am schlechtesten beurteilen sie die Perspektive für Investitionen in fossile Kraftwerke.
Die Planungen für Kohle-, aber auch Gaskraftwerke werden auf Eis gelegt, ihre
erwartete Rendite leidet massiv unter der Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke. Die
Zukunft der Kraft-Wärme-Kopplung ist unklar, Investitionen könnten auch hier
zurückgehen. Am relativ sichersten werden die Bedingungen für Erneuerbare Energien
wahrgenommen, Investitionen könnten sich aus Sicht der Experten stärker in diesen
Bereich verschieben.
4.4.1.3. Expertenmeinungen zu den Auswir
Auswirkungen des Energiekon
Energiekonkonzepts auf Investitionsstrategien von Stromerzeugern in DE
DE
„Welche
Auswirkungen
hat
das
Energiekonzept
Ihrer
Meinung
nach
auf
Investitionsstrategien von Stromerzeugern in Deutschland aktuell und zukünftig bis
2020 in Bezug auf die folgenden (in Tabelle 4–16 aufgeführten) Strategien?“
Zu der Frage, ob das Energiekonzept in Deutschland die Umsetzung geplanter
Investitionen in die Stromerzeugung beeinträchtigt, zeichnet sich anhand der
Expertenbefragung ein klares Bild ab, wie Tabelle 4–16 verdeutlicht.
Tabelle 4–16:
16:
Überblick über die Experteneinschätzung zur Auswirkungen des
Energiekonzeptes auf Investitionsstrategien von Stromerzeugern
Stromerzeugern
a. Nichtdurchführung geplanter Investitionen in Stromerzeugungsanlagen in DE
Kein Neubau
Keine Erweiterung
Keine
Gesamt
Auswirkun
Auswirkungen
Aktuell
Bis 2020
6 (Kohle-KW)
1 (Gas-KW)
1
8
14 (Kohle-KW)
0
0
16
1 (Gas-KW)
1 (PV-Anlagen)
b. Verlagerung
Verlagerung von Investitionen zwischen konventionellen und erneuerbaren
Erzeu
Erzeugungsanlagen in Deutschland
Verlagerung
Verlagerung aus
Keine
wegen
anderen Gründen
Verlage
Verlagerung
Gesamt
Energie
Energiekonzept
Aktuell
9
4
3
16
Bis 2020
9
4
3
16
252/390
c. Verlagerung von Erzeugungsstandorten
Erzeugungsstandorten innerhalb von Deutschland
Süd nach Nord
Andere
Gesamt
Keine
Verlage
Verlagerung
Aktuell
3 (Windkraft)
2
2 (Kohle-KW)
(Dezentralisierung)
4
12
2
12
1 (Gas-KW/
Speicher)
Bis 2020
4 (Windkraft)
3
2 (Kohle-KW)
(Dezentralisierung)
1 (Gas-KW/
Speicher)
d. Verlagerung von in Deutschland geplanten Investitionen ins europäische Ausland
Gesamt
Fossile und
Nur Erneuerbare
Keine
Erneuerbare
Ener
Energien
Verlage
Verlagerung
Ener
Energien
Aktuell
6
0
9
15
Bis 2020
8
3
4
15
(Regionalversorger)
e. Verlagerung von in Deutschland
Deutschland geplanten Investitionen ins außereuropäische
Aus
Ausland
Verbundun
Verbundunternehmen
Regional
Regionalversorger
Ja
Nein
Unklar
Gesamt
Ja
Nein
Unklar
Gesamt
Aktuell
6
5
1
12
0
9
0
9
Bis 2020
6
3
3
12
0
8
1
9
Nichtdurchführung geplanter Investitionen in Stromerzeugungsanlagen
Stromerzeugungsanlagen in DE: Aus
Sicht der befragten Experten wurden etliche Investitionen in neue Kohlekraftwerke
bereits auf Eis gelegt oder gänzlich verworfen, mittelfristig wird sich diese Entwicklung
noch verstärken. Für Gaskraftwerke ist die Situation weniger eindeutig: Einige Experten
sehen die Bedingungen auch hier verschlechtert, andere erwarten dagegen eher eine
Verlagerung der Investitionen von Kohle- hin zu Gaskraftwerken. Auffällig ist, dass die
Erweiterung bestehender fossiler Kraftwerke weniger beeinträchtigt scheint. Laut
253/390
einiger Experten wird diese Option nun sogar verstärkt als Alternative zum
Kraftwerksneubau verfolgt.
Verlagerung
von
Erzeu
Erzeugungsanlagen
Investitionen
in
zwischen
Deutschland:
konventionellen
Gemäß
und
erneuerbaren
Experteneinschätzung
löst
das
Energiekonzept eine klare Verlagerung von Investitionen in Richtung Erneuerbarer
Energien-Projekte aus, allerdings verstärkt von weiteren Faktoren. Diese Tendenz ist
bereits jetzt klar erkennbar und wird sich im nächsten Jahrzehnt fortsetzen.
Verlagerung
Verlagerung
von
Erzeugungsstandorten
innerhalb
von
Deutschland:
Innerhalb
Deutschlands erwarten die befragten Experten aktuell und mittelfristig eine gewisse
regionale Verlagerung der Stromproduktion Richtung Norden: Einerseits bedingt durch
den Ausbau der Offshore-Windenergie, andererseits durch die Neuerrichtung fossiler
Kraftwerke an verkehrsgünstigeren, küstennahen Standorten. Ob Regelkraftwerke und
Speicher erzeugungsnah im Norden oder auch in anderen Regionen gebaut werden,
hängt laut einem Experten vom zukünftigen Ausbau der Übertragungsnetze ab.
Verlagerung von in Deutschland geplanten Investitionen ins europäische Ausland: Eine
weitere wahrscheinliche Reaktion auf das Energiekonzept ist die Verlagerung von
Investitionen ins europäische Ausland. Aus Sicht der befragten Experten sind
gegenwärtig hauptsächlich die großen Verbundunternehmen im europäischen Markt
aktiv, sowohl im fossilen als auch im erneuerbaren Bereich; in letzterem spielt
Offshore-Windenergie eine große Rolle. Mittelfristig könnte sich dieser Trend
verstärken, wobei vor allem im EE-Bereich ein stärkeres Engagement der Regionalversorger im europäischen Ausland zu erwarten ist. Bei der Verlagerung von
Investitionen ins Ausland müssen zwei Fälle unterschieden werden: Die Investition in
ausländische
Produktiosnkapazitäten
aus
Gründen
der
Kapitalanlage
und
die
Investitiion mit dem Ziel, den im Ausland produzierten Strom wieder nach Deutschland
zu importieren. Die zweite Alternative hätte stärkere Rückwirkungen auf die
Erzeugungslandschaft in Deutschland, findet aber derzeit nur in seltenen Fällen statt.
Verlagerung von in Deutschland geplanten Investitionen ins außereuropäische Ausland:
Eine umfangreiche Verlagerung der Investitionstätigkeit ins außereuropäische Ausland
ist dagegen gemäß Experteneinschätzung weniger wahrscheinlich. Die finanzstarken
Verbundunternehmen sind zwar bereits in außereuropäischen Märkten aktiv. Ob sie
dieses Engagement aber aufgrund des deutschen Energiekonzepts kurz- oder
mittelfristig intensivieren, ist unklar. Für die Regionalversorger spielt diese Option
offensichtlich keine Rolle.
254/390
4.4.2
Investitionsstrategien im Kontext des europäischen
Binnenmarktes
Gemäß EnBW Geschäftsbericht lassen sich Energieunternehmen in Europa gemäß ihrer
Größe und Marktausdehnung grob in drei Gruppen unterteilen [EnBW, 2011b]: Der
ersten Gruppe werden Unternehmen zugerechnet, deren Geschäftsaktivitäten europaoder weltweit in einer Vielzahl von Märkten stark diversifiziert sind. Dieser Gruppe
gehören in Deutschland mit E.ON und RWE zwei der vier Verbundunternehmen an.
Beiden Unternehmen wird auch unter den vier deutschen Verbundunternehmen im
Rahmen von Kartellrechtsverfahren eine marktbeherrschende Stellung attestiert (vgl.
Kapitel 4.1). Einer zweiten Gruppe lassen sich Unternehmen zurechnen, die ausgehend
von einer starken Position in ihren Heimatmärkten ein Wachstum in ausgewählten
europäischen Auslandsmärkten anstreben. In Deutschland zählen hierzu die zwei
kleineren Verbundunternehmen EnBW und Vattenfall Europe, als 100 % Tochterunternehmen des schwedischen Energieunternehmens Vattenfall. Darüber hinaus
besteht in den einzelnen europäischen Ländern eine Vielzahl regional und lokal tätiger
Unternehmen, die in ihren begrenzten Märkten eine starke Stellung aufweisen.
Nachfolgend werden zunächst Investitionsstrategien der vier Verbundunternehmen
und größerer Stadtwerke bzw. Regionalversorger im Kontext des europäischen
Binnenmarktes dargestellt. 43 Im Anschluss daran wird die Meinung der befragten
Experten zum Einfluss des europäischen Binnenmarktes auf Investitionsstrategien von
Stromerzeugern dargelegt. Dabei wird differenziert auf die europäische Ausrichtung
zukünftiger Investitionsstrategien der vier großen Verbundunternehmen einerseits und
der Stadtwerke und Regionalversorger andererseits eingegangen. Abschließend werden
aktuelle
Investitionshemmnisse
und
Forderungen
großer
europäischer
Energieunternehmen an die europäische Energiepolitik im Überblick dargelegt.
4.4.2.1. Investitionsstrategien von Verbundunterne
Verbundunternehmen und größeren
Stadtwerken im europäischen Kontext
Tabelle 4–17 gibt eine Übersicht über aktuelle Investitionsstrategien der vier deutschen
Verbundunternehmen im Hinblick auf Marktausdehnung und Erzeugungsmix. Anhand
der Tabelle ist ersichtlich, dass die zwei europäischen Unternehmen E.ON und RWE in
kurz- bis mittelfristiger Perspektive ein vergleichsweise starkes Marktwachstum
außerhalb Deutschlands anstreben. Während RWE stärker auf Europa fokussiert, strebt
E.ON auch ein größeres außereuropäisches Marktwachstum an. Beide Unternehmen
setzen ihre Investitionsschwerpunkte in Deutschland im Bereich fossiler Kraftwerke
und Erneuerbarer Energien, insbesondere Offshore-Windenergie, während außerhalb
von Deutschland auch ein Ausbau der Kernenergienutzung angestrebt wird.
43
Die Ebene der „kleinen“ Stadtwerke wird aufgrund ihrer begrenzten Marktmacht im Rahmen der Studie
nicht näher betrachtet.
255/390
Tabelle 4–17:
17:
Investitionsstrategien der vier deutschen Verbundunternehmen
E.ON
ElektrizitätsElektrizitäts-
EnBW
RWE
Vatten
Vattenfall
614 TWh
147 TWh
317 TWh
189 TWh
Wichtigste
Benelux, Italien,
Tschechien
GB, Niederlande,
GB, Benelux,
Märkte ne
neben
Spanien, Portugal,
Belgien, Nordeu-
Italien, Spanien,
DE
GB, MOE, Nord-
ropa, Polen
Nordeuropa,
absatz 2008
und Südamerika
Russland, MOE
Erzeugungs
Erzeugungs-
Investitionsschwer
Investitionen bis
Investitionen bis
Investitionsplan
mix der
Investitionen
punkt 2010-2012:
2012
2013:
bis 2014:
• Ausbau EE:
• Ausbau EE:
• Ausbau EE:
• Ausbau EE:
Insbesondere
insbesondere
insbesondere
insbesondere
Windkraft (vor
Wasser, On-/
Windkraft (vor
Windkraft (vor
allem Offshore)
Offshore-
allem Offshore)
allem Offshore)
und Wasserkraft
Windparks und
• Stärkung des
konventionellen
Biomasse
• Bau neuer
Kraftwerksparks
thermischer
(Gas, Kohle)
Kraftwerke
• Entwicklung der
• Stärkung des
• Stärkung des
konventionellen
konventionellen
Kraftwerksparks
Kraftwerksparks
(Gas, Kohle)
(Gas, Kohle)
• Neubau von
• Entwicklung von
Investitionen bis
KKW außerhalb
CCS Techno-
CCS – Techno-
2020:
von DE
logie
logie
• Steigerung
des
Investitionsplan
EE-Anteils
am
bis 2030, Ausbau:
• Neubau von
KKW außerhalb
Erzeugungs-
von DE
portfolio auf ca.
• Kernenergie
• Windenergie,
20 %
Hydroenergie,
Wellenenergie
• CCS-Technologie
Investitio
Investitionen
Wachstum
Kernmarkt bleibt
Ergebnisanteil
DE (CCS und Neu-
in fol
folgenden
außerhalb der
Deutschland,
außerhalb DE soll
bau von Kohle-
Märkten
geplant
angestammten
selektives
erhöht werden
kraftwerken)
Kernländer
Wachstum im
(2013: 50 %)
Deutschland,
Ausland in den
Großbritannien
Bereichen EE,
und Schweden
Energiemanagement und –effizienz
Wachstumsmärkte
Schweiz, Türkei,
Polen
GB (vor allem
Märkte insbeson-
Offshore-Wind-
dere für EE:
parks)
Südeuropa, Frankreich, Irland
Wachstumsmärkte
Türkei, Südosteuropa
Schweden
(Kernenergie)
Niederlande und
Belgien (vor allem
Gaskraftwerke)
Quellen: [E.ON, 2010a], [E.ON, 2010b], [EnBW, 2011b], [EnBW, 2010a], [RWE, 2010b], [Vattenfall, 2010d]
256/390
Die
vollständige
Versteigerung
der
Emissionsberechtigungen
in
der
dritten
Handelsperiode des europäischen Emissionshandels, erhöht aus Sicht von RWE jedoch
die Notwendigkeit, in den betroffenen Ländern in EE zu investieren. Gleichzeitig betont
RWE, dass der Umbau zu einem klimaschonenden Energieerzeugungsmix neben
investitionsfreundlichen politischen Rahmenbedingungen insbesondere der gesellschaftlichen Akzeptanz aller ökonomisch und ökologisch sinnvollen Technologien
bedürfe. [RWE, 2010b] Auch E.ON fordert, dass Politik und Industrie verstärkt um
Akzeptanz in der Bevölkerung insbesondere für den Netzausbau werben sollten, der
für die Nutzung der EE dringend notwendig sei. [E.ON, 2010c]
Im Gegensatz zu RWE und E.ON sind EnBW und Vattenfall stärker auf ihre Heimatmärkte Deutschland und Schweden, sowie ausgewählte europäische Märkte fokussiert.
Dabei ist die bestehende und geplante europäische Marktabdeckung von Vattenfall
deutlich höher als von EnBW. In Bezug auf die geplanten Investitionen in den
Erzeugungsmix zielt EnBW zukünftig stark auf die Segmente EE, Energiemanagement
und –effizienz ab. In ihrem Geschäftsbericht 2010 konstatiert EnBW jedoch, dass
aufgrund der
mit
insbesondere
durch
dem
Investitionsprogramms
Energiekonzept
die
verbundenen
Kernbrennstoffsteuer,
vorgenommen
wurde.
eine
finanziellen
Kürzung
Vattenfall
Belastungen,
des
geplanten
plant
dagegen
marktspezifische Investitionen in allen Erzeugungsbereichen. In Deutschland wird
insbesondere ein Ausbau fossiler Kraftwerke in Verbindung mit CCS-Technologien
angestrebt. Um verlässliche Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen zu
schaffen, fehlt nach Ansicht von Vattenfall in Deutschland jedoch immer noch ein CCS–
Gesetz. Darüber hinaus fordert Vattenfall auch deshalb ein klares Votum der Politik für
CCS, um die Akzeptanz in der Bevölkerung für diese Technologie zu erhöhen.
[Vattenfall, 2010d] [Vattenfall, 2010b]
Die vier Verbundunternehmen weisen umfangreiche Beteiligungsverpflechtungen mit
Regionalversorgern und kommunalen Energieunternehmen auf. Seit Beginn der
Liberaliserung sind diese Beziehungen systematisch ausgebaut worden, u.a. um sich
darüber den Stromabsatz für das Erzeugungsportfolio zu sichern. Eine intensivere
Thematisierung dieses Beziehungsgeflechts ist im Rahmen dieser Studie nicht möglich.
Ein wichtiger Aspekt scheint jedoch zu sein, dass die Verbundunternehmen über diese
Beziehungen auch einen gewissen Einfluss auf die Erzeugungsinvestitionen der
regionalen und kommunalen Ebene haben und diese strategisch gegen die eigenen
Investitionen abgrenzen oder auch bewusst ergänzende strategische Ansätze suchen
können. (GA 30.06.)
Den vier Verbundunternehmen und deren Beteiligungen an anderen EVU stehen in
Deutschland eine Reihe von Regionalversorgern und größeren Stadtwerken im Markt
gegenüber,
die
sich
im
Gefolge
der
Liberalisierung
und
Europäisierung
der
Energiemärkte vielfach zu größeren Verbünden zusammengeschlossen haben, deren
257/390
Kooperationsbeziehungen unterschiedlich stark ausgeprägt sind. [Bontrup/Marquardt,
2010]44 Trianel wurde bereits 1999 als Gemeinschaftsunternehmen von Stadtwerken,
kommunalen
gemeinsame
und
regionalen
Beschaffung
auf
Versorgungsunternehmen
den
liberalisierten
gegründet,
deutschen
und
um
eine
europäischen
Energiemärkten zu organisieren, Synergien zu erschließen und schließlich auch die
Stromeigenerzeugung von Stadtwerken zu ermöglichen. Mit der 8KU Renewables und
Green Gecco bestehen zwei neuere Verbünde kommunaler Unternehmen im Markt, die
auf eine gemeinschaftliche Investitionstätigkeit in erneuerbare Erzeugungsanlangen
nicht nur in Deutschland, sondern auch im europäischen Umfeld abzielen. Dabei belegt
Green Gecco, dass kommunale Strategien teilweise auch gemeinschaftlich mit
Verbundunternehmen als strategischem Partner verfolgt werden. Insbesondere durch
den Verkauf der Thüga durch E.ON und den Verkauf von 51 % der Anteile der
Energietochter Evonik Steag GmbH der Evonik Industries AG an Stadtwerkekonsortien
haben sich die Machtverhältnisse in der Energieversorgungslandschaft in Deutschland
in Richtung auf Regionalversorger und größere Stadtwerke verschoben. Dies gilt
insbesondere für die Übernahme des fossilen Kraftwerksparks der Steag, mit dessen
Erwerb die beteiligten Stadtwerke bis 2020 den größten kommunalen Versorger
Deutschlands aufbauen wollen.
Um abzubilden, in welche Richtung die Strategien von Regionalversorgern und
größeren Stadtwerken tendieren, werden nachfolgend die genannten Verbünde im
Bereich
der
konventionellen
und
regenerativen
Stromerzeugung
im
Überblick
dargestellt.
Trianel GmbH
Die Trianel GmbH ist ein Netzwerk aus 47 kommunalen Versorgungsunternehmen aus
Deutschland, Österreich und der Schweiz. Ziel der Kooperation ist es, die Eigenständigkeit der Stadtwerke am Stromerzeugungsmarkt zu stärken. Neben den beiden
Kerngeschäftsfeldern Erzeugung und Handel/Beschaffung will Trianel zukünftig stärker
auf eine nachhaltige Energieversorgung setzen, die auf erneuerbaren Energieträgern
und intelligenten Technologien basiert. Dazu soll der Anteil regenerativer Energien im
eigenen Erzeugungsmix ausgebaut werden und die Möglichkeiten einer dezentrale(re)n
Energieversorgung ausgelotet werden, wobei gleichzeitig auf fossile Kraftwerke als
Brückentechnologie gesetzt wird. Aktuelle Investitionsentscheidungen in weitere
Kraftwerkskapazitäten werden aus Sicht der Trianel jedoch durch die Verlängerung der
Laufzeiten für Atomkraftwerke behindert. [Trianel, 2010]
44
Darüber hinaus fusionieren viele kleinere Stadtwerke oder bauen ihre Zusammenarbeit in Teilbereichen
aus, um ihre Marktmacht zu erhöhen. Diese werden aufgrund ihrer begrenzten Marktmacht nachfolgend
nicht näher betrachtet.
258/390
Thüga Holding GmbH & Co. KGaA
Die Thüga Holding GmbH & Co. KGaA ist das Mutterunternehmen des Thüga HoldingKonzerns. Bis 2009 hielt der E.ON-Konzern über die Thüga AG Beteiligungen an der
Hälfte der größeren kommunalen Stadtwerke (8KU). Ende 2009 sind sich E.ON, drei
Stadtwerke aus der Gruppe der 8KU sowie eine Gruppe von knapp 50 kleinen
Stadtwerken um den Freiburger Regionalversorger Badenova namens Kom9 über den
Verkauf der Thüga handelseinig geworden. [Verivox, 2009a] An der Thüga AG sind
aktuell die Stadtwerke in Frankfurt am Main (Mainova AG), Nürnberg (N-ERGIE AG) und
Hannover (Enercity) mit jeweils 20,53 % beteiligt sowie weitere 47 kommunale Versorgungsunternehmen mit insgesamt 38,41 %. Der Thüga Holding-Konzern ist in den
Geschäftsfeldern Netz, Vertrieb, Holding und Beratung tätig. Das Geschäftsmodell der
Thüga basiert auf der Beteiligung an kommunalen Unternehmen der Energie- und
Wasserversorgung, in der Regel als Minderheitsgesellschafter. Die Thüga Holding
GmbH & Co. KGaA hielt zum Bilanzstichtag 2009 Anteile an 14 verbundenen
Unternehmen, an 78 assoziierten Unternehmen sowie an 14 übrigen Beteiligungen.
[Thüga, 2010], [Enercity, 2010] Die geplanten Investitionen des Thüga HoldingKonzerns im Geschäftsjahr 2010 betragen 100 Mio € und resultieren im Wesentlichen
aus
den
Finanzanlageinvestitionen
der
Thüga
(Segment
Holding/Beratung).
Investitionen in die Energieerzeugung stehen nicht im Fokus, insbesondere aufgrund
der aktuell hohen Liquidität im Strommarkt und Unsicherheit über die zukünftige
Meritorder. [Enercity, 2010], [Thüga, 2010]
Evonik Steag GmbH
Die Steag war bislang das fünftgrößte deutsche Energieunternehmen. Anfang 2011 hat
ein Stadtwerke-Konsortium aus SW Duisburg, Dortmund, Essen, Oberhausen und
Dinslaken 51 % der Anteile der Energietochter Evonik Steag GmbH der Evonik
Industries AG übernommen. Mit dem Kauf der Unternehmensanteile wollen die
Stadtwerke bis 2020 den größten kommunalen Versorger Deutschlands aufbauen. [rponline.de, 2010], [Süddeutsche, 2010h] Die Steag soll den Stadtwerken helfen, den
Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung und der Fernwärme sowie den Bau neuer Gas- und
Dampf-Kraftwerke voranzutreiben. [rp-online.de, 2010] Einen strategischen Vorteil für
diese Geschäftsstrategie bietet das Steag-Fernwärmenetz. Zudem ergänzen sich die
Verteilernetze der Stadtwerke mit der Stromerzeugung der Steag. Steag hat als größter
deutscher Kohleverstromer bisher seinen Strom über das Netz der RWE vertrieben.
[Süddeutsche, 2010h] In Deutschland betreibt Evonik Steag neun Steinkohlekraftwerke,
dazu kommen drei Steinkohlekraftwerke auf den Philippinen, in Kolumbien und in der
Türkei.
[Evonik
Steag,
2011b]
Das
Stadtwerke-Konsortium
kündigte
ökologischen Aus- und Umbau des Kraftwerksparks an. [Evonik Steag, 2011a]
259/390
einen
8KU Renewables GmbH
Die
8KU
sind
Mitte
Energieunternehmenn
2009
als
Kooperation
gegründet
worden.
Mit
von
acht
jeweils
großen
12,5 %
kommunalen
Anteil
an
dem
Gesellschaftskapital von 200.000 Euro sind beteiligt: HEAG Südhessische Energie AG,
Mainova AG, MVV Energie AG, N-ERGIE AG, RheinEnergieAG, Stadtwerke Hannover AG,
Stadtwerke München GmbH, Stadtwerke Leipzig GmbH. Mit Hilfe der 8KU Renewables
GmbH wollen die Gesellschafter verbesserten Zugang zu Erzeugungskapazitäten aus
Erneuerbaren Energien erhalten. Mit der Ressourcenbündelung sollen vor allem
Projekte und Beteiligungsoptionen in der Windenergie, Photovoltaik und Biomasse
akquiriert werden. [enercity, 2010], [N-ERGIE, 2010], [RheinEnergie, 2009]
Green GECCO GmbH
Die Green GECCO GmbH & Co. KG ist ein Gemeinschaftsunternehmen von 26 Stadtwerken und RWE Innogy. Ziel des Gemeinschaftsunternehmens ist es, den Ausstoß von
Treibhausgasen zu verringern und gemeinsam im Markt für regenerative Energien
europaweit neue Projekte zu identifizieren, zu entwickeln und zu realisieren. Hierzu
plant Green GECCO, ein Portfolio von Projekten in den Bereichen Wind, Biomasse,
Biogas und Wasserkraft zu entwickeln. Zudem stehen die neuen Technologien
„solarthermisches Kraftwerk“ und „Geothermie“ im Fokus. Im November 2010 hat die
Green GECCO GmbH & Co. KG den Vertrag für ihr erstes Projekt, die Übernahme des
schottischen Onshore-Windparks „An Suidhe“ unterzeichnet. Neben dem europäischen
Ausland wollen die am Projekt beteiligten Energieunternehmen auch in Projekte in
Deutschland investieren. [Green GECCO, 2011]
4.4.2.2. Expertenmeinung zum Einfluss des europäi
europäischen BinnenBinnenmarktes auf Investitionsstrategien
Investitionsstrategien deutscher Stromerzeuger
„Hat die Perspektive eines „europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes“ aus Ihrer Sicht
bereits
heute
Auswirkungen
auf
im
Segment
der
Stromerzeugung in Deutschland? Wenn ja, welche?“
Zu der oben genannten Frage liegen 16 Antworten vor. Mehr als zwei Drittel der
Befragten sehen schon heute einen starken Einfluss der Perspektive eines europäischen
Elektrizitätsbinnenmarktes auf die Investitionsstrategien deutscher wie europäischer
Stromerzeuger. Auch die Experten, die aktuell noch keinen solchen Einfluss sehen,
gehen davon aus, dass die Integration des europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes
mittel-
bis
langfristig
unternehmerische
einen
Handeln
Managementvertreter
kontinuierlichen
von
erklären,
Bedeutungszuwachs
Stromerzeugern
dass
schon
haben
gegenwärtig
wird.
die
für
das
Inländische
Rentabilität
der
Investitionen im europäischen Vergleich beurteilt werde. Mehrfach wird dabei auf die
Bedeutung der Berechnungspraxis künftiger Stromhandelspreise mittels Marktmodelle
hingewiesen, denen bereits heute die Annahme eines europäischen Verbundnetzes zu
260/390
Grunde liege. Der weitere Ausbau der Kuppelstellen und das Absinken von
Markteintrittsbarrieren werden dabei explizit modelliert. Die so errechneten Stromhandelspreise bestimmen die Bewertung aktueller Investitionen. Die Folge eines
gemeinsamen Elektrizitätsbinnenmarktes sei damit bereits aktuell ein zunehmender
Standortwettbewerb und daraus resultierend ein größerer Kostendruck für die
Produktionsfaktoren Primärenergie und Arbeit sowie die staatlichen Umweltauflagen
und Steuerregime.
Die europäische Ausrichtung zukünftiger Investitionsstrategien der vier großen
Verbundunternehmen
einerseits
und
der
Stadtwerke
und
Regionalversorger
andererseits unterscheidet sich aus Sicht der Experten in einigen Punkten deutlich:
Investitionsstrategien der Verbundunternehmen
Die Verbundunternehmen verfolgen laut mehrerer Vertreter aus der Energiewirtschaft
und unabhängiger Experten bereits heute eine europäisch bis international orientierte
Investitionsstrategie. Investitionen erfolgen generell dort, wo die Renditeaussichten
attraktiv sind. Auch die Planungssicherheit durch möglichst stabile politische Rahmenbedingungen und überschaubare Genehmigungsverfahren ist für Investitionsentscheidungen von Bedeutung. Innerhalb dieser Leitplanken konkurrieren verschiedene
Standorte
und
miteinander.
Erzeugungstechnologien
Diese
Expertenmeinung
Entwicklung
noch
wird
verstärken.
Die
im
sich
Investitionsportfolio
in
Zukunft
gegenwärtig
nach
negativ
der
Konzerne
überwiegender
wahrgenommenen
Rahmenbedingungen in Deutschland, teils begründet durch die Vorgaben des
Energiekonzepts, könnten demnach auch eine stärkere Verlagerung der Investitionstätigkeiten ins europäische Ausland auf Seiten der Verbundunternehmen mit sich
bringen. Dabei stehen nach Aussage mehrerer Experten vor allem die Kern- und
Wachstumsmärkte Europas im Vordergrund, wobei sich je nach Erzeugungsform
regionale Schwerpunkte zeigen.
Mit Blick auf die konventionelle Erzeugung investieren deutsche Konzerne im Bereich
der fossilen Stromerzeugung beispielsweise bereits in den Benelux-Ländern. Zukünftig
werden nach Ansicht dreier Experten vor allem die Länder Mittel- und Osteuropas
inklusive der Türkei an Bedeutung gewinnen, da dort ein absehbar steigender
Stromverbrauch,
ein
überalterter
Kraftwerksbestand,
bessere
Kostenstrukturen,
tendenziell geringere Umwelt- und Genehmigungsauflagen und eine vergleichsweise
hohe öffentliche Akzeptanz gegenüber fossilen Erzeugungstechnologien insgesamt
eine hohe Elektrizitätsnachfrage und attraktive Renditen versprechen. Großbritannien
wird von einem Experten ebenfalls als interessanter Markt genannt, vor allem aufgrund
der Offenheit gegenüber innovativen Technologien wie CCS. Auch die britischen Pläne
zum Bau neuer Kernkraftwerke werden von diesem Experten positiv beurteilt. Ein
mögliches Engagement deutscher Konzerne in Großbritannien macht er jedoch davon
abhängig, ob die Politik die notwendige Planungssicherheit gewährleisten kann. Ein
261/390
anderer Experte gibt zu bedenken, dass im Kernenergiesektor die weltweit verbreitete
Dominanz (teil)staatlicher Konzerne ein generelles Hindernis für private Investoren
darstelle.
Im Bereich der Erneuerbaren Energien wird sich die Investitionstätigkeit der
Verbundunternehmen sowohl in Deutschland als auch im europäischen Ausland
verstärken, so die deutliche Einschätzung der Experten. Dies geschehe hauptsächlich
in Form von selbstständig umgesetzten Großprojekten. Drei Konzerne sind hier bereits
mit eigenen Tochtergesellschaften im Markt aktiv. Im Offshore-Windbereich wird
Großbritannien als zukünftig wichtigster Standort genannt, da hier ein attraktives
Windpotenzial und positive Investitionsbedingungen zusammenkommen. Auch Spanien
wird
von
einem
Experten
als
vielversprechender
Offshore-Standort
genannt.
Investitionen im Solarsektor – auch in solarthermische Großkraftwerke - werden sich
nach
Meinung
zweier
Experten
vor
allem
in
Südeuropa
konzentrieren.
Ein
Arbeitnehmervertreter analysiert, dass die großen deutschen EVU vor allem im Ausland
in EE investieren würden, um der eigenen, heimischen Energieerzeugung aus fossilen
Energieträgern keine Konkurrenz zu machen.
Hinsichtlich
des
Engagements
von
Verbundunternehmen
in
außereuropäischen
Märkten äußern sich die befragten Experten jedoch zurückhaltender. Ein Experte weist
auf die nationalen Besonderheiten außereuropäischer Strommärkte und die damit
verbundenen
überseeischer
schwer
kalkulierbaren
Wachstumsmärkte
Risiken
etwa
in
hin,
Asien
bspw.
oder
bei
der
Erschließung
Südamerika.
Der
US-
amerikanische Markt wird von einem anderen Experten als zu fragmentiert und damit
unattraktiv beurteilt. Auch die Umsetzbarkeit ambitionierter Solar-Großprojekte in
Nordafrika wird von den Experten überwiegend skeptisch beurteilt. Ein weiterer
Experte
betont,
Personalbedarf
dass
die
erfordere.
außereuropäische
Das
strategische
Marktbearbeitung
Interesse
an
einen
hohen
Investitionen
in
außereuropäische Märkte ist daher unter den Verbundunternehmen trotz teilweise
guter Renditeaussichten geteilt.
Investitionsstrategien von Regionalversorgern
Regionalversorgern und größeren Stadtwerken
Stadtwerken
Die regionalen Versorger messen der Perspektive eines einheitlichen europäischen
Marktes aus Sicht der befragten Experten insgesamt weniger Bedeutung für ihre
aktuellen Investitionen zu. Im Gegensatz zu den Verbundunternehmen sehen sich die
regionalen Versorger gemäß Expertenbefragung nicht bzw. kaum in der Lage, alleine
Investitionen im europäischen Ausland zu tätigen. Daher sind die Investitionsstrategien
von Regionalversorgern und größeren Stadtwerken nach Einschätzung der befragten
Experten
momentan
und
auch
in
absehbarer
Zukunft
überwiegend
auf
die
angestammten Betätigungsregionen ausgerichtet.
262/390
Allerdings seien die lokalen und regionalen Versorger vor dem Hintergrund unsicherer
Rahmenbedingungen und sinkender Renditeaussichten für fossile Kraftwerke durchaus
bestrebt, ihr Erzeugungsportfolio breiter aufzustellen, so ein Experte. Ausschlaggebend hierfür sind zum einen die Beschlüsse zur Laufzeitverlängerung der deutschen
Kernkraftwerke, zum anderen die unklare Zukunft der KWK-Förderung. Mit einer
grundsätzlichen Neuausrichtung der Investitionstätigkeit sei jedoch nicht zu rechnen,
betont ein Experte. Verantwortlich hierfür seien die vielen Investitionen in den
vergangen
Jahren
in
Kombination
mit
„versunkenen
Kosten“
in
langen
Investitionszyklen von 30 bis 40 Jahren, die zu derzeit geringen Investitionsmitteln bei
vielen Regionalversorgern und größeren Stadtwerken führten.
Im
Bereich
der
Entwicklungspfad
regenerativen
für
Stromerzeugung
Stadtwerke
und
ergibt
Regionalversorger
sich
ein
wichtiger
durch
die
maximale
Ausschöpfung lokaler EE-Projekte und Effizienzpotenziale. Zwei Experten sehen hier
im Zuge der EU-geförderten Umsetzung regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien einerseits und dem Streben der Kommunen nach mehr Autonomie und
Gestaltungsmöglichkeit
andererseits
eine
steigende
Relevanz.
Auch
neuartige
Investitionsformen wie etwa Bürger-Windparks könnten so an Bedeutung gewinnen.
Gleichzeitig erwarten die meisten der befragten Vertreter von Stadtwerken und
Regionalversorgern am ehesten im Bereich der regenerativen Stromerzeugung ein
(stärkeres) europäisches Engagement. Dies wird mit geringeren Investitionsvolumina
und verlässlicheren Rahmenbedingungen im Vergleich zu fossilen Projekten begründet.
Schwerpunkte werden hier in der Bioenergie und der Onshore-Windenergie gesehen –
Offshore-Projekte seien dagegen momentan noch zu kapitalintensiv, so ein Experte.
Obwohl finanzstärkere Regionalversorger EE-Projekte in Deutschland bislang oft allein
umsetzten, gebe es in Bezug auf das Auslandsengagement eine Tendenz hin zu
Kooperationen zwischen mehreren lokalen oder regionalen Versorgern, so ein Experte.
Hier werden vermehrt Partnerschaften aufgebaut, um mit gebündelter Expertise die
Förderregime im Ausland bewerten zu können und Investitionskosten und –risiken
gemeinsam zu tragen.
Kurzfazit: Auch wenn das Ausmaß des heutigen Einflusses der europäischen Vision
eines einheitlichen Elektrizitätsbinnenmarktes von regional und international tätigen
Versorgern unterschiedlich bewertet wird, herrscht große Einigkeit darüber, dass diese
Perspektive zunehmend an Bedeutung gewinnt. Die deutschen Verbundunternehmen
verfolgen bereits aktuell eine europäisch ausgerichtete Investitionsstrategie, sowohl im
fossilen wie im EE-Bereich, und treffen Ihre Investitionsentscheidungen im Vergleich
der Investitionsbedingungen europäischer Erzeugungs- und Absatzmärkte. Dieser
Trend wird sich in Zukunft weiter verstärken. Regionalversorger und größere
Stadtwerke
werden
ihre
Investitionen
in
konventionelle
und
regenerative
Erzeugungsanlagen auch zukünftig überwiegend regional ausrichten. Allerdings
suchen auch sie nach Investitionschancen im europäischen Umfeld. Zukünftig ist daher
263/390
im EE-Bereich tendenziell ein stärkeres Engagement von Regionalversorgern und
größeren Stadtwerken im europäischen Ausland zu erwarten.
4.4.2.3. Investitionshemmnisse und –anforderungen aus Sicht euroeuropäischer Stromerzeuger
Anlässlich der thematischen Sitzung des Europäischen Rates zur Energiepolitik Anfang
Februar
2011
hat
Eureletric,
Elektrizitätserzeuger,
den
die
europäische
gegenwärtigen
analysiert,
Interessenvertretung
Integrationsprozess
Investitionshemmnisse
des
der
europäischen
aufgezeigt
und
Forderungen an die europäische Energiepolitik in einem Positionspapier formuliert.
[Eurelectric, 2011]
Gemäß Analyse der gegenwärtigen Situation kommt Eurelectric zu dem Ergebnis, dass
der „Traum eines integrierten Elektrizitätsbinnenmarktes“ aufgrund vorherrschender
nationaler Interessen zu scheitern drohe. Das Ziel eine nachhaltige, Low CarbonWirtschaft mit wettbewerbsfähigen Preisen zu erreichen, kann aus Sicht der
europäischen Elektrizitätserzeuger langfristig auch zum Nutzen von Wirtschaft und
Industrie sein, wenn die Politik die richtigen Rahmenbedingungen setzt. Daher betont
Eurelectric,
dass
die
Nicht-Implementation
eines
gemeinsamen
europäischen
Energiemarktes zu signifikanten Wohlfahrtsverlusten führen würde.
Im Hinblick auf die Investitionsbedingungen führt Eurelectric sechs zentrale Defizite in
der gemeinsamen europäischen Energiepolitik auf:
1. Die nationale Fiskalpolitik (Steuern) verringert das Kapital, dass für die
notwendigen Investitionen im Stromsektor zur Verfügung steht.
2. Nationale Subventionen für Erneuerbare Energien verzerren den Wettbewerb.
Sie führen dazu, dass der Unternehmensstandort nach den höchsten nationalen
Subventionen gewählt wird, sowie zu Investitionsunsicherheit, Umverteilung
und Ineffizienz.
3. Der Ausbau und die Modernisierung der Netze sind für den Ausbau der EE
entscheidend, finden aber auf europäischer Ebene nicht ausreichend koordiniert, sondern lediglich auf nationalstaatlicher Ebene statt.
4. Es überwiegt eine nationale anstelle einer gemeinsamen europäischen Energieaußenpolitik. Bei dem Aufbau von notwendigen Speicherkapazitäten suchen die
EU-Mitgliedstaaten ebenfalls nach besten nationalen Lösungen.
5. Das ETS sollte als harmonisiertes marktbasiertes Instrument der entscheidende
Eckpfeiler der EU Klimapolitik sein. Seine Wirksamkeit wird jedoch durch die
Unsicherheit
über
die
Klimapolitik
auf
internationaler
Ebene,
die
Sonderbehandlung von EE und zu schwache Preissignale gefährdet. Zudem
264/390
beachtet die EU nicht ausreichend, dass nur wenige Nicht-EU-Staaten dem Ziel
einer Low Carbon-Gesellschaft folgen. Dadurch droht die energieintensive
Produktion aus der EU abzuwandern (Carbon Leakage). Die Schweiz sollte daher
vollständig in den EU-Emissionshandel integriert werden.
6. Die Politik sollte die Investitionshindernisse bei nachfrageseitigen Maßnahmen
zur Erhöhung der Energieeffizienz abbauen.
Um
den
Integrationsprozess
des
europäischen
voranzutreiben und die Investitionsbedingungen für europäische Elektrizitätserzeuger
– auch im Stromsektor – zu verbessern, fordert Eurelectric die EU–Kommission insbesondere in vier Bereichen zu direktem Handeln auf:
1. Die Kommission soll sicherstellen, dass die bereits bestehenden Gesetze zur
Herstellung eines gemeinsamen europäischen Energiemarktes von allen EUMitgliedstaaten vollständig implementiert und dabei keine nationalen Elemente
eingeführt werden.
2. Die nationalen Subventionen für EE sollen europaweit bis 2020 harmonisiert
werden. Bis 2030 sollen die Subventionen progressiv auslaufen und durch ein
starkes
CO2-Preissignal
ersetzt
werden.
Die
Subventionen
für
fossile
Brennstoffe sollten schon bis 2018 auslaufen. Gleichzeitig sollte es keine
Besteuerung von fossilen Brennstoffen für die Stromerzeugung geben.
3. Das EU ETS sollte der zentrale Mechanismus zur Erreichung einer Low CarbonIndustrie sein. Allerdings ist eine Weiterentwicklung des Systems in Bezug auf
Effektivität, Effizienz und Transparenz notwendig, damit es die richtigen
Preissignale für langfristige Investitionen aussenden kann.
4. Die europäischen und nationalen Ausgaben für Forschungs- und Entwicklung
für Technologien zur Erreichung einer „intelligenten Energiewirtschaft“ sollten
substanziell
erhöht
werden.
Die
Unterstützung
sollte
ausschließlich
Technologien gelten, für die Marktreife unter einem CO2-Reduktionsregime
wahrscheinlich ist. Priorität sollten daher die Technologien haben, die zu den
höchsten Reduktionsmengen führen können, wie bspw. Kernenergie, CCS, EE,
Smart Grids und elektrischer Transport.
265/390
4.4.3
Zwischenfazit zu energiewirtschaftlichen UnternehUnternehmensstrategien
Auf der Basis der vorangehenden Abschnitte ziehen die Autoren der Studie das
folgende Zwischenfazit:
Die Analyse von Investitionsstrategien und die Auswertung der Expertenbefragung
verdeutlicht, dass für den Umbau zu einem klimaschonenden Energieerzeugungsmix
aus Sicht der Energiewirtschaft insbesondere investitionsfreundliche, langfristig stabile
politische und rechtliche Rahmenbedingungen und die gesellschaftliche Akzeptanz
aller „ökonomisch und ökologisch sinnvollen Technologien“ notwendig sind. Daher
wird von der deutschen Politik der Einsatz für eine höhere Investitionssicherheit
gefordert. [E.ON, 2010a], [RWE, 2010b], [Vattenfall, 2010d]
Das Energiekonzept der Bundesregierung vom September 2010 hat demgegenüber aus
Sicht der Energiewirtschaft einen starken negativen Einfluss auf das Investitionsklima
in der Energiewirtschaft, weil es aufgrund einer fehlenden langfristigen und
schlüssigen Perspektive zur zukünftigen Erzeugungsstruktur die Investoren erheblich
verunsichert. Insbesondere für die konventionelle Stromerzeugung aus Kohle und Gas
verschlechtern sich die Investitionsbedingungen, weil das Energiekonzept diesem
Bereich
eine
abnehmende
Bedeutung
zumisst.
„Eingeklemmt“
zwischen
stark
wachsender EE-Stromerzeugung, einem Rückgang der Stromnachfrage aufgrund von
Effizienzgewinnen und den länger produzierenden Kernkraftwerken wird es keinen
Ersatz aller derzeit existierenden fossilen Kraftwerke geben. Außerdem wird es
aufgrund
sinkender
Volllaststunden
zunehmend
schwieriger
werden,
die
Wirtschaftlichkeit neu zu bauender fossiler Kraftwerke über 20-40 Jahre sicherzustellen. Ob die von der Regierung verkündete Laufzeitverlängerung eine sichere
Basis darstellt, auf der die KKW-Betreiber millionenschwere Investitionen in zusätzliche
Sicherheitsmaßnahmen und in die technische Absicherung längerer Nutzungszeiten
vornehmen wollen, war auch schon vor der KKW-Katastrophe in Japan45 im März 2011
unsicher. Die Verfassungsgerichtsklage der Oppositionsparteien und der fehlende
grundsätzliche Konsens in der Kernenergiepolitik verdeutlichen das Risiko der
Ungültigkeit/Rücknahme der Laufzeitverlängerung, mit dem die KKW-Betreiber leben
45
Während dieses Kapitel geschrieben wird, herrscht in Japan und weltweit Unsicherheit über den Ausgang
der KKW-Katastrophe von Fukushima. Die Bundesregierung hat ein dreimonatiges Moratorium für die
Laufzeitverlängerung ausgerufen, über dessen rechtliche Wirksamkeit gestritten wird. Entscheidende
Landtagswahlen, z.B. in Baden-Württemberg, stehen bevor. Es könnte in Deutschland und darüber hinaus
in ganz Europa zu einer grundlegenden Umorientierung der Energiepolitik und damit zu einer massiven
Veränderung der Investitionsbedingungen der Stromerzeugung kommen. Angesichts des nahen
Abgabetermins für die Studie können diese aktuellen Entwicklungen leider nicht mehr berücksichtigt
werden.
266/390
müssen. Jede Bundestagswahl, vielleicht sogar eine Reihe von Landtagswahlen oder
eine Entscheidung des Bundesverfassungsgerichts können die energiepolitischen
Verhältnisse in Deutschland und die erwartete Restlaufzeit der Kernkraftwerke ändern.
Ein Ausdruck der fehlenden langfristig sicheren Perspektive der Energiewirtschaft
findet sich in den – teilweise schon vollzogenen – Plänen zur Verlagerung von
Investitionen ins europäische Ausland. Diese Option wird mittlerweile nicht nur von
den internationalen Energiekonzernen gezogen, sondern auch von Regionalversorgern
und wird in Zukunft an Bedeutung gewinnen. Gleichzeitig wird einem von der
Regierung geplanten Förderprogramm für den Neubau hocheffizienter und CCSfähiger fossiler Kraftwerke für kleine Unternehmen mit einem Marktanteil unter 5 % von
den befragten Experten keine Realisierungschance eingeräumt.
Zusätzlich fühlen sich etliche spezielle Investorengruppen ganz konkret benachteiligt:
-
Stadtwerke und Regionalversorger fühlen sich durch die Verlängerung der
KKW-Laufzeiten im Wettbewerb schlechter gestellt,
-
potenzielle Investoren
für
fossile
Kraftwerke
sehen
deren
Gewicht im
Energiemix schwinden,
-
potenzielle Investoren für EE-Anlagen sind verunsichert: Bringt die nächste
EEG-Novelle weitere Verschlechterungen ihrer Investitionsbedingungen?
„Gewinner“ des Energiekonzepts sind die Erzeuger von Effizienztechnologien, die
Netzbetreiber
sowie
die
Forscher,
Produzenten
und
Betreiber
im
Bereich
Energiespeicher. Ihre Investitionsbedingungen haben sich durch das Energiekonzept
massiv verbessert. Ob sich die KKW-Betreiber auch zu den Gewinnern zählen können,
war selbst vor der KKW-Katastrophe in Japan noch nicht entschieden, weil aufgrund
der anhängigen Verfassungsklage und einer instabilen politischen Lage mit fehlendem,
parteiübergreifenden
Kernenergie-Konsens
die
dauerhafte
Gültigkeit
der
Laufzeitverlängerung nicht als gesichert angesehen werden konnte. Nach der
Katastrophe von Fukushima gilt die Verunsicherung erst recht. Zusammenfassend lässt
sich
sagen,
dass
das
Energiekonzept
Strategien
zwischen
zu
einer
Regierung
und Energiewirtschaft in
Deutschland geführt hat.
Auf europäischer Ebene zeigt sich aus Sicht der Bearbeiter der Studie eine geringere
Divergenz der Strategien von Politik und Energiewirtschaft. Das Ziel, eine nachhaltige,
Low Carbon-Wirtschaft mit wettbewerbsfähigen Preisen zu erreichen, wird im
Grundsatz von europäischer Politik und Energiewirtschaft geteilt. Auch besteht eine
hohe Übereinstimmung zwischen EU-Kommission und Energiewirtschaft im Hinblick
auf
die
Ziele,
die
Energiepolitik
innerhalb
der
EU
stärker
zu
koordinieren,
Rahmenbedingungen für die Stromerzeugung stärker zu harmonisieren auch über die
EU-Grenzen
267/390
hinweg
und
die
bestehende
europäische
Gesetzgebung
auf
nationalstaatlicher Ebene vollständig zu implementieren. Starke Divergenzen zeigen
sich demgegenüber im Hinblick auf die Ausgestaltung der nationalen Fiskalpolitik.
Die Analyse der Investitionsstrategien von Verbundunternehmen und größeren
Stadtwerken bzw. Regionalversorgern zeigt, dass in den kommenden Jahren bis
Jahrzehnten
einerseits
mit
einer
Verlagerung
von
Investitionen
in
Richtung
Erneuerbarer Energien-Projekte zu rechnen ist und andererseits eine stärkere
Ausrichtung der Investitionsstrategien auf den europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt
zu erwarten ist. In Bezug auf die Marktausdehnung gehen die Bearbeiter der Studie
jedoch davon aus, dass Regionalversorger und größere Stadtwerke ihre Investitionen in
konventionelle und regenerative Erzeugungsanlagen auch zukünftig überwiegend
regional ausrichten werden, während bei den Verbundunternehmen eine (weitere)
Verlagerung von Investitionen ins europäische Ausland sowohl im fossilen als auch im
erneuerbaren Bereich erwartet wird. Die deutschen Verbundunternehmen verfolgen
bereits aktuell eine europäisch ausgerichtete Investitionsstrategie, sowohl im fossilen
wie im EE-Bereich, und treffen Ihre Investitionsentscheidungen im Vergleich der
Investitionsbedingungen europäischer Erzeugungs- und Absatzmärkte. Dieser Trend
wird sich in Zukunft weiter verstärken. Im fossilen Erzeugungssegment wird eine
verstärkte Investitionstätigkeit in den sogenannten „Wachstumsmärkten“ in MOE und
der Türkei erwartet. Im Bereich der regenerativen Erzeugung wird aus Sicht der
Autoren der Studie in den kommenden Jahren ein Investitionsschub in OffshoreWindenergieanlagen
und
Solarkraftwerke
in
Mittel-
und
Südeuropa
sowie
in
Bioenergien in Mittel- und Osteuropa vermutet. Für Stadtwerke und Regionalversorger
liegt demgegenüber ein wichtiger Investitionspfad in der Ausschöpfung lokaler EEProjekte und Effizienzpotenziale im Inland. Eine hohe Relevanz wird hier durch die
Umsetzung regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien und dem Streben der
Kommunen nach mehr Autonomie und Gestaltungsmöglichkeit gesehen. Gleichzeitig
suchen
Regionalversorger
und
Stadtwerke
aber
auch
vermehrt
nach
Investitionschancen im europäischen Umfeld. Hier werden Partnerschaften aufgebaut,
um mit gebündelter Expertise die Förderregime im Ausland bewerten zu können und
Investitionskosten und –risiken gemeinsam zu tragen. Schwerpunkte werden aktuell
vor
allem
in
der
Bioenergie
und
der
Onshore-Windenergie
Strategien
gesehen.
zwischen
Eine
Verbund-
unternehmen und größeren Stadtwerken bzw. Regionalversorgern zeigt sich somit
insbesondere im Hinblick auf die Marktausdehnung der Investitionstätigkeit und das
Investitionsinteresse an verschiedenen Stromerzeugungstechnologien im Bereich EE.
268/390
Analyse der Divergenzen und normative Bewertung
5
Analyse der Divergenzen und
normati
normative Bewertung
In diesem Kapitel werden zunächst die Divergenzen, die in den ausgewählten Ländern
zwischen den politischen Zielen und dem Handeln der Energiewirtschaft festgestellt
wurden, noch einmal zusammenfassend und übersichtlich nebeneinander gestellt.
Anschließend erfolgt länderweise die normative Bewertung der energiepolitischen und
energiewirtschaftlichen Situation im Vergleich zu Deutschland. Dieser Schritt soll die
umfangreichen Erkenntnisse zur Situation in den ausgewählten Ländern, die sich aus
der Recherche und der Expertenbefragung ergeben haben, mit dem Fokus „Attraktivität
bezüglich Investitionen in die Energieerzeugung“ darstellen und den Vergleich der
sechs ausgewählten Länder erleichtern.
5.1
Analyse der Divergenzen aus den vorigen
Kapiteln
Für die Analyse der Unterschiede in den Investitionsbedingungen und –entscheidungen
zwischen den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten werden folgende Fragen gestellt:
-
Welche Divergenzen zeigen sich in den untersuchten Ländern zwischen
politischen Zielen und Handeln der Energiewirtschaft?
-
Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung und
Energiewirtschaft?
-
Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der Energie- und
Umweltpolitik in den einzelnen Ländern erreicht?
-
Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung
und Investitionen in Grundlastkraftwerken in den einzelnen Ländern zu
erkennen?
-
Wie verhalten sich die nationalstaatlichen Regierungen, wenn die eigenen
nationalstaatlichen Ziele verfehlt werden?
269/390
5.1.1
Deutschland
Energie
Energiewirtschaft?
In Deutschland zeigen sich insbesondere im Hinblick auf die konventionelle
Stromerzeugung Divergenzen zwischen den politischen Zielen der Regierung und dem
Handeln
der
Energiewirtschaft.
Während
die
Energiewirtschaft
eine
weitere
Kernenergienutzung oder zumindest eine Verlängerung der Restlaufzeiten bestehender
Kernkraftwerke anstrebt, strebt die deutsche Politik seit dem Kernenergie-GAU in
Japan mehrheitlich einen Ausstieg aus der Kernenergienutzung an. Die Ausbauziele der
Regierung im Bereich der fossilen Stromerzeugung wurden vor der Verabschiedung des
Energiekonzepts durch vielfältige Ausbauankündigungen aus der Energiewirtschaft
unterstützt. Im Gegensatz dazu hat das Energiekonzepts vom Herbst 2010, das als
langfristiger und zuverlässiger Rahmen für neue Investitionen in allen energiewirtschaftlichen
Bereichen
gedacht
war,
eine
investitionshemmende
Wirkung
insbesondere in Bezug auf die geplanten Kohle- und Gaskraftwerke ausgeübt. Im
Bereich der regenerativen Stromerzeugung verfolgen Regierung und Energiewirtschaft
gleichermaßen einen Ausbaukurs. Rückblickend zeigt sich jedoch ein starker
Widerspruch zwischen den gewaltigen Offshore-Ausbauplänen der Bundesregierungen
der letzten 10 Jahre und dem zögerlichen Ausbau der Offshore-Windnutzung in der
deutschen Nordsee – im Gegensatz zu der Entwicklung in GB. Auch im Netzbereich
zeigen sich in Deutschland Gegensätze zwischen der Forderung der Regierung nach
einem offensiven Aus- bzw. Umbau der Stromnetze und dem faktischen Stillstand auf
der Ebene der Übertragungsnetzbetreiber.
Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung und Energiewirtschaft?
In DE ist der Liberalisierungsprozess weit fortgeschritten. Dennoch herrscht im
deutschen Strommarkt eine vergleichsweise hohe Marktkonzentration. Es gibt vier
starke Stromerzeuger, von denen zwei mit Übertragungsnetzbetreibern verflochten
sind. Während die beiden größten Stromerzeuger überwiegend privatwirtschaftliche
Unternehmen darstellen, sind die beiden kleineren Verbundunternehmen mehrheitlich
in inländischem bzw. ausländischem staatlichem Besitz. Es gibt keine Markteintrittsbarrieren für ausländische Unternehmen. Im Übertragungsnetz herrscht strenges Legal
Unbundling, wobei im letzten Jahr zwei von vier ÜNB an ausländische Unternehmen
verkauft wurden. Die Kommunen sind an mehreren einhundert, darunter auch großen,
EVU beteiligt. Traditionell besteht in DE ein enges Verhältnisses zwischen Regierung
und Energiewirtschaft. Aktuell scheint das Machtverhältnis zwischen Regierung und
Energiewirtschaft jedoch ein Übergewicht auf der Seite der Energiekonzerne zu haben,
die mit mangelndem Wettbewerbsverhalten, mit einer Zurückhaltung bei den
Investitionen in Erzeugungsanlagen und in Stromnetze der Politik ihre Grenzen
270/390
aufzeigen.
Von
den
Vertretern
mittelständischer
Energieproduzenten
wird
dementsprechend moniert, dass die gegenwärtige Energiepolitik in DE zu wenig auf
ihre Interessen ausgerichtet sei.
Werden die europäischen und nationalstaatlichen Ziele der EnergieEnergie- und Umweltpoli
Umweltpolitik
erreicht?
Versorgungssicherheit:
Im
Hinblick
auf
die
Anbindung
an
den
europäischen
Strommarkt steht Deutschland innerhalb Europas als Musterschüler dar. Es gibt
zahlreiche Interkonnektoren und die internationalen Leitungsverbindungen werden
weiter ausgebaut. Angesichts der zunehmenden fluktuierenden EE-Stromerzeugung
und des anstehenden Umbaus des deutschen Erzeugungsparks besteht jedoch
dringender Handlungsbedarf hinsichtlich des Ausbaus der inländischen Netzinfrastrukturen. Derzeit bleibt die Realisierung von Neu- bzw. Ausbauvorhaben der
Übertragungsnetze deutlich hinter den Planungen zurück.
Wettbewerbsfähigkeit: Bezüglich der Einbindung in den europäischen Stromhandel ist
DE auf einem guten Weg, die europäischen und nationalstaatlichen Ziele zu erfüllen.
Aufgrund seiner zentralen Lage innerhalb Europas stellt Deutschland eine Drehscheibe
im zentral-europäischen Verbundsystem dar, folgerichtig ist der deutsche Elektrizitätsmarkt über Market Coupling bereits mit den meisten Nachbarländern verbunden.
Hinsichtlich der Förderung eines wirksamen Wettbewerbs auf den Strommärkten hat DE
seit der Liberalisierung des Strommarktes jedoch keine Vorbildfunktion innerhalb
Europas eingenommen. Erst in den letzten zwei Jahren wurde der deutsche Strommarkt
durch die Auflagen nach kartellrechtlichen Missbrauchsverfahren auf europäischer
Ebene gegenüber E.ON und RWE für mehr Wettbewerb geöffnet. Hier besteht nach wie
vor Nachholbedarf wie bezüglich der Einrichtung einer effektiven Regulierung.
Nachhaltigkeit: Bezüglich des Ausbaus Erneuerbarer Energien steht Deutschland im
europäischen Kontext als europäischer Musterschüler dar. Bei den nationalen
energiepolitischen Zielen gibt es allerdings noch große Defizite im Bereich des
Ausbaus der Offshore-Windenergie. Zudem muss der Netzausbau onshore und
offshore beschleunigt werden, um den EE-Ausbau in DE nicht zu verzögern. Mit Blick
auf
die
Reduzierung
der
CO2-Emissionen
verfolgt
DE
keine
ausgeprägte
Dekarbonisierungspolitik wie in anderen Ländern. Auch der Ausbau von Energieeffizienztechnologien und die Erprobung von CCS-Technologien wurden im Rahmen
des Energiekonzeptes nicht forciert bzw. vergleichsweise „vage“ thematisiert. Zudem
mangelt es in DE trotz vielfältiger Bemühungen im Bereich der Energieeffizienz bislang
an einer konsequenten Energieverbrauchsenkungspolitik. Insgesamt zeigen sich im
Handlungsfeld Nachhaltigkeit daher noch Defizite im Hinblick auf die europäische und
nationale Zielerreichung.
271/390
Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und
Investitionen in Grundlastkraftwerken zu erkennen?
Dieser Systemkonflikt tritt in DE insbesondere bei dem Risiko einer fehlenden
Wirtschaftlichkeit neuer fossiler Kraftwerke (Kohle und Gas) zu Tage, die aufgrund des
EE-Ausbaus mit langfristig sinkenden Volllaststunden rechnen müssen und gleichzeitig
im Grundlastbetrieb in Konkurrenz zum Betrieb von Kernkraftwerken stehen. Aufgrund
des steigenden Ausbaus regenerativer Erzeugungsanlagen schwindet der Bedarf an
Grundlastkraftwerken. Wird am Einspeisevorrang für erneuerbar erzeugten Strom
gemäß EEG unverändert festgehalten, verringert der zukünftige EE-Zubau die
Spielräume für den Betrieb fossiler Kraftwerke. Gleichzeitig vergrößert der Beschluss
zur
bestehender
Kernkraftwerke
den
Druck
auf
den
konventionellen Kraftwerkspark. Der sinkende Bedarf an Grundlastkraftwerken führt
dazu,
dass
im
bestehenden
System
entweder
nur
Kernkraft-
oder
nur
Braunkohlekraftwerke weiter (rentabel) als Grundlastkraftwerke betrieben werden
können. Zudem gibt es Vorwürfe aus der EE-Branche, dass die großen Stromkonzerne
den EE-Ausbau verzögern, weil sie die Auslastung ihrer eigenen konventionellen
Kraftwerke schützen wollen.
Wie verhält sich die Regierung, wenn die eigenen nationalstaatlichen Ziele verfehlt
werden?
In Deutschland ist Energie- und Umweltpolitik ein zentrales politisches Thema, das
aufgrund der bestehenden gesellschafts- und parteipolitischen Konfliktlinien sogar
Wahlen entscheiden kann. Das bedeutet, dass die Parteien sich einerseits möglichst
auch in der Energiepolitik voneinander abgrenzen müssen, andererseits aber die
„Stimmung“ in der Gesellschaft nicht aus den Augen verlieren dürfen. Wenn die
eigenen Ziele verfehlt werden, erfolgt (oder besser: sollte erfolgen) deshalb zuerst die
Ursachenforschung: Liegt es an den Zielen oder an der Umsetzung? An einer
mangelhaften
Gesetzgebung
oder
an
einer
Schwäche
bei
der
Überzeugung/
Einbeziehung der Industrie? Wie schnell es dann einerseits zu einer Ausarbeitung
energiepolitischer Konzepte und andererseits zu einer Änderung der ausgearbeiteten
Ziele
und
der
Strategie
kommen
kann,
ist
derzeitig
einerseits
mit
dem
Regierungswechsel in 2009 und andererseits mit dem Moratorium für den Ausstieg aus
dem Kernenergieausstieg als Folge der Kernenergiekatastrophe in Japan ersichtlich.
272/390
5.1.2
Frankreich
Welche Divergenzen zeigen sich zwischen
zwischen politischen Zielen und Handeln der
Energie
Energiewirtschaft?
Die Recherche hat keine gravierenden Divergenzen zwischen politischen Zielen und
Handeln der Energiewirtschaft im Hinblick auf die Ausgestaltung der zukünftigen
Stromerzeugung festgestellt. Die im Rahmen der staatlichen Investitionsplanung
festgesetzten Ausbauziele werden von der Energiewirtschaft derzeit weitgehend erfüllt
bis übererfüllt. Die Umsetzung der geplanten Kernkraftprojekte erfolgt durch das
staatliche Energieunternehmen EDF, das in Frankreich sämtliche Kernkraftwerke besitzt
und betreibt.
Im Bereich
der
fossilen
Stromerzeugung
wird
der
bestehende
Investitionsbedarf durch die Außerbetriebnahme alter thermischer Kraftwerke durch
Investitionsplanungen gedeckt. Auch mit Blick auf die regenerative Stromerzeugung
werden die nationalen Ausbauziele durch eine angemessene Investitionsbereitschaft
der
Energiewirtschaft
gestützt.
Die
Kapazitätsziele
aus
der
staatlichen
Investitionsplanung werden zudem über staatliche Ausschreibungen mit besonderen
Vergütungssätzen gestützt, insbesondere zum Ausbau von Offshore-WEA und solaren
Großkraftwerken.
In Frankreich ist der Liberalisierungsprozess noch nicht abgeschlossen und insgesamt
ist der staatliche Einfluss auf die Energiewirtschaft noch sehr hoch. Die staatliche
Langfristplanung für den Elektrizitätssektor bildet in Frankreich die Grundlage für die
Festlegung der zukünftigen Investitionsziele. Die Kompetenz für die Investitionsplanung wurde 2000 von EDF auf die französische Regierung übertragen. Der größte
Stromerzeuger EDF hat einen Marktanteil von über 90 % und befindet sich im
Staatsbesitz. Abgesehen von dieser monopolähnlichen Marktmacht gibt es offiziell
keine Markteintrittsbarrieren für ausländische Unternehmen. Nach Angaben des
französischen Regulierers CRE besteht die größte Herausforderung für alternative
Stromanbieter im französischen Strommarkt aber nach wie vor darin, Zugang zu
Ressourcen unter Wettbewerbsbedingungen zu erhalten. [CRE, 2009] Der französische
ÜNB RTE wurde zwar als eigene Gesellschaft aus der EDF ausgegliedert, ist aber
weiterhin im 100%igen Besitz des Mutterunternehmens und damit teilstaatlich.
Insgesamt ist das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft sehr
„staatslastig“ und die französische Regierung besitzt einen starken Einfluss als „aktiver
Spieler“ in der Energiewirtschaft.
273/390
Umweltpolitik
erreicht?
Versorgungssicherheit: In Bezug auf die Anbindung an den europäischen Strommarkt
zeigt sich Frankreich auf einem guten Weg. Es gibt etliche Interkonnektoren und die
internationalen Leitungsverbindungen werden weiter ausgebaut. Da der Stromexport
für Frankreich eine große wirtschaftliche Rolle spielt, kann man davon ausgehen, dass
Frankreich auch in Zukunft großen Wert auf die Weiterentwicklung und Einbindung in
ein europäisches Verbundnetz legen wird. Insgesamt zeigt sich mit Blick auf das
europäische Verbundnetz damit ein hoher Zielerreichungsgrad. Defizite bestehen
jedoch im Hinblick auf das inländische Bestandsnetz. Diese betreffen aktuell vor allem
die Anbindung bereits gebauter oder in Planung befindlicher EE-Erzeugungsanlagen
sowie die Versorgungssicherheit in den Regionen PACA und der Bretagne. Zudem
kommt es bereits aktuell immer wieder zu witterungsbedingten Ausfällen auf
Hochspannungs- und Verteilebene.
Wettbewerbsfähigkeit: Auf europäischer Ebene gehört Frankreich zu den Wegbereitern
eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes; der französische Elektrizitätsmarkt ist
bereits über Market Coupling mit den meisten Nachbarländern verbunden. Bezüglich
des freien inländischen Wettbewerbs sind die europäischen Ziele jedoch noch nicht
erfüllt. Der französische Strommarkt ist trotz Liberalisierung immer noch durch eine
hohe Marktkonzentration gekennzeichnet. Die EU-Kommission äußerte Bedenken, dass
EDF „durch seine Lieferverträge mit industriellen Großkunden den Markteintritt und die
Expansion seiner Konkurrenten auf dem französischen Strommarkt erschweren“ könne.
[Europa,
2010b]
Aufgrund
der
hohen
Marktkonzentration
am
französischen
Erzeugungsmarkt wurde nach Intervention der EU in Frankreich das Instrument der
Virtual Power Plants eingeführt.
Nachhaltigkeit: Die französische Regierung strebt über ihre aktuelle Langfristplanung
für den Elektrizitätssektor für die Periode 2009 bis 2020 vor allem eine Senkung der
CO2-Emissionen in der Stromerzeugung und die Forcierung des EE-Ausbaus an. Durch
die enge Verbindung von Regierung und Energiewirtschaft und die staatliche
Ausschreibungspolitik ist davon auszugehen, dass die französische Regierung ihre
Nachhaltigkeitsziele bis 2020 in diesen Segmenten erreichen wird. Insbesondere da die
französische Regierung mit der aktuellen Investitionsplanung das Ziel ausgegeben hat,
Frankreich in den kommenden Jahren zum Weltmarktführer im EE-Segment zu
machen. Jedoch ist insbesondere das Ausschreibungsprogramm zum Ausbau von
Offshore-WEA mittelbis langfristig angelegt; der Bau der WEA ist nicht vor 2015
geplant.
Zudem
wird
die
Vorrangstellung
von
Kernenergie
im
französischen
Erzeugungsmix tendenziell zu einer Drosselung des Ausbautempos EE führen. Aus
Sicht der französischen Opposition bestehen daher Zweifel, dass das Ziel der
französischen Regierung, bis 2020 den Anteil Erneuerbarer Energien von derzeit etwa
274/390
10 % auf 23 % zu erhöhen, erreicht werden kann. Gleichzeitig fordert die französische
Opposition mehr Anstrengungen zum Umwelt- und Klimaschutz. Auch im Politiksegment Energieeffizienz besteht in FR aus Sicht der Autoren der Studie noch starker
Handlungsbedarf. Erforderlich für die Verringerung des Verbrauchs wären eine
intelligente
Kombination
dezentraleren
aus
internationalen,
Anreizprogrammen.
Notwendig
verbindlichen
wäre
auch
Vorschriften
eine
und
Strategie
zur
Abschaffung der weit verbreiteten Stromheizungen. Eine Festlegung verbindlicher
Standards würde vor allem in Frankreich erhebliche Auswirkungen haben, weil sich
Unternehmen hier außerordentlich an der Gesetzeslage und gültigen Bestimmungen
orientieren.
Frankreich verfolgt das Ziel, im Jahr 2020 einen Anteil von 28 % EE an der
Stromerzeugung zu haben. Im Bereich der Grundlastversorgung stellt der Ausbau von
Kernkraftwerken auch zukünftig die wesentliche Technologie dar. Weil die Hälfte der
EE-Erzeugung aus gut regelbaren Wasserkraftwerken kommen soll, ist ein (größerer)
Systemkonflikt zwischen EE-Stromerzeugung und Grundlaststromerzeugung nicht zu
erwarten. Ein Konflikt besteht jedoch im Hinblick auf die dezentrale Erzeugung. Die
strategische
Ausrichtung
von
EDF
zeigt
sich
wenig
kompatibel
mit
einem
Erzeugungskonzept auf Basis von Selbsterzeugern, Kraft-Wärme-Kopplung und
dezentraler Erzeugung im Allgemeinen. Vor dem Hintergrund des geplanten EEAusbaus und der Vorrangstellung der Kernenergie im französischen Energiemix, wird
dieser Konflikt sich tendenziell weiter zuspitzen.
werden?
Über die Kompetenz für die langfristige Investitionsplanung im Elektrizitätssektor
sowie den direkten Einfluss auf den Energieerzeugungskonzern EDF und den
Übertragungsnetzbetreiber, die sich beide überwiegend in Staatseigentum befinden,
hat die französische Regierung sehr gute Möglichkeiten zur Umsetzung ihrer
Energiepolitik. Insbesondere im Segment EE werden diese Möglichkeiten durch die
staatliche Ausschreibungspolitik flankiert. Gleichzeitig findet auch eine Anpassung des
Anreiz- und Förderrahmens statt, wenn die nationalstaatlichen Ziele nicht erreicht
werden bzw. wie im Falle der solar PV übererfüllt werden. Sollten nationalstaatliche
Ziele verfehlt werden, liegt dies in Frankreich eher an „externen“ Faktoren wie z.B. an
der internationalen Wirtschaftsentwicklung oder an anderen internationalen Krisen
oder Konflikten. Dann kann die französische Regierung aber schneller und wirksamer
gegensteuern als andere europäische Regierungen ohne Staatseigentum an den
dominierenden Energieversorgungsunternehmen.
275/390
5.1.3
Großbritannien
Energie
Energiewirtschaft?
Stromerzeugung festgestellt. Die Pläne der britischen Regierung zum Bau neuer
Kernkraftwerke sind auf großes Interesse aus der nationalen und europäischen
Energiewirtschaft gestoßen. Im Segment der fossilen Stromerzeugung wird der
anstehende
Investitionsbedarf,
bedingt
durch
die
Außerbetriebnahme
Erzeugungsanlagen, durch weitreichende Investitionspläne der
fossiler
Energiewirtschaft
gedeckt. Dabei ist in mittelfristiger Perspektive mit einem Anstieg von Gaskraftwerken
zu Lasten von kohle- und ölbasierten Erzeugungskapazitäten zu rechnen. Auch die
Pläne zum Ausbau der regenerativen Stromerzeugung werden durch eine hohe
Investitionsbereitschaft der Energiewirtschaft gestützt.
In GB ist der Liberalisierungsprozess weit fortgeschritten und es gibt nur geringe
staatliche Beteiligungen in der Energiewirtschaft. Der britische Strommarkt weist eine
vergleichsweise geringe Marktkonzentration auf; es gibt keinen Stromerzeuger mit
einem Marktanteil über 25 %. Der Wettbewerb der Stromerzeuger ist relativ intensiv
und
es
gibt
keine
Markteintrittsbarrieren
für
ausländische
Unternehmen.
Im
Übertragungsnetz herrscht strenges Ownership Unbundling – der ÜNB ist privatwirtschaftlich organisiert. Die Regierung zeigt sich gegenüber der Energiewirtschaft
vergleichsweise kooperativ. Insgesamt lässt sich das Machtverhältnis zwischen
Regierung und Energiewirtschaft als „ausgewogen“ bezeichnen.
Umweltpolitik
erreicht?
Versorgungssicherheit:
geografischen
Insellage
Der
britische
Elektrizitätsmarkt
vergleichsweise
räumlich
ist
isoliert.
aufgrund
Die
seiner
bestehenden
Interkonnektorverbindungen sind limitiert, sollen jedoch ausgebaut werden. Zudem
setzt die britische Regierung auf den Ausbau des Offshore-Grid in der Nordsee, mit
dem Verbindungen zu allen Nordseeanrainerstaaten entstehen würden. Auch in Bezug
auf das inländische Stromnetz besteht hoher Investitionsbedarf, aufgrund der neu
entstehenden
konventionellen
und
regenerativen
Erzeugungsanlagen,
einer
veränderten Stromnachfrage und einem zukünftig geografisch stärker dezentralisierten
Erzeugungspark. Insgesamt besteht in diesem Politikbereich daher Handlungsbedarf.
Wettbewerb: GB zählt innerhalb Europas zu den Vorreitern im Hinblick auf die
Umsetzung der Liberalisierung seiner Energiemärkte, die mit einer Privatisierung von
276/390
Erzeugungsanlagen
einherging.
Dementsprechend
weisen
die
dominanten
Stromerzeuger in Großbritannien überwiegend private Eigentümerstrukturen auf. Im
Sinne des liberalisierten Energiemarktes gibt es in der GB-Energiewirtschaft viele
ausländische Unternehmen oder Beteiligungen, sowohl im Bereich der fossilen als auch
in der nuklearen und in der regenerativen Stromerzeugung. Es gibt ein strenges
Ownership Unbundling, eine konsequente Wettbewerbspolitik
und eine starke
Regulierungsbehörde. Somit sind die europäischen und nationalen Ziele auf diesem
Gebiet weitestgehend erfüllt. Handlungsbedarf besteht jedoch im Hinblick auf die
Einbindung GB in den europäischen Stromhandel; derzeit gibt es noch kein Market
Coupling mit dem europäischen Festland.
Nachhaltigkeit: Die Dekarbonisierungspolitik hat ehrgeizige Ziele bezüglich CCS und
Kernenergie, wobei sich die Regierung nur bei CCS finanziell engagieren will. Es bleibt
abzuwarten, ob das Verhältnis von Chancen und Risiken bei der Kernenergie von der
Industrie als so attraktiv eingeschätzt wird, dass es auch vom Umfang her zu den von
der Regierung geplanten Investitionen und in Folge zur Erreichung der CO2Minderungsziele kommt. Die Ausrichtung der zukünftigen Stromerzeugung auf eine
Reduzierung nationaler CO2-Emissionen könnte zudem dazu führen, dass inländische
EE-Potenziale nicht konsequent erschlossen werden, weil die gesetzten CO2Minderungsziele über einen Ausbau der Kernenergienutzung erreicht werden können.
Eine Verzögerung des EE-Ausbautempos könnte sich zudem durch Verspätungen im
Netzanschluss bzw. im inländischen Netzausausbau ergeben. Im Bereich Energieeffizienz fehlt insbesondere eine Koordination der Strategien für den Strom- und
Wärmemarkt. Dennoch ist die britische Regierung mit dem Carbon Plan auf einem
guten Weg, um die europäischen und nationalen Ziele im Bereich Energieeffizienz,
CO2-Reduktion und EE-Ausbau über eine Dekarbonisierungspolitik zu erreichen.
Investitionen in Grundlastkraftwerken zu
zu erkennen?
Dieser Systemkonflikt tritt in GB nicht so deutlich zutage wie in DE. Der größere Anteil
von Gaskraftwerken und von gasgetriebener KWK sorgt für eine höhere Flexibilität der
Grundlaststromerzeugung. Gleichzeitig liegt der angestrebte EE-Stromerzeugungsanteil heute und in Zukunft in GB unter dem in DE. Konflikte zeigen sich jedoch in
Großbritannien
zwischen
dem
Bau
neuer
Kernkraftwerke
und
dem
Ausbau
Erneuerbarer Energien um den Vorrang im Netz. 2009 warnten Energieunternehmen
vor einem Stopp ihrer Neubaupläne für Kernkraftwerke, sollte die britische Regierung
das EE-Ausbauziel nicht verringern.
werden?
Insgesamt zeigt sich die energiepolitische Ausrichtung in Großbritannien vergleichs277/390
weise stabil. Auch wenn Energiepolitik in Großbritannien ein wichtiges Politikfeld
darstellt und einige gesellschaftliche und parteipolitische Konfliktlinien aufweist, führt
das Nicht-Erreichen energiepolitischer Ziele in GB weniger zu einem Regierungswechsel als vielmehr zu einer Überarbeitung der energiepolitischen Strategie.
Gleichzeitig findet auch eine Anpassung des Anreiz- und Förderrahmens statt, wenn
die nationalstaatlichen Ziele nicht erreicht werden bzw. wie im Falle der Förderung
dezentraler EE-Anlagen übererfüllt werden. Begleitet werden diese Möglichkeiten
durch staatliche Ausschreibungspolitiken („Standort-Versteigerungen“), bspw. im
Bereich der Kernenergie und der OffshoreWindenergie.
5.1.4
Niederlande
Energie
Energiewirtschaft?
Stromerzeugung festgestellt. Die Ankündigung der neuen niederländischen Regierung,
den Bau neuer Kernkraftwerke zu genehmigen, ist auf großes Interesse aus der
nationalen und europäischen Energiewirtschaft gestoßen. Im Segment der fossilen
Stromerzeugung ist durch den geplanten Neubau von Gas- und Kohlekraftwerken bis
2017 mit einem starken Kapazitätszuwachs zu rechen. Auch mit Blick auf die
regenerative Stromerzeugung werden die nationalen Ausbauziele durch eine angemessene Investitionsbereitschaft der Energiewirtschaft gestützt. Abzuwarten bleibt
jedoch, inwiefern die amtierende Regierung den EE-Ausbaukurs stringent fortsetzen
wird bzw. inwiefern die Neuausrichtung des energiepolitischen Kurses zu einer
Verschlechterung der Investitionsbedingungen für EE führen wird.
Welche
In den NL ist der Liberalisierungsprozess weit fortgeschritten. Der Wettbewerb der
Stromerzeuger
ausländische
ist
relativ
Unternehmen.
intensiv.
Im
Es
gibt
keine
Übertragungsnetz
Markteintrittsbarrieren
herrscht
strenges
für
Ownership
Unbundling – der ÜNB ist staatlich. Provinzen und Kommunen sind an etlichen, auch
großen, EVU beteiligt. Das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft
kann man als „ausgewogen“ bezeichnen. Hinzu kommt, dass traditionell alle Parteien
in der Energiepolitik mit der Energiewirtschaft kooperieren.
Umweltpolitik
erreicht?
Versorgungssicherheit: Bei den nationalen energiepolitischen Zielen gibt es noch ein
großes Defizit bezüglich der Importunabhängigkeit bei Strom – wobei dieses Ziel
278/390
eigentlich dem europäischen Ziel des EU-weiten Wettbewerbs widerspricht. Jedoch gibt
es etliche Interkonnektoren, einen sogar nach Norwegen, und die internationalen
Leitungsverbindungen werden weiter ausgebaut. Mit Blick auf das inländische
Stromnetz verdeutlicht die aktuelle Entwicklung in Bezug auf den Ausbau neuer
inländischer Erzeugungskapazitäten, dass in den NL mittelfristig mit einem höheren
Engpassrisiko im niederländischen Verteil- und Übertragungsnetz zu rechnen ist. Im
Bereich Versorgungsicherheit besteht demnach Handlungsbedarf zur Erreichung
europäischer und nationaler Ziele.
Wettbewerb: Der niederländische Elektrizitätsmarkt ist über Market Coupling mit den
meisten Nachbarländern verbunden. Der niederländische ÜNB TenneT stellt sich
hierbei als treibende Kraft für den Ausbau des internationalen Stromhandels und die
Ausweitung der internationalen Bezugsmöglichkeiten für Strom dar. Auch die
Liberalisierung ist in den Niederlanden weit fortgeschritten. Seit 2011 gelten nicht nur
im Übertragungsnetz sondern auch im Verteilnetz Regelungen zum Ownership
Unbundling. Somit sind die europäischen Ziele weitgehend erfüllt.
Nachhaltigkeit: Mit dem Arbeitsprogramm „Nieuwe Energie voor
het Klimaat,
Werkprogramma Schoon en Zuinig“ aus dem Jahr 2007 hat die niederländische
Vorgängerregierung eine klare Ausrichtung der niederländischen Energiepolitik auf die
europäischen Nachhaltigkeitsziele zum EE-Ausbau, zur CO2-Reduzierung und zur
Erhöhung der Energieffizienz getroffen. Unter der amtierenden Regierung findet
derzeit eine stärkere Schwerpunktsetzung der Energiepolitik zu Gunsten der geplanten
Reduzierung von CO2-Emissionen und einer Verringerung der Energieimportabhängigkeit statt. Darüber hinaus sollen massive Energieeinsparpotenziale insbesondere im
Gebäudesektor etwa durch Niedrigenergie- oder Passivhäuser genutzt werden.
Hinsichtlich des Einsatzes und der Förderung von KWK-Anlagen im Bereich der
Stromerzeugung nehmen die NL eine Spitzenstellung in Europa ein. Insbesondere
Mikro-KWK-Anlagen sollen zukünftig in Privathaushalten integriert werden. Insgesamt
befinden sich die Niederlande auf einem guten Weg, ihre Nachhaltigkeitsziele bis 2020
zu erfüllen. Nachholbedarf zeigt sich am ehesten im Hinblick auf die Energieeffizienzziele. In der niederländischen Regierung hat derzeit wirtschaftliches Wachstum Vorrang
vor
Umweltschutz.
Eine
Beschränkung
der
wirtschaftlichen
Chancen
durch
Energieeffizienzziele wird nicht akzeptiert Langfristig besteht aber auch in den NL die
Chance, dass sich das Bewusstsein der Bevölkerung hin zu mehr Umwelt- und
Klimaschutz entwickelt.
Investitionen
Dieser Systemkonflikt tritt in den NL derzeit nicht so deutlich zutage wie in DE. Der
größere Anteil von Gaskraftwerken und von gasgetriebener KWK sorgt generell für eine
279/390
höhere Flexibilität der Grundlaststromerzeugung. Mit dem geplanten Bau fossiler und
insbesondere nuklearer Grundlastkraftwerke könnte jedoch eine Kürzung der EESubventionen einhergehen, um die regenerativ erzeugte Strommenge zu begrenzen
und die Renditen der neuen konventionellen Kraftwerke sicherzustellen. Dadurch
könnte sich der Systemkonflikt in den NL in mittelfristiger Perpspektive verstärken.
werden?
Die
bestehenden
gesellschaftspolitischen
Konfliktlinien
und
das
breite
Parteienspektrum sorgen in den Niederlanden dafür, dass nicht die Energiepolitik,
sondern andere politische Probleme im Mittelpunkt der politischen Diskussion stehen.
Jedenfalls
führt
das
Nicht-Erreichen
energiepolitischer
Ziele
nicht
zu
einer
Regierungskrise oder zu Neuwahlen, sondern lediglich zu einer Überarbeitung der
energiepolitischen Strategie oder zu einer Anpassung des Anreiz- und Förderrahmens
für energiewirtschaftliche Investitionen.
5.1.5
Polen
Energie
Energiewirtschaft?
Stromerzeugung festgestellt. Im Hinblick auf den zukünftigen Strommix plant die
polnische Regierung, die Nutzung von Kohle als wichtigstem Brennstoff der
Stromerzeugung auch zukünftig beizubehalten. Der Ausbaubedarf im Bereich der
fossilen Stromerzeugung ist bis 2015 durch Planungen der Energiewirtschaft gedeckt.
Die Ziele der polnischen Regierung zum Einstieg in die Kernenergienutzung stellen
eine neue energiepolitische Ausrichtung und eine Diversifizierung der polnischen
Stromerzeugungsstruktur dar und sind auf großes Interesse aus der nationalen
Energiewirtschaft gestoßen. Bereits 2009 hatte sich die polnische Regierung dazu
entschieden, die Planung, den Bau und den Betrieb der geplanten Kernkraftwerke an
den polnischen Stromerzeuger Polska Grupa Energetyczna (PGE) zu vergeben. PGE
plant den Bau von zwei Kernkraftwerken mit einer Leistung von jeweils 3.000 MW.
Auch der polnische Stromerzeuger Tauron Polska Energia hat Interesse an der Teilhabe
von Kernkraftwerken in Polen bekundet. Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung
verfolgt die polnische Regierung das Ziel, die Nutzung Erneuerbarer Energiequellen
gemäß EU-Vorgaben auszubauen. Der Anteil von EE-Strom an der gesamten
polnischen Stromerzeugung ist in den letzten Jahren stetig gewachsen.
280/390
Welche Machtverhältnisse zeigen sich zwischen Regierung
Regierung und Energiewirtschaft?
In Polen ist der Liberalisierungsprozess fortgeschritten, aber insgesamt ist der
staatliche Einfluss noch sehr hoch. Der polnische Strommarkt wird von der EUKommission lediglich als mäßig konzentriert eingestuft, der größte Stromerzeuger hat
einen Marktanteil unter 25 %. Es gibt keine Markteintrittsbarrieren für ausländische
Unternehmen. Über Eigentumsanteile gibt es jedoch einen hohen staatlichen Einfluss
auf die dominierenden Strom- und Gasversorger. Im Übertragungsnetz herrscht
strenges
Ownership
Unbundling,
auch
der
polnische
ÜNB
ist
staatlich.
Die
Wettbewerbsbehörden sind eher schwach. Aus Sicht der nationalen Regulierungsbehörde URE werden die eigenen Zuständigkeiten als zu begrenzt angesehen.
Insgesamt ist das Machtverhältnis zwischen Regierung und Energiewirtschaft nicht
ausgewogen, sondern eher staatslastig. Die polnische Regierung hat einen starken
Einfluss als aktiver Spieler auf die Energiewirtschaft. 2010 wurde die Eigentümerüberwachung des polnischen ÜNB dem Wirtschaftsministerium übertragen. Das
Finanzministerium besitzt 100 % der Unternehmensanteile, die nicht zur Privatisierung
vorgesehen sind. Daneben hält das Finanzministerium Eigentumsrechte an weiteren
Unternehmen des Stromsektors, verfolgt hier jedoch einen Privatisierungsprozess.
Teilweise erscheint die staatliche Bürokratie als hemmender Faktor für Investitionen.
Umweltpolitik
erreicht?
Versorgungssicherheit: Bezüglich des Ausbaus von Interkonnektoren besteht in Polen
ebenso deutlicher Handlungsbedarf wie in Bezug auf das inländische Netz. Um das
Bestandsnetz adäquat an die Entwicklung der Kapazitäts- und Elektrizitätsnachfrage,
den Anschlussbedarf neuer EE-Erzeugungsanlagen, die Konstruktion neuer nuklearer
Erzeugungskapazitäten, den Anstieg der grenzüberschreitenden Interkonnektorkapazitäten sowie ein ausreichendes Level der Versorgungssicherheit anzupassen, sind
vielfältige Investitionen notwendig.
Wettbewerb: Die polnische Regierung hat in den
vergangenen Jahren große
Antrengungen unternommen, um solide energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen in
PL aufzubauen. Dennoch besteht in PL auch im Hinblick auf die Wettbewerbsfähigkeit
im Strom- und Gasmarkt Nachholbedarf. Die europäische Einbindung des polnischen
Elektrizitätsmarktes ist bislang „subregional“ und damit noch stark verbesserungsfähig, insbesondere im Hinblick auf ein regionales Market Coupling und eine
verbesserte
Zuteilung
der
bislang
begrenzten
Übertragungskapazitäten.
Die
Regulierung der Netzbetreiber hat den europäischen Standard noch nicht erreicht. Um
den Stromhandel im Inland sowie mit europäischen Nachbarstaaten voranzutreiben,
muss in PL zunächst einmal das Volumen der frei gehandelten Strommengen erhöht
werden.
281/390
Nachhaltigkeit: Auch bezüglich der Diversifizierung des Energiemix und einer
Dekarbonisierung der Stromerzeugung besteht für die polnische Energiepolitik noch
großer Handlungsbedarf. Eine spürbare Reduktion der CO2-Emissionen aus der
kohlelastigen Stromerzeugung soll durch den Bau neuer Kernkraftwerke, den Einsatz
von CCS-Technologien und eine Erhöhung der Energieeffizienz erreicht werden.
Aufgrund der Vorrangstellung der Kohleverstromung in PL, die auch zukünfitg
beibehalten werden soll, sind zur Realisierung der CO2-Emissions- und Energieeffizienzziele jedoch enorme Investitionen notwendig. Zur weiteren Dekarbonisierung
des Energiemix könnte in mittelfristiger Perspektive die schrittweise Erschließung der
unkonventionellen Gasvorkommen in PL beitragen. Um die EE-Zielkapazitäten
insbesondere im Windenergiesegment bis 2020 zu erreichen, muss das Ausbautempo
in PL aber noch deutlich erhöht werden. Zudem fehlt in PL bislang ein integrierter
Ansatz zur Energie- und Klimapolitik.
Ist ein Systemkonflikt zwischen dem
dem Ausbau der regenerativen Stromerzeugung und
Polen verfolgt das Ziel, im Jahr 2020 einen Anteil von 19,4 % EE an der
Stromerzeugung zu haben. Die Grundlast wird weiter bei Steinkohlekraftwerken liegen,
nach 2020 vielleicht zum Teil von Kernkraftwerken übernommen werden. Ein
Systemkonflikt zwischen EE-Stromerzeugung und konventioneller Grundlaststromerzeugung ist aktuell nicht wahrzunehmen. Mittelfristig könnte sich jedoch ein
Wettbewerb um den Zugang zum Netz und um Investitionen entwickeln.
werden?
In Polen stehen mit der politischen Eigenständigkeit, der wirtschaftlichen Entwicklung
und der Verbesserung des Lebensstandards andere Probleme im Mittelpunkt der
politischen Diskussion. Darüber hinaus wird die polnische Energiepolitik nach wie vor
stark durch das Thema Versorgungssicherheit bzw. Importunabhängigkeit der
zukünftigen Stromerzeugung geprägt. Das Nicht-Erreichen energiepolitischer Ziele
wird nach Einschätzung der Autoren in PL daher weder aktuell noch in mittelfristiger
Perspektive zu einer Regierungskrise führen, sondern lediglich zu einer Überarbeitung
der
energiepolitischen
Strategie
bzw.
zu
einer
Anpassung
des
Anreiz-
und
Förderahmens für energiewirtschaftliche Investitionen.
282/390
5.1.6
Energie
Energiewirtschaft?
Stromerzeugung festgestellt. Die seit August 2010 amtierende Regierungskoalition
unterstützt den Aufbau neuer Kernkraftwerkskapazitäten. Gemäß Angaben des
slowakischen
Wirtschaftsministeriums
befanden
sich
die
geplanten
Kapazitätserhöhungen der bestehenden Kernkraftwerke im Jahr 2010 alle in der
Konstruktionsphase oder
waren
bereits realisiert. Der
dominierende nationale
Stromerzeuger Slovenské Elektrárne war in der Vergangenheit der bislang einzige
Betreiber von Kernkraftwerken in der Slowakischen Republik und plant derzeit den
Aufbau neuer Kapazitäten am Standort Mochovce. Der Kraftwerksneubau in Jaslovske
Bohunice durch das Unternehmen JESS a.s. darf nur aus privaten Investitionen ohne
staatliche Unterstützung erfolgen. Im Bereich der fossilen Stromerzeugung wird der
staatlich ermittelte Kapazitätsbedarf in mittelfristiger Perspektive durch die Ausbauplanungen der Energiewirtschaft gedeckt. Kurzfristig könnte sich jedoch durch die
Stilllegung thermischer Kraftwerke bzw. Reaktorblöcke ein möglicher Elektrizitätsengpass ergeben. In Abhängigkeit von der Entwicklung der Elektrizitätsnachfrage
müsste dieser durch Stromimporte gedeckt werden. Lediglich bei den Erneuerbaren
Energien gibt es in der Slowakischen Republik eine nur mäßige Übereinstimmung
zwischen
den
politischen
Ausbauzielen
und
den
Ausbauplanungen
der
Energiewirtschaft, die in erster Linie auf einem vglw. instabilen und intransparenten
EE-Rechtsrahmen beruht.
In der Slowakischen Republik ist der staatliche Einfluss auf die Energiewirtschaft noch
sehr hoch. Über Eigentumsanteile gibt es einen hohen staatlichen Einfluss auf die
Strom- und Gasversorger. Gleichzeitig ist der Strommarkt in der Slowakischen
Republik hoch konzentriert. Der Strommarkt wird durch das Unternehmen Slovenské
Elektrárne dominiert, welches als größter Stromerzeuger einen Marktanteil von über
70 % aufweist. Im Übertragungsnetz herrscht strenges Ownership Unbundling – der
ÜNB ist staatlich. Die Wettbewerbsbehörden sind eher schwach. Das Machtverhältnis
zwischen Regierung und Energiewirtschaft ist insgesamt nicht ausgewogen, sondern
staatslastig.
283/390
Werden die europäischen
europäischen und nationalstaatlichen Ziele der EnergieEnergie- und Umweltpoli
Umweltpolitik
erreicht?
Versorgungssicherheit: Die Slowakische Republik verfolgt im Bereich der Energiepolitik
vorrangig die Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit. Auch wenn die
slowakische Stromerzeugung weitgehend unabhängig ist, besteht bezüglich des
Ausbaus von Interkonnektoren noch deutlicher Handlungsbedarf. Auch der Ausbau
und die Verstärkung des inländischen Bestandsnetzes weisen großen Handlungsbedarf
auf.
Aktuell
besteht
aus
Sicht
der
slowakischen
Regierung
ein
Risiko
für
„gefährliche“ Effekte im Übertragungs- und Verteilnetz in Bezug auf eine ausreichende
Versorgungssicherheit, dadurch dass einerseits das Netzausbautempo nicht mit dem
EE-Anlagenausbau Schritt halten kann und andererseits ein beschleunigter Netzausbau
finanziell nicht abzudecken ist. Um die Stromnetzstabilität und die Versorgungssicherheit zu gewähren, wurden durch den slowakischen Transportnetzbetreiber in der
Vergangenheit bereits Beschränkungen festgelegt, die eine Erhöhung der Produktionskapazitäten von Photovoltaikanlagen limitieren.
Wettbewerb: Bezüglich der Teilnahme am europäischen Stromhandel ist die Einbindung
des
slowakischen
Elektrizitätsmarktes
in
den
europäischen
Binnenmarkt
bzw.
Regionalmarkt noch stark verbesserungsfähig, insbesondere im Hinblick auf ein
regionales
Market
Coupling
und
eine
effizientere
Zuteilung
der
begrenzten
Übertragungskapazitäten. Auch bezüglich der Stärkung des inländischen Wettbewerbs
gibt es für die slowakische Energiepolitik noch großen Handlungsbedarf. Die
slowakische Antimonopolbehörde ist sich der dominierenden Position von Slovenske
Elektrarne im Stromerzeugungsmarkt bewusst. Zudem konstatiert die Behörde, dass
neue Marktakteure Schwierigkeiten haben, Strom zu beschaffen (im Grunde besteht
nur die Möglichkeit zum Import), weil der slowakische Großhandelsmarkt durch drei
Unternehmen dominiert wird und z.B. Slovenské Elektrárne Strom über bilaterale
Verträge nur an sechs Kunden verkauft.
Nachhaltigkeit: Die Absicherung der energiepolitischen Ziele Versorgungssicherheit
und Importunabhängigkeit wird in der Slowakischen Republik zu Lasten der
Umsetzung von Nachhaltigkeitszielen verfolgt. Eine spürbare Reduktion der CO2Emissionen aus der kohlelastigen Stromerzeugung soll in der SK durch den Bau
weiterer Kernkraftwerke erreicht werden. Zudem soll der Einsatz kohlenstoffarmer
CCS-Technologien forciert werden. Um die Energieeffizienz in der Slowakischen
Republik zu erhöhen, hat die slowakische Regierung bereits den zweiten nationalen
Energieffizienzplan verabschiedet. Obwohl die Energieintensität zwischen 1997 und
2008 um ca. 40 % reduziert werden konnte, weist die SK innerhalb der EU nach wie vor
eine der energieintensivsten Wirtschaften auf.
284/390
Der
Ausbau
EE
konventionellen
stellt
für
die
Stromerzeugung
slowakische
dar,
daher
Regierung
wurde
ihr
keine
Alternative
Ausbautempo
in
zur
den
zurückliegenden Jahren nicht forciert. Aktuell wie zukünftig bildet die Wasserkraft in
der Slowakischen Republik die Basis der regenerativen Stromerzeugung. Ohne
Wasserkraft liegt der Anteil Erneuerbarer Energien an der Gesamterzeugung bei unter
1 %. Die Stagnation im Ausbau der regenerativen Stromerzeugung ist weniger auf das
Ressourcenpotenzial oder die Technologieverfügbarkeit, sondern vielmehr auf vglw.
intransparente gesetzliche Rahmenbedingungen zurückzuführen. Trotz der anvisierten
EE-Ausbauziele bis 2020 kann ein konstanter EE-Ausbau in der Slowakischen Republik
aus Sicht der Bearbeiter daher nicht als gesichert angesehen werden. Die derzeitigen
Anstrengungen in der slowakischen Energiepolitik müssen deutlich verstärkt werden,
wenn die aufgestellten eigenen und europäischen Nachhaltigkeitsziele bis 2020
erreicht werden sollen.
Stromerzeugung
ung und
Ist ein Systemkonflikt zwischen dem Ausbau der regenerativen Stromerzeug
Die Slowakische Republik verfolgt das Ziel, im Jahr 2020 einen Anteil von 24 % EE an
der Stromerzeugung zu haben. Die Grundlast wird weiter bei Steinkohlekraftwerken
und Kernenergie liegen. Ein Systemkonflikt zwischen EE-Stromerzeugung und
konventioneller Grundlaststromerzeugung ist bei diesem relativ geringen Anteil EE
nicht zu erwarten. Andererseits fehlen finanzielle Mittel für den Ausbau der Netze
zwecks Einbindung von EE-Anlagen. Die Schaffung von Versorgungssicherheit und
Importunabhängigkeit haben Vorrang.
werden?
In der Slowakischen Republik stehen mit der wirtschaftlichen Entwicklung und der
Verbesserung des Lebensstandards andere Probleme im Mittelpunkt der politischen
Diskussion. In der Energiepolitik hat die Versorgungssicherheit in Kombination mit
einer Verbesserung der Importunabhängigkeit nach wie vor oberste Priorität. Das
Nicht-Erreichen energiepolitischer Ziele wird nach Einschätzung der Autoren nicht zu
einer Regierungskrise führen, sondern zu einer Überarbeitung der energiepolitischen
Strategie sowie zu einer Anpassung des Anreizrahmens für energiewirtschaftliche
Investitionen.
285/390
5.1.7
Zwischenfazit zu den Divergenzen in den ausgewähl
ausgewählten Ländern
In Deutschland gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft mehrere
bedeutenden Divergenzen. Das ist Ausdruck eines fehlenden gesellschaftspolitischen
Konsenses hinsichtlich der zukünftigen Ausrichtung der Energiepolitik und folglich
auch eines fehlenden energiepolitischen Konsenses zwischen den staatstragenden
Parteien. Die bestehenden Konfliktlinien und die vielfach fehlende öffentliche
Akzeptanz für geplante energiewirtschaftliche Investitionen sind mitverantwortlich für
die mangelnde Attraktivität von Deutschland als Standort für Erzeugungsinvestitionen.
Zudem gibt es bei den nationalen energiepolitischen Zielen noch große Defizite im
Bereich der Erneuerung des Kraftwerksparks, des Ausbaus der Offshore-Windenergie
und des Aus- und Umbaus der Stromübertragungs- und Verteilungsnetze. Gleichzeitig
bestehen in DE aber stabile wettbewerbspolitische und regulatorische Rahmenbedingungen und eine gute Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt.
Es erscheint deshalb möglich, durch einen überparteilichen energiepolitischen Konsens
die Rahmenbedingungen grundlegend und dauerhaft zu verbessern.
In Frankreich gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden
Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen Rahmen, allerdings
liegt
dieser
Ausbau
nicht
im
Interesse
des
dominierenden
(staatlichen)
Energieunternehmens und damit auch der Regierung. Die Einbindung in den regionalen
europäischen Energiemarkt ist sehr gut, weil Frankreich stark vom Stromexport
profitiert. Wegen der starken Dominanz der Kernenergie, die nur von der EDF betrieben
wird,
sind
die
Chancen
ausländischer
Unternehmen
für
Investitionen
in
die
französische Stromerzeugung gering. Da es auch zwischen Regierung und Opposition
im Hinblick auf die Energiepolitik keine nennenswerten Konfliktlinien gibt, ist in
Frankreich eine stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten.
In Großbritannien gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine
bedeutenden Divergenzen, auch wenn der Kompromiss der neuen Regierung, einen
KKW-Neubau ohne staatliche Förderung zu realisieren, für Investoren eine markante
Änderung der energiepolitischen Rahmenbedingungen darstellt und sich Konflikte
zwischen dem Ausbau der Kernenergie und Erneuerbarer Energien zeigen. Es gibt
einen stabilen wettbewerbspolitischen und regulatorischen Rahmen. Der geplante
Ausbau der Kernenergie findet in den drei großen Parteien Unterstützung. Damit bietet
GB Chancen für Investitionen in Kernenergie, verbunden mit ökonomischen Risiken
aufgrund der langen Nutzungsdauer und der Unsicherheit über die zukünftige
ökonomische und energie-/umweltpolitische Entwicklung. Weil die britische Regierung
einen breiten Energiemix anstrebt und sehr technologieoffen ist, kann man GB
insgesamt als besonders attraktives Land für Investitionen in die Energieerzeugung
286/390
bezeichnen. Mit zunehmender Netzintegration in den europäischen Strommarkt wird
diese Attraktivität noch gestärkt werden.
In den Niederlanden
Niederlanden gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine
bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen stabilen wettbewerbspolitischen Rahmen und
eine gute Einbindung in den regionalen europäischen Energiemarkt. Jedoch ist der
geplante Ausbau der Kernenergie kein gesamtgesellschaftlicher Konsens und könnte
angesichts der häufigen Regierungs- und Politikwechsel auch in Zukunft zu
Divergenzen zwischen Regierung und Energiewirtschaft führen und in Folge zu einer
Überarbeitung der bestehenden energiepolitischen Strategie. Für Investoren besteht
daher hohe Unsicherheit darüber, wie lange bestehende Anreiz- und Fördersysteme
zeitlich Bestand haben.
In Polen gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft keine bedeutenden
Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen und regulatorischen
Energiemarkt. In Verbindung mit einer langsamen Privatisierungstendenz wird sich der
Wettbewerb im polnischen Strommarkt voraussichtlich in kleinen Schritten erhöhen.
Derzeit erweist sich die staatliche Bürokratie im Energiesektor jedoch vielfach als
hemmender Faktor für Investitionen, wie bspw. im Hinblick auf Genehmigungsprozesse für Stromerzeugungsanlagen, die in PL überdurchschnittlich langwierig und
aufwendig sind. Der geplante Ausbau der Kernenergie wird, sollte er von der
Bevölkerung im angedachten Referendum akzeptiert werden, angesichts der engen
Verknüpfung
zwischen
Staat
und
Energiewirtschaft
voraussichtlich
nicht
zur
Entstehung von Divergenzen führen. Da es auch zwischen Regierung und Opposition
keine
nennenswerten
energiepolitischen
Konfliktlinien
gibt,
ist
in
Polen
eine
vergleichsweise stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten.
In der Slowakischen
Slowakischen Republik gibt es zwischen Energiepolitik und Energiewirtschaft
keine bedeutenden Divergenzen. Es gibt einen ausbaufähigen wettbewerbspolitischen
Energiemarkt. Der geplante Ausbau der vorhandenen Kernenergie wird angesichts der
engen Verknüpfung zwischen Staat und Energiewirtschaft nicht zur Entstehung von
Divergenzen führen. Da es auch zwischen Regierung und Opposition keine nennenswerten energiepolitischen Konfliktlinien gibt, ist in der Slowakischen Republik eine
vergleichsweise stabile Fortführung der energiepolitischen Strategie zu erwarten.
287/390
5.2
Normative Bewertung der Situation in den
aus
Aufbauend auf der Analyse der Divergenzen zwischen den ausgewählten EU-Mitgliedstaaten erfolgt eine normative Bewertung der Situation in Deutschland und den ausgewählten Nachbarländern in Bezug auf die nachfolgenden Aspekte:
Inwiefern
-
wurden/werden
in
den
untersuchten
EU-Mitgliedstaaten
gute
Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen
geschaffen?
Inwiefern haben sich hieraus positive regionale Beschäftigungseffekte ent-
-
wickelt?
Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich der untersuchten Länder zu
-
bewerten im Hinblick darauf, dass a) energiepolitische Ziele in Deutschland
voraussichtlich nicht erreicht werden, b) die Energiewirtschaft in Deutschland
zu wenig handelt und c) die Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer
Rahmenbedingungen durch die Politik?
5.2.1
Deutschland
Inwiefern
wurden/werden
in
Deutschland
gute
Rahmenbedingungen
für
die
Energie
Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen?
-
Positiv: Es gibt umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau
regenerativer
Stromerzeugungskapazitäten,
flexibler
fossiler
Kraftwerke,
Stromspeicherkapazitäten und Netzinfrastrukturen.
-
Positiv: Die zentrale Lage innerhalb Europas, die bestehende Einbindung in
den europäischen Strommarkt und der geplante Ausbau zusätzlicher Interkonnektoren bieten in DE gute Chancen zur Teilnahme am europäischen
Stromhandel.
-
Negativ:
Der
deutsche
Strommarkt
weist
eine
vergleichsweise
hohe
Marktkonzentration und eine Dominanz der vier Verbundunternehmen auf.
Der Stand der Liberalisierung (Wettbewerb und Regulierung) bietet in NL oder
GB attraktivere Rahmenbedingungen sowohl für deutsche Stromerzeuger als
auch für kleinere Unternehmen, Newcomer und ausländische Unternehmen.
-
Negativ: Das im Herbst 2010 verabschiedete Energiekonzept, das als
langfristiger und zuverlässiger Rahmen für neue Investitionen in allen
Verunsicherung
Bereichen
potenzieller
gedacht
Investoren
war,
geführt
hat
und
zu
einer
hohen
kurzfristig
eine
288/390
investitionshemmende Wirkung insbesondere in Bezug auf in DE geplanten
Kohle- und Gaskraftwerke ausgeübt.
-
Positiv: Deutschland zählt zu den europäischen Vorreiterländern im Hinblick
auf den EE-Ausbau. Die deutsche Regierung strebt auch zukünftig einen
konsequenten EE-Ausbau und einen stark diversifizierten regenerativen
Strommix an. Geplant ist insbesondere ein Ausbau der installierten Solar PVAnlagen und der Windenergieanlagen.
-
Positiv: Das EEG bietet in DE einen stabilen Förderrahmen für Investitionen in
regenerative Erzeugungsanlagen. Mit dem Einfluss des Energiekonzeptes
wurden die Investitionsbedingungen für EE weiter verbessert.
-
Negativ: Die für 2012 geplante Reform des EEG führt zu Verunsicherung
potenzieller Investoren im Hinblick auf die zukünftige Stabilität des EEFörderrahmens.
-
Positiv: Die Bundesregierung plant, den Neubau hocheffizienter und CCSfähiger fossiler Kraftwerke zu fördern, vorrangig Kraftwerke mit KWK.
-
Negativ: Für Investitionen in neue fossile Kraftwerke (Kohle und Gas) besteht
- insbesondere gemäß der Weichenstellungen des Energiekonzeptes – das
Risiko einer fehlenden Wirtschaftlichkeit, da fossile KW aufgrund des EEAusbaus mit langfristig sinkenden Volllaststunden rechnen müssen und
gleichzeitig
im
Grundlastbetrieb
in
Konkurrenz
zum
Betrieb
von
Kernkraftwerken stehen.
-
Negativ: Im Bereich der CCS-Technologie zählt DE nicht zu den Spitzenreitern
im europäischen Umfeld. Das für den Bau von CCS-Demovorhaben und für
die dauerhafte Speicherung von CO2 in Deutschland notwendige CCS-Gesetz
befindet sich derzeit noch im Beratungsprozess. Der Einsatz der CCSTechnologie
ist
in
der
Öffentlichkeit
und
auch
innerhalb
der
Regierungsparteien sehr umstritten.
-
Negativ: Aufgrund der energiepolitischen Lage zum Zeitpunkt der Bearbeitung
der Studie (Anfang April 2011) ist unklar, ob und mit welcher Ausrichtung die
amtierende Regierung die Stromerzeugung aus Kernenergie in Deutschland
nach Beendigung des Kernenergie-Moratoriums fortführen wird.
-
Positiv: Die deutsche Regierung plant die Einführung einer Ausschreibung für
Offshore-WEA und die Auflage eines KfW-Sonderfinanzierungsprogramms.
-
Negativ: Im europäischen Vergleich sind die finanziellen Bedingungen für
Investoren in Offshore-WEA derzeit in GB besser als in DE.
289/390
-
Negativ: Angesichts der zunehmenden fluktuierenden EE-Stromerzeugung
und des anstehenden Umbaus des deutschen Erzeugungsparks ist der Ausbau
der inländischen Netzinfrastrukturen dringend erforderlich
-
Negativ:
Bislang
fehlt
ein
konkreter
Fahrplan
für
den
Ausbau
der
Übertragungsnetze in DE. Die Realisierung von Neu- bzw. Ausbauvorhaben
der Übertragungsnetze bleibt deutlich hinter den Planungen zurück. Das
Genehmigungs- und Planfeststellungsverfahren verhindert einen zügigen
Netzausbau.
-
Positiv: Die Bundesregierung plant verschiedene Maßnahmen zum Ausbau der
Netzinfrastrukturen, die in einem Konzept für ein „Zielnetz 2050“ integriert
werden sollen. Ende März 2011 definierte die Bundesregierung die Eckpunkte
eines Netzausbaubeschleunigungsgesetzes („NABEG“)
-
Negativ: Investitionen in den Netzausbau sind für die Betreiber im Rahmen
des bestehenden Regulierungssystems vielfach unattraktiv.
-
Positiv: Die Bundesregierung will die regulatorischen Rahmenbedingungen
verbessern, um die Anreize für Netzinvestitionen zu vergrößern.
-
Negativ: Die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem Netzausbau ist in DE
gering bis sehr gering. Investitionsprojekte stoßen auf starke Widerstände.
-
Positiv: Im Vergleich der ausgewählten EU-Mitgliedstaaten weist DE ein vglw.
ambitioniertes
und
diversifiziertes
Programm
zum
Ausbau
von
Stromspeichern auf.
-
Negativ: Bislang liegt noch keine detaillierte Handlungsstrategie bzw. ein
integriertes Gesamtkonzept zum Ausbau der Stromspeicherkapazitäten vor.
-
Negativ: In DE ist bislang kein dauerhafter und parteiübergreifender Konsens
zur Restlaufzeit bestehender Kernkraftwerke vorhanden; der Ausbau der
fossilen Erzeugung und der EE sind in Umfang und Tempo ebenfalls
umstritten.
-
Negativ: In Deutschland sind starke öffentliche Widerstände bzw. NIMBYProteste
gegenüber
Investitionsvorhaben
wahr-
zunehmen. Besonders fossile Kraftwerksprojekte, der Bau von WEA oder
Netzausbauvorhaben stoßen regelmäßig auf starken lokalen Widerstand.
-
Positiv: Die deutsche Regierung plant, den KWK-Anteil an der Stromerzeugung bis zum Jahr 2020 zu verdoppeln,
auf insgesamt 25 %.
290/390
Negativ: Im Bereich der dezentralen Erzeugung herrscht besonders im Bereich
-
der Klein-KWK große Unsicherheit, da die Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen für diesen Bereich im Energiekonzept kaum thematisiert wurde.
Inwiefern haben sich daraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt?
Im
europäischen
Vergleich
weist
Deutschland
einen
stark
diversifizierten
Erzeugungsmix auf. Daher bildet der Einsatz verschiedener konventioneller und
regenerativer
Erzeugungstechnologien
die
Grundlage
für
positive
regionale
Beschäftigungseffekte in DE. Im Bereich der Kernenergienutzung führt der gesetzlich
verankerte Beschluss zum Ausstieg aus der Kernenergienutzung dazu, dass DE als
Investitionsstandort für Kernenergieprojekte für die Energiewirtschaft nicht von
Interesse ist. Hier sind positive regionale Beschäftigungseffekte zukünftig nur noch
durch die Dekomissionierung der Anlagen zu erwarten. Im Bereich der fossilen
Erzeugung
stellen
die
fehlende
langfristige
und
schlüssige
Perspektive
zur
zukünftigen Erzeugungsstruktur zusammen mit der ungewissen Umsetzung und dem
Risiko zukünftiger politischer Richtungswechsel einen erheblichen Unsicherheitsfaktor für Investitionen dar und wirken insgesamt investionshemmend. Im Hinblick
auf den Ausbau von CCS-Technologien läuft die Bundesregierung Gefahr, aufgrund
der
unsicheren
Rechtslage
und
einem
im
europäischen
Vergleich
„weniger
interessanten“ Förderrahmen, Entwicklungschancen zu verspielen und positive
regionale Beschäftigungseffekte zu verzögern oder sogar zu verlieren. Sollte es zur
weiteren Erprobung und offensiven Nutzung der CCS-Technologie bspw. in GB oder
den
NL
kommen,
könnte
dies
im
Maschinen-
und
Anlagenbau
zu
Beschäftigungseffekten zu Lasten der deutschen Industrie führen.
In den letzten Jahren haben sich positive regionale Beschäftigungseffekte in
Deutschland insbesondere im Zusammenhang mit dem EE-Ausbau entwickelt.
Zukünftig werden in DE positive regionale Beschäftigungseffekte insbesondere im
Offshore-Windenergiesegment erwartet. Auch hier ist aber zu konstatieren, dass
Länder wie GB oder die NL z.B. bei der Nutzung von Offshore-Windenergie
pragmatischer und schneller vorgehen als die deutsche Bundesregierung und bessere
Investitionsbedingungen bieten als in DE. In FR findet die Offshore-Windentwicklung
zwar langsamer, aber mit einem stabileren Förderrahmen als in DE statt. Bezüglich
industrieller Beschäftigungschancen treten daher insbesondere GB, die NL und FR bei
Offshore-Windenergie (Installation, Wartung und Betrieb) als Konkurrenten für den
Standort Deutschland an. Um Investitionsanreize zu schaffen und Investitionsrisiken
abzufedern fordert der Offshore-Wind-Branchenverband daher die Verabschiedung
eines Offshore-Ausbauvertrages, der Investoren stabile Rahmenbedingungen, eine
verbesserte Finanzierung sowie einen beschleunigten Netzausbau garantieren soll.
Zudem sollten die finanziellen Bedingungen für Investoren verbessert werden. [WAB,
2011]
291/390
Im
Hinblick
auf
die
Realisierung
von
im
Windenergiesegment stellt in DE zudem die öffentliche Akzeptanz gegenüber dem
Ausbau
von
Windenergieanlagen
und
Netzinfrastrukturen
einen
großen
Unsicherheitsfaktor dar.
Zukünftige Beschäftigungschancen bestehen für DE daneben durch den Export
innovativer Technologien bspw. in den Bereichen EE, Energieeffizienz, CCS oder
Smart Grids. Diesbezüglich steht Deutschland aber im Wettbewerb mit anderen
europäischen Technologieexporteuren und in mittelfristiger Perspektive auch mit
internationalen Wettbewerben bspw. aus China.
Wie ist die Situation in Deutschland im Hinblick darauf zu bewerten:
-
dass energiepolitische Ziele in Deutschland voraussichtlich nicht erreicht
wer
werden?
-
die Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig handelt?
-
die Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen
durch die Politik?
In
Deutschland
spiegelt
das
Machtverhältnis
zwischen
Regierung
und
Energiewirtschaft derzeit ein Übergewicht auf der Seite der Energiekonzerne wider.
Die Marktmacht der dominierenden Stromerzeuger wird insgesamt scheinbar stärker
durch die europäischen Regulierungsvorgaben und die europäische Wettbewerbskontrolle begrenzt als durch nationalstaatliche Ordnungspolitik oder Privatisierungsbestrebungen des Elektrizitätssektors. In Folge sieht sich die Bundesregierung mit
mangelndem
Wettbewerbsverhalten,
einer
Zurückhaltung
bei
Investitionen
in
Erzeugungsanlagen und in Stromnetze konfrontiert. Obwohl sich in den letzten
Jahren die Marktmacht der dominierenden deutschen Stromerzeuger aufgrund der
Erfüllung von Auflagen der europäischen Wettbewerbsaufsicht sowie nationaler
Kartellverfahren spürbar verringert hat, sind die direkten Einflussmöglichkeiten der
deutschen Regierung durch staatliche/kommunale Unternehmen bzw. Beteiligungen
im Bereich der Stromerzeugung, der Übertragungsnetze sowie im Gasmarkt nach wie
vor begrenzt. Aus der Perspektive der Investitionsbedingungen bewirken die hohe
Marktkonzentration sowie die Marktmacht der einheimischen Stromerzeuger einen
Standortvorteil für die inländischen, jeweils dominierenden Unternehmen, zu Lasten
von kleineren deutschen Stromerzeugern, Newcomern auf dem Markt und Investoren
aus dem Ausland.
Der Versuch der Bundesregierung, über die Verabschiedung ihres Energiekonzeptes
einen langfristigen und zuverlässigen Rahmen für neue Investitionen in allen
energiewirtschaftlichen Bereichen zu etablieren, kann als fehlgeschlagen betrachtet
werden. Das Energiekonzept hat zu einer hohen Verunsicherung potenzieller
Investoren geführt und kurzfristig eine investitionshemmende Wirkung insbesondere
292/390
in Bezug auf in DE geplanten Kohle- und Gaskraftwerke ausgeübt. Der Grund hierfür
liegt im Kern darin, dass das Energiekonzept kein integriertes Gesamtkonzept
darstellt, dass es in weiten Teilen zu unkonkret ist, vielfach fehlt ein Zeit- und
Maßnahmenplan,
und
dass
einige
Bereiche,
wie
bspw.
die
KWK/dezentrale
Erzeugung, nur unzureichend oder gar nicht thematisiert werden.
Neben den inländischen Aspekten der zukünftigen Stromerzeugung muss sich DE
auch im europäischen/internationalen Kontext als energiewirtschaftlicher Investitionsstandort
etablieren.
Die
Betrachtung
der
Standortbedingungen
in
den
ausgewählten Mitgliedstaaten verdeutlicht, dass sich insbesondere in GB und den NL
zwei
Ländern
ohne
stark
dominierende
Stromerzeuger
und
mit
vielfach
interessanteren energiewirtschaftlichen Investitionsbedingungen finden. In der Praxis
haben RWE, E.ON und Vattenfall diese Chancen zur internationalen Diversifikation
ihrer Erzeugungsinvestitionen bereits wahrgenommen und in GB und/oder in den NL
investiert. Zukünftig könnten die größeren Stadtwerke bzw. Regionalversorger
folgen. Um sich im
europäischen
Kontext
zu etablieren, ist die deutsche
Bundesregierung aus Sicht der Bearbeiter daher dringend gefordert, ein Investitionsprofil zu entwickeln, welches einerseits im europäischen Kontext wettbewerbsfähig
ist und welches sich andererseits ausreichend von den Profilen der Mitwettbewerber
abhebt. Ein konsequenter Ausbau der Erneuerbaren Energien in Verbindung mit einer
starken dezentralen Ausrichtung der Erzeugungs- und Netzstrukturen wäre aus Sicht
der Bearbeiter geeignet.
5.2.2
Frankreich
Inwiefern
wurden/werden
wurden/werden
in
Frankreich
gute
Rahmenbedingungen
für
die
Energie
-
Positiv: Es gibt umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau von
Stromerzeugungskapazitäten für alle Arten: fossile Kraftwerke, Kernkraftwerke und Erneuerbare Energien.
-
Negativ: Der französische Strommarkt ist trotz Liberalisierung immer noch
durch eine hohe Marktkonzentration, die Protektion einheimischer Marktakteure sowie eine zurückhaltende Wettbewerbspolitik gekennzeichnet.
-
Negativ: Im Bereich der konventionellen Stromerzeugung erhalten alternative
Stromanbieter und ausländische Marktakteure nur schwer Zugang zu
Erzeugungsressourcen. Insbesondere im Segment der Stromerzeugung aus
Kernenergie, die im französischen Energiemix eine prioritäre Rolle einnimmt,
sind die Investitionschancen ausländischer Unternehmen wegen der starken
Dominanz von EDF gering.
293/390
-
Positiv: Die Liberalisierungsbemühungen auf EU-Ebene stellen das Monopol
von EDF in Frage. Vor diesem Hintergrund wird zurzeit der Verkauf von Strom
zu einem regulierten Festpreis an Wettbewerber verhandelt. Von diesem
regulierten
Tarif
werden
die
der
übrigen
Unternehmen im Elektrizitätssektor abhängen.
-
Negativ: In Frankreich mangelt es deutlich an flexibler Mittellast und entsprechenden Förderpolitiken.
-
Positiv: Stromexporte, insbesondere nach DE, GB und IT, werden durch das
starke französische Übertragungsnetz, gut ausgebaute grenzüberschreitende
Leitungen und vorhandene Erzeugungs-Überkapazitäten gestützt.
-
Positiv: Der zukünftige Stromexport stellt für die weitere Kernenergienutzung
in FR ein wichtiges Motiv dar. In FR gibt es daher schon länger die Absicht,
das Verbundnetz bspw. Richtung Spanien auszubauen, um den Absatzmarkt
für Kernenergiestrom zu erweitern.
-
Positiv: Die französische Regierung strebt den weltweiten Export nuklearer
Erzeugungstechnologie an und will durch den Bau von Kernreaktoren
neuester
Technologie
im
Inland
entsprechendes
Know-How
für
den
Technologieexport erwerben.
-
Negativ: Der Ausbau eigener Erzeugungskapazitäten kommt in Frankreich
tendenziell nicht schnell genug voran. Gleichzeitig sind die Spitzenlasten in
FR im Winter im europäischen Vergleich überdurchschnittlich hoch und vglw.
witterungsabhängig, insbesondere bedingt durch den hohen Anteil von
Stromheizungen. Im Winterhalbjahr 2009/2010 wurden daher größere
Mengen Elektrizität von GB nach FR importiert, auch bedingt dadurch, dass
mehrere französische Kernkraftwerke nicht verfügbar waren.
-
Negativ: Beim Export von Grundlaststrom aus Kernenergieanlagen konkurriert
Frankreich mit anderen umliegenden Ländern mit struktureller Überkapazität.
Langfristige Absatzverträge aus den 80er Jahren wurden nicht erneuert,
sodass inzwischen nur noch ein Drittel des Exports über „bequeme“,
langfristige Verträge abgewickelt wird.
-
Positiv:
Die
französische
Regierung
strebt
einen
Ausbau
von
CCS-
Technologien an. Anfang 2010 startete in FR das erste europäische CCSProjekt, bei der die CCS–Technologie entlang der gesamten Prozesskette zum
Einsatz
kommt.
Auch
EDF
plant
ein
CCS-Demonstrationsprojekt.
294/390
-
Positiv: Die französische Regierung will FR zum Weltmarktführer für EE
machen. Es gibt umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau der
regenerativen Stromerzeugung, die durch Ausschreibungen gestützt werden.
Ausgebaut werden sollen insbesondere WEA sowie solare Erzeugungsanlagen.
-
Positiv: In Form von Biomasse ist in FR grundsätzlich ein beträchtliches
erneuerbares Potenzial vorhanden. Das Flächenmanagement funktioniert gut
und entsprechend steht viel Biomasse zur Verfügung, die möglichst effizient,
etwa in Kraft-Wärme-(Kälte-)Kopplung, genutzt werden könnte.
-
Positiv: Um ein ausreichendes Maß an Versorgungssicherheit zu gewährleisten, sieht der französische Netzbetreiber eine Kombination aus DemandSide-Management, die Entwicklung lokaler Erzeugungseinheiten und den
Ausbau der Netzinfrastruktur vor.
-
Negativ: Das Bestandsnetz in Frankreich bietet derzeit keine ausreichenden
Kapazitäten zur Integration bereits gebauter oder in Planung befindlicher EEErzeugungsanlagen. In einigen Regionen besteht bereits die Situation, dass
installierte EE-Erzeugungsanlagen nicht ans Stromnetz angeschlossen werden
oder eine limitierte Einspeisung erfolgt.
-
Negativ:
Eine
große
Anzahl
an
Projekten
zum
Ausbau
von
EE-
Erzeugungsanlagen wartet auf eine Verstärkung des französischen Übertragungsnetzes, um beauftragt zu werden oder ihre Erzeugungskapazitäten zu
erhöhen. Die Verstärkung des Übertragungsnetzes wird voraussichtlich einige
Jahre in Anspruch nehmen.
-
Negativ: Der führende Stromkonzern EDF hat kaum dezentrale Kompetenzen
und unternimmt auch kaum Anstrengungen, selbst Erneuerbare Energien, die
mit einer zentralen Strategie vereinbar wären (Wind, CSP), voranzutreiben.
-
Negativ: Trotz der hohen Potenziale, erfolgt bislang kaum eine BiomasseNutzung im Stromsektor.
-
Positiv: In FR gibt es im Bereich der Energiepolitik wenig partei- und gesellschaftspolitische Konflikte bzw. nur Konflikte von geringem Ausmaß.
-
Negativ: Proteste gegen den (Aus-)Bau von Windkraftanlagen sind in FR sehr
verbreitet und erschweren den Bau von WEA deutlich.
-
Positiv: Speicherausbau und intelligente Netze werden von der französischen
Regierung als Voraussetzung für die Integration einer steigenden EEProduktion
295/390
gesehen.
-
Negativ: In Bezug auf den Ausbau von Smart Grids hinkt Frankreich im
europäischen Vergleich hinterher. Neben dem Ausbau der gegenwärtigen
Pumpspeicherkapazität ist die einzige Speichermöglichkeit, die Frankreich
aktiv entwickelt, die Elektromobilität.
-
Positiv: Die Nutzung der Potenziale von dezentraler Erzeugung und Lastmanagement könnten den Ausbaubedarf des französischen Stromnetzes
mindern und sogar Kapazitäten frei werden lassen. Auf regionaler Ebene gibt
es eine starke Dynamik, in Städten und Regionen die dezentrale Versorgungsstruktur zu stärken.
-
Negativ: Es besteht zurzeit noch große Unklarheit über das Potenzial
integrierter, dezentraler Ansätze, die den Ausbau der Hochspannungsnetze
zumindest teilweise überflüssig machen würde. Die starke Marktpräsenz der
Kernenergie stellte ein starkes Hemmnis für den Aufbau dezentraler
Erzeugungsstrukturen dar. Aufgrund der bestehenden energiewirtschaftlichen
Strukturen ist zu erwarten, dass es in FR auch mittelund langfristig eher
eine zentrale Energieversorgung geben wird.
Inwiefern haben
haben sich daraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt?
Positive
regionale
Beschäftigungseffekte
stehen
in
Frankreich
einerseits
im
Zusammenhang mit der bereits bestehenden Nutzung und dem geplanten Bau und
Technologietransfer von Kernenergie-Anlagen. In diesem Bereich werden sich nach
Einschätzung der Bearbeiter zwar regionale Beschäftigungseffekte ergeben, in der
Summe
wird
dies
aber
keine
spürbaren
Auswirkungen
auf
die
Beschäftigungssituation in Deutschland haben. Andererseits ist mit dem EE-Ausbau,
der in Frankreich in den kommenden Jahren voraussichtlich stark ansteigen wird,
eine starke Zunahme positiver regionaler Beschäftigungseffekte zu erwarten. Insbesondere im Bereich der Offshore-Windenergie strebt die französische Regierung über
ihre Ausschreibungspolitik an, nicht nur die Möglichkeiten der Stromerzeugung
auszubauen, sondern auch einen Offshore-Industriezweig zu entwickeln. Über eine
stringente Ausschreibungspolitik, die stabile Rahmenbedingungen an zuvor festgelegten Standorten schafft, könnte sich dieser Industriezweig in Frankreich zwar
langsamer als in Deutschland entwickeln, aber gleichzeitig mit einem höheren
Ausmaß an regionaler Beschäftigung einhergehen.
296/390
zu
u bewerten im
Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zu Frankreich z
Hin
Hinblick darauf:
-
wer
werden?
-
-
durch die Politik?
Politik?
Frankreich
nimmt
bereits
aktuell
aufgrund
seiner
Stromexportpolitik
und
vergleichsweise geringen variablen Kosten seines Exportstroms aus Kernkraft und
Wasserkraft spürbaren Einfluss auf das Stromangebot und die Investitionsbedingungen der Energiewirtschaft in Deutschland. Diese Tendenz wird sich auch in
mittelfristiger
Perspektive
fortsetzen.
Durch
den
Import
von
„billigem
Kernenergiestrom“ aus Frankreich kann Deutschland ein ausreichendes Ausmaß an
Versorgungssicherheit und eine preislich günstige Energieversorgung in Deutschland
sicherstellen. Diese Situation zeigt sich aktuell nach dem bis Juni 2011 andauernden
Kernenergie-Moratorium der Bundesregierung. Gleichzeitig hängt die Rentabilität
von Investitionen in Erzeugungsanlagen in Deutschland entscheidend von der
Entwicklung des (Großhandels-) Strompreises im europäischen Regionalmarkt ab, auf
den das französische „Billigstromangebot“ entscheidenden Einfluss hat. In Reaktion
darauf müssen in DE Investitionsanreize durch angemessen hohe Förderpolitiken wie
bspw. das EEG oder garantierte Abnahmemengen oder -preise bspw. über die
Einrichtung eines Kapazitätsmarktes geschaffen werden. Die Möglichkeiten zur
Veränderung energiepolitischer Rahmenbedingungen in Deutschland stehen somit in
direktem Zusammenhang mit der französischen Kapazitätsplanung. Aufgrund der
staatlich dominierten Energiepolitik und der hohen Konzentration im französischen
Strommarkt ist umgekehrt jedoch nicht mit einer Verlagerung geplanter Investitionen
von Deutschland nach Frankreich zu rechnen. Dennoch können interessante
Rahmenbedingungen für Investitionen in EE-Großanlagen in FR dazu führen, dass
Investitionen in EE in Frankreich einen großen Teil des in DE benötigten
Investitionskapitals binden werden.
297/390
5.2.3
Großbritannien
Inwiefern wurden/werden
wurden/werden in Großbritannien gute Rahmenbedingungen für die
Ener
-
Positiv: Der Stand der Liberalisierung (Wettbewerb und Regulierung) bietet in
Großbritannien attraktivere Rahmenbedingungen als in Deutschland.
-
Positiv:
Im
Rahmen
der
britischen
Dekarbonisierungspolitik
gibt
es
umfangreiche energiepolitische Ziele für den Ausbau von Stromerzeugungskapazitäten für alle Arten: fossile Kraftwerke, Kernkraftwerke und Erneuerbare
Energien.
-
Positiv: Weil die britische Regierung einen breiten Energiemix anstrebt und
sehr technologieoffen ist, stellt GB im europäischen Vergleich ein besonders
attraktives Land für Investitionen in die Energieerzeugung dar.
-
Positiv: Die positive Kernenergiepolitik der britischen Regierung, die flankiert
wird von der Versteigerung von Standorten für den Aufbau neuer nuklearer
Kraftwerkskapazitäten und einer Straffung von Planungs- und Genehmigungsverfahren, bietet der Energiewirtschaft interessante Rahmenbedingungen für Investitionen in diesem Erzeugungssektor.
-
Negativ: Investitionshemmend wirkt jedoch, dass sich die Regierung nicht an
der Finanzierung neuer Kernkraftwerke beteiligen wird, dass es Konkurrenzen
im Hinblick auf den EE-Ausbau gibt und dass die energiepolitischen
Rahmenbedingungen
durch
die
Energiewirtschaft
auch
in
GB
als
„unsicher“ empfunden werden. Zudem herrscht ein starker Wettbewerb
europäischer Stromerzeuger um die Baustandorte.
-
Positiv: Im Bereich fossiler Kraftwerke will die britische Regierung gezielt
Zahlungen leisten für Bau und Bereitstellung von flexiblen Reservekraftwerken
als „Back-up-System“ für die steigende intermittierende und unflexible
regenerative Stromerzeugung.
-
Positiv: Der CCS-Ausbau wird von Seiten der britischen Regierung stärker
vorangetrieben als in DE. Aufgrund der großen ökonomischen Potenziale
strebt die britische Regierung an, die Entwicklung der CCS-Technologie zu
kommerzialisieren und will hierfür eine entsprechende Finanzierung bereitstellen.
-
Positiv: Im Bereich EE bieten sich in GB Investitionschancen insbesondere in
den Bereichen Offshore-Windenergie, marine Energieerzeugung sowie anärobe Gärung, die als neue EE-Technologien gefördert und entwickelt werden
298/390
sollen. Daneben stellen auch Onshore-WEA, Biogas und Biomasse wichtige
Erzeugungstechnologien in GB dar.
-
Positiv: Zur Förderung der EE-Stromerzeugung hat die britische Regierung mit
den Renewable Obligation Zertifikaten für die Förderung großer regenerativer
Erzeugungsanlagen und den Feed-in Tarifen für kleine Erzeugungskapazitäten zwei zentrale finanzielle Förderinstrumente etabliert.
-
Positiv: Um stabilere Investitionsanreize in den Aufbau von EE-Kapazitäten zu
schaffen, erwägt die britische Regierung die Einführung eines vollständigen
Einspeisetarifsystems
neben
dem
System
der
Renewables
Obligation
Zertifikate.
-
Negativ: Die bestehenden Interkonnektorverbindungen und die potenziellen
Möglichkeiten zur Einbindung in den europäischen Stromhandel sind in GB
aufgrund der Insellage begrenzt.
-
Positiv: Die britische Regierung setzt auf den Ausbau des Offshore-Grid in der
Nordsee, mit dem Verbindungen zu allen Nordseeanrainerstaaten entstehen
würden.
-
Positiv:
Die
britische
hat
bereits
ein
Offshore
Transmission Regime ausgearbeitet, welches seit Juni 2009 zur Wirkung
kommt, um eine effiziente und frühzeitige Umsetzung der benötigten Investitionen im Offshore-Übertragungsnetz zu fördern.
-
Negativ: In GB waren in den zurückliegenden Jahren signifikante Verspätungen bei der Verbindung neuer EE-Anlagen mit dem Übertragungs- und
Verteilungsnetzwerk zu verzeichnen.
-
Negativ: Im britischen Bestandsnetz besteht hoher Investitionsbedarf, um die
Herausforderungen zu meistern, die insbesondere mit dem EE-Ausbau, einer
veränderten Stromnachfrage und einem geografisch stärker dezentralisierten
Erzeugungspark einhergehen.
-
Positiv: Das Planungsregime für die wichtigsten inländischen Infrastrukturen
soll so reformiert werden, dass sowohl die Entwicklung des Stromnetzes
gefördert wird, als auch Barrieren im Hinblick auf den Netzanschluss neuer
Erzeugungsanlagen abgebaut werden.
-
Positiv:
Die
britische
arbeitet
bereits
an
einem
allgemeinen Review des Netzregulierungsrahmens, um aufgrund der notwendigen Netzinvestitionen beim EE-Ausbau und transeuropäischer Netzverbindungen mehr Anreize insbesondere für Erweiterungsinvestitionen zu
schaffen.
299/390
-
Positiv: Um die Netzanschlusszeiten zu beschleunigen, soll zudem ein neues
“connect and manage“-Regime eingesetzt werden, das im Juli 2010
angekündigt wurde. Darüber hinaus soll die Entwicklung eines smarteren
Stromnetzes in Großbritannien gefördert werden.
-
Negativ: In GB besteht derzeit noch keine detaillierte Handlungsstrategie zum
Ausbau von Stromspeicherkapazitäten. Geologisch geeignete Standorte für
großvolumige Pumpspeicher und Druckluftspeicher sind in GB vglw. rar; ein
Ausbau ist daher nicht zu erwarten.
-
Negativ: Die öffentliche Akzeptanz gegenüber der CCS-Technologie scheint in
GB zwar stärker ausgeprägt als in DE. Dennoch zeigen sich in GB in den
letzten
Jahren
zunehmend
lokale
und
regionale
öffentliche
Proteste
gegenüber der Erprobung von CCS-Technologien, die in Einzelfällen bereits
zu einem Stopp geplanter Anlagen führten.
-
Negativ: Die öffentliche Akzeptanz von Onshore-Windparks ist in GB vglw.
gering. Die Medien thematisieren lokale Widerstände in einer Vielzahl von
Fällen, die teils auch zur Aufgabe von geplanten Standorten durch Investoren
führten.
-
Positiv: Um den Ausbau der lokalen/dezentralen Elektrizitätserzeugung zu
fördern, hat die britische Regierung mit großem Erfolg einen Einspeisetarif für
Kleinanlagen eingeführt.
-
Negativ: Weder im UK Low Carbon Transition Plan der Vorgängerregierung
noch im Entwurfskonzept des Carbon Plan der amtierenden Regierung finden
sich konkrete Ausbauziele für die Stromerzeugung aus (dezentralen) KWKAnlagen. Zudem bestehen von Seiten der Industrie starke Widerstände
gegenüber einer Dezentralisierung der Elektrizitäts- und Wärmeversorgung.
Der Strommarkt in GB wird von inländischen und ausländischen Stromerzeugern
insgesamt sehr interessant für Investitionen im Bereich der Stromerzeugung
beurteilt, weil die britische Regierung einen breiten Energiemix anstrebt und sehr
technologieoffen ist. In GB wird der europäische Binnenmarkt daher insbesondere
durch
die
Investitionen
Erzeugungssegmenten
ausländischer
bereits
in
geführt
der
haben.
EVU
sichtbar,
Vergangenheit zu
Auch
die
positiven
zukünftig
dürften
in
allen
regionalen
sich
nach
Einschätzung der Bearbeiter in allen Erzeugungssegmenten positive regionale
Beschäftigungseffekte ergeben. Diesbezüglich besteht für die britische Regierung die
Herausforderung
darin,
private
Investoren
davon
zu
überzeugen
in
einen
300/390
liberalisierten Markt zu investieren. Da die Baurisiken von Kernenergieanlagen
erheblich
sind,
fordert
die
Energiewirtschaft
von
der
Regierung,
eine
„sichere“ Rendite für Investitionen zu fördern. Als notwendige Voraussetzung für
Investitionen in Kernkraftwerke wird zudem die Stabilität der energiepolitischen
Rahmenbedingungen/Regulierung über mindestens sechs Legislaturperioden hinweg
gefordert. Der Kompromiss der neuen Regierung, einen KKW-Neubau ohne staatliche
Förderung zu realisieren, stellt für Investoren eine markante Änderung der
energiepolitischen Rahmenbedingungen dar.
Im Segment der fossilen Stromerzeugung sieht das britische Energie- und
Klimaministerium große ökonomische Potenziale insbesondere in der Erprobung und
kommerziellen Nutzung von CCS-Technologien. Durch die Entwicklung von CCS
könnten nach Einschätzung des Ministeriums bis zu 60.000 Arbeitsplätze generiert
werden. [IZ Klima, 2010f] Die britische Regierung hat bereits angekündigt, bis zu
einer Milliarde Pfund an Finanzierung bereit zu stellen für die erste wirtschaftlich
betriebene großtechnische CCS-Anlage. Zudem will die Regierung bis Mai 2012 den
Auswahlprozess für die Festlegung weiterer regierungsseitig geförderter CCSProjekte abschließen. [DECC, 2011]
Im
Bereich
der
regenerativen
Stromerzeugung
sind
positive
regionale
Beschäftigungseffekte in GB in mittelfristiger Perspektive insbesondere im Windenergiesegment zu erwarten. GB ist bei der Nutzung von Offshore-Windenergie
offensiver
und
schneller
als
Deutschland
und
bietet
interessante(re)
Investitionsbedingungen für inländische wie ausländische Investoren. Insbesondere
aufgrund der Lizenzvergaberunde „Round 3" der Liegenschaftsverwaltung Crown
Estate erwartet die Germany Trade & Invest in Großbritannien in den kommenden
Jahren einen Boom im Bereich der Onshore- wie Offshore-Windenergie. Die
Ausschreibungsgewinner können in neun Hochseezonen in den kommenden zwei
Jahrzehnten bis zu 32 GW an Offshore-Windkraftkapazitäten entwickeln. Die
Investitionssumme wird auf bis zu 80 Milliarden Pfund geschätzt. [IWR, 2011b]
Begleitend dazu planen derzeit etliche große ausländische Unternehmen Investitionen
in den Aufbau von Produktionstandorten für Windenergieanlagen. Im Hinblick auf die
Realisierung von Beschäftigungseffekten im Windenergiesegment stellt jedoch auch
in
Großbritannien
die
öffentliche
Akzeptanz
gegenüber
dem
Ausbau
von
Windenergieanlagen und Netzinfrastrukturen einen großen Unsicherheitsfaktor dar.
In der Vergangenheit haben die Widerstände gegenüber Onshore-Windparks bereits
merklich deren Marktentwicklung beeinträchtigt: Der dänische Anlagenbauer Vestas
schloss 2009 seine Windkraftanlagen-Fertigung auf der Isle of Wight. Dies wurde
auch mit der ernüchternden Entwicklung des britischen Marktes aufgrund von
Akzeptanzproblemen und mangelnder lokalpolitischer Unterstützung begründet.
[BBC, 2010a] Die von Seiten der Regierung angekündigte Überprüfung der neuen
Einspeisetarife zur Förderung kleiner EE-Anlagen verdeutlicht zudem, dass sich die
301/390
Regierungskoalition auf eine wirtschaftlich begrenzte Förderung des Ausbaus
Erneuerbarer Energien verständigt hat, und eine Überförderung zugunsten eines
schnelleren EE-Ausbautempos vermeiden will. Um Investitionssicherheit zu erhalten,
werden die aktuellen Tarife jedoch unabhängig vom Prüfungsergebnis bis April 2012
gültig bleiben und jegliche Tarifänderungen werden ausschließlich zukünftige
Investitionsvorhaben betreffen.
Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zu Großbritannien zu bewerten im
Hinblick darauf:
-
dass energiepolitische Ziele in Deutschland voraussichtlich
voraussichtlich nicht erreicht
wer
werden?
-
-
durch die Politik?
GB
bietet
für
inländische
und
ausländische
Stromerzeuger
interessante
Investitionsbedingungen und wird daher auch zukünftig spürbaren Einfluss auf die
Investitionstätigkeit der Energiewirtschaft in Deutschland ausüben. Die zwei großen
deutschen Verbundunternehmen zählen auch in GB zu den Global Playern des
Erzeugungsmarktes. Für den Neubau britischer Kernkraftwerke haben E.ON und RWE
ein
Kernkraft-Joint-Venture
geschlossen
und
wollen
gemeinsam
Kernkraft-
kapazitäten von mindestens 6 GW bauen. Um die CCS-Technologie in Großbritannien
weiterzuentwickeln wollte E.ON am Standort Kingsnorth mit Fördermaßnahmen der
britischen Regierung zwei Kraftwerksblöcke komplett austauschen, musste seine
Planungen aufgrund massiver öffentlicher Proteste jedoch stoppen; in 2010 stieg
E.ON zunächst auch aus dem Wettbewerb um den Bau weiterer Kohlekraftwerke mit
CCS aus. Sollte es zur weiteren Erprobung und offensiven Nutzung der CCSTechnologie in GB kommen, könnte dies im Maschinen- und Anlagenbau zu
Beschäftigungseffekten jedoch zu Lasten der deutschen Industrie führen. Im Bereich
der regenerativen Stromerzeugung gehören zu den Bietern um die Lizenzvergaben
im Windenergiesegment ebenfalls auch deutsche Unternehmen wie E.ON UK, RWE
Npower Renewables, Siemens Project Ventures sowie Hochtief. [IWR, 2011b] Aus Sicht
der Windenergie-Agentur Bremerhaven/Bremen e.V. sind die finanziellen Bedingungen für Offshore-Windenergie in GB derzeit besser als in Deutschland. Der
Verband befürchtet daher, dass GB einen großen Teil des nötigen Investitionskapitals
binden wird. [WAB, 2011] Die Investitionen der MVV AG im Biomassesegment in GB
verdeutlichen darüber hinaus, dass der britische Markt auch für größere Stadtwerke
bzw. Regionalversorger von Interesse ist. [ASK, 2011]
302/390
Die Gefahr
einer
potenziellen
Verbundunternehmen
Deutschland
nach
und
Verlagerung
großen
Großbritannien
von
Stadtwerke
wird
zudem
Investitionen
bzw.
der
deutschen
Regionalversorger
durch
eine
aktive
von
britische
Werbepolitik um Investoren vergrößert. Diesbezüglich hat UK Trade & Investment
(UKTI) Rahmenbedingungen für Investitionen in Low Carbon-Erzeugungstechnologien
entwickelt, um ausländischen Investoren die interessantesten Investitionsmöglichkeiten in Großbritannien in kurz- bis mittelfristiger Perspektive anzubieten. Für
Schlüsselsektoren
Biomasse
und
wie
Offshore-Wind,
Photovoltaik
sowie
Kernenergieanlagen,
CCS-Technologien
Mikrogeneration
wurden
in
Werbeprospekte
aufgelegt. Zudem werden über das UKTI Netzwerk gezielt ausländische Unternehmen
angesprochen, die in diesen Sektoren tätig sind, mit der Zielsetzung, ihre Investitionstätigkeit nach Großbritannien zu verlagern. [DECC, 2011]
Hinsichtlich
der
Möglichkeiten
zu
Veränderungen
energiepolitischer
Rahmenbedingungen durch die Politik zeigen sich im Vergleich zu GB insbesondere
zwei Tendenzen: Im Hinblick auf energiepolitische bzw. regulatorische Rahmenbedingungen stellt Großbritannien zum einen vielfach eine Vorbildfunktion für
Deutschland dar. Dies zeigt sich bspw. an der gemäß Energiekonzept 2010 geplanten
Einführung einer Ausschreibung für Wind-Offshore-Anlagen, um den geplanten
Offshore-Ausbau
in
DE
zu
realisieren.
Auch
das
Review
der
britischen
Netzregulierung („RPI-X@20 Review“) könnte als Vorbild für eine Anpassung des
deutschen Regulierungsrahmens genutzt werden. Im Vordergrund der Überarbeitung
des britischen Regulierungsrahmens steht eine Verbesserung der Anreize für
„antizipative“ Investitionen und die Beschleunigung des Netzausbaus. Zielsetzung ist,
dass ein bedarfsgerechter Netzausbau zukünftig zeitnah erfolgt, was angesichts der
schnellen Entwicklungen in der Erzeugungsstruktur eine zeitliche Vorwegnahme
(„Antizipation“) des späteren Kapazitätsbedarfs erfordert. [Ofgem, 2010] Zum
anderen steht Deutschland aufgrund der britischen Vorreiterrolle im europäischen
Elektrizitätsmarkt aber vielfach unter Zugzwang, um entsprechende Investitionsanreize zu bieten. Die deutsche Regierung muss auf Marktentwicklungen und
Veränderungen
regulatorischer
Rahmenbedingungen
in
GB
reagieren,
um
Deutschlands Position als interessanter Investitionsstandort auf der europäischen
Bühne zu behaupten. Aktuell zeigt sich das insbesondere in Bezug auf die geplanten
Maßnahmen im Bereich der fossilen Stromerzeugung, welche die Einführung eines
Mindestpreises für CO2-Emissionen für Stromerzeuger, Zahlungen für Bau und
Bereitstellung
von
flexiblen
Reservekraftwerken, Einführung
eines
leistungsstandards sowie den Ausbau von CCS-Technologien betreffen.
303/390
Emissions-
5.2.4
Niederlande
Inwiefern wurden/werden in den Niederlanden gute Rahmenbedingungen für die
Energiewirt
-
Positiv: Der Stand der Liberalisierung (Wettbewerb und Regulierung) stellt in
den Niederlanden attraktivere Rahmenbedingungen als in Deutschland.
-
Positiv: Alle niederländischen Kraftwerksneubauten sind nur wirtschaftlich,
wenn sie einen Teil ihrer Produktion exportieren können. Die direkte
Nachbarschaft, vorhandene Netzkapazitäten und der geplante Ausbau
zusätzlicher Interkonnektoren zwischen NL und DE bieten gute Chancen für
einen Stromexport aus NL nach DE.
-
Negativ: Die niederländische Energiepolitik verfolgt derzeit insbesondere die
Ziele CO2-Reduzierung und Verringerung der Importabhängigkeit. Ein Ausbau
des Stromexports ist kein explizites politisches Ziel der amtierenden
Regierung.
-
-
Negativ:
In
den
Niederlanden
ist
eine
Erhöhung
der
inländischen
Transportkapazitäten dringend erforderlich, um drohende Netzengpässe zu
vermeiden, die hohe Anzahl geplanter konventioneller und regenerativer
fristgerecht
an
das
niederländische
Stromnetz
anzuschließen und den erzeugten Strom in die Verbrauchszentren zu
transportieren.
-
Positiv: Über eine Reform des Netzregulierungsrahmens sollen in den NL
angesichts des bevorstehenden Investitionsbedarfs stärkere Investitionsanreize insbesondere für Erweiterungsinvestitionen gesetzt werden.
-
Positiv: In den Niederlanden stehen mittelfristig der weitere Ausbau der
Windkraft sowie die stärkere Nutzung von Biogas in KWK-Anlagen im
Vordergrund. Langfristig dürfte in den NL auch der Ausbau von PV und
Kleinwindanlagen wirtschaftlich interessant sein.
-
Negativ: In den Niederlanden besteht derzeit noch keine detaillierte
Handlungsstrategie zum Ausbau von Stromspeicherkapazitäten. Mit dem Bau
des NorNed-Kabels wurde die Option erschlossen, zukünftig norwegische
Pumpspeicher nutzen
zu können. Derzeit wird die Verbindung
aber
hauptsächlich zum Import von regenerativem Strom genutzt.
304/390
-
Negativ: In den NL ist kein dauerhafter und parteiübergreifender Konsens zur
Nutzung der Kernenergie vorhanden; der Ausbau der fossilen Erzeugung und
der EE sind in Umfang und Tempo ebenfalls umstritten. Häufige Regierungswechsel in den NL bieten keine stabile Investitionsgrundlage für den Aufbau
von Erzeugungskapazitäten sowie für den Export von Strom nach DE.
-
Negativ: In den NL sind ebenso wie in DE NIMBY-Proteste verbreitet, besonders im Westen der NL und auch gegenüber EE-Anlagen. Zudem sind wachsende überregionale Widerstände gegen Kernkraft und den Neubau fossiler
Erzeugungsanlagen zu verzeichnen, aber geringer als in DE. Insgesamt ist
eine Erstarkung der Umweltverbände wahrzunehmen.
-
Positiv: Im Bereich der CCS-Technologie zählen die NL aus Sicht der
Regierung zu den Spitzenreitern im europäischen Umfeld. Politik und
Wirtschaft sind sehr offen für die Erprobung von CCS. Durch die weitere
Förderung
Entwicklung
von
der
Demonstrationsprojekten
CCS-Technologien
soll
und
ein
eine Beschleunigung
der
Erfahrungsvorsprung
für
niederländische Technologieunternehmen erreicht werden. Wenn Demo-KW
mit CCS in DE keine Zustimmung finden, könnten sie in den Niederlanden
gebaut werden.
-
Negativ: Die öffentliche Akzeptanz gegenüber der CCS-Technologie scheint in
den NL zwar stärker ausgeprägt als in DE. Dennoch zeigt sich auch in den NL
insgesamt nur eine schwache Akzeptanz durch einige Bevölkerungsteile, bei
deutlichem Widerstand anderer Gruppen. Die niederländische Regierung plant
jedoch, die Errichtung von CCS-Demonanlagen auch gegen den Willen der
Bevölkerung voranzustreiben.
-
Positiv: In den NL besteht ein hoher gesellschaftlicher und politischer
Konsens, dass in den NL langfristig insbesondere aufgrund der geringen
Raumreserven dezentrale Erzeugungs- und Verteilsysteme vorzuziehen sind.
In einigen Kommunen und Parteien gibt es eine Bewegung hin zu einer
„sustainable energy“ – Klimaschutzbewegung.
-
Positiv: Ein Konzept sowie ein Umsetzungsplan für die Entwicklung eines
intelligenten niederländischen Netzes werden derzeit erarbeitet. Auch wenn
die breite Umsetzung von Smart Grids mit leistungsfähigen, dezentralen
Speicher- und Regelungslösungen erst ab 2020 zu erwarten ist, bieten sich
auch für ausländische Energiekonzerne interessante Investitionsoptionen im
Hinblick auf eine „grüne Profilierung“ und eine Dezentralisierung der
Erzeugung.
305/390
In den NL wird der europäische Binnenmarkt insbesondere durch die Investitionen
ausländischer EVU in den Niederlanden, darunter RWE, Vattenfall, sowie den
europäischen Stromhandel sichtbar. Die NL sind an den internationalen Handel mit
Strom gewöhnt. Derzeit importieren sie rund 10 % ihres Strombedarfs. Es gibt gute
Erfahrungen mit dem NorNed-Kabel und dem Import preiswerten Stroms aus
Norwegen. Die Industrie möchte diesen Import weiter ausbauen und befürwortet
dafür u.a. ein zweites NordNed-Kabel, um mehr preiswerten Strom importieren zu
können. Das hat aber keine negativen Auswirkungen auf Investitionsstrategien oder
regionale Beschäftigungseffekte in den NL. Es werden neue Kraftwerke geplant, die
die Chancen zum Export nutzen sollen.
Verbindliche Energieeffizienzziele für den Stromverbrauch in Europa könnten in
kurz- bis mittelfristiger Perspektive die geplanten Kraftwerksneubauten gefährden,
weil diese auf einen Stromexport angewiesen sind, um wirtschaftlich zu sein. Bis
2050 könnten verbindliche Energieeffizienzziele jedoch dafür sorgen, dass der Anteil
der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung schneller wächst. In NL gibt es
gute Potenziale bei Wind, PV und insbesondere Biogas (aus landwirtschaftlichen
Abfällen).
Biogas
und
seine
Verstromung
in
dezentralen
KWK-Anlagen
mit
Wärmenutzung in den großen Gewächshäusern ist schon heute in NL verbreitet.
Aktuell haben sich positive regionale Beschäftigungseffekte in den Niederlanden
bereits im Zusammenhang mit dem EE-Ausbau entwickelt. Die Niederlande sind z.B.
bei der Nutzung von Offshore-Windenergie pragmatischer und schneller als
Deutschland.
Auch
bei
der
Offshore-Installation
von
WEA
werden
bereits
Beschäftigungschancen in den Niederlanden genutzt. Im Bereich der fossilen (und
möglicherweise der nuklearen Stromerzeugung) werden sich nach Einschätzung der
Bearbeiter zwar regionale Beschäftigungseffekte ergeben, in der Summe wird dies
aber keine spürbaren Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in Deutschland
haben. Sollte es zur Erprobung und offensiven Nutzung der CCS-Technologie
kommen, könnte dies im Maschinen- und Anlagenbau zu Beschäftigungseffekten zu
Lasten der deutschen Industrie führen.
306/390
Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zu den Niederlanden zu bewerten
im Hinblick darauf:
-
wer
werden?
-
die Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig
wenig handelt?
-
durch die Politik?
Die Niederlande haben große Herausforderungen bei der Lösung der eigenen
energiepolitischen Ziele und werden auch aufgrund ihrer mangelnden geografischen
Größe keinen spürbaren Einfluss auf die Investitionstätigkeit der Energiewirtschaft in
Deutschland ausüben. Politisch ist die Situation in den Niederlanden aufgrund der
Parteienvielfalt und der aktuellen Sonderrolle der rechtsextremen Partei als instabiler
zu beurteilen. Energiepolitik hat in den Niederlanden nicht die zentrale Rolle wie in
der deutschen Politik. Die Industrie muss jedoch mit dem politischen Wechsel und
dem „regulatorischen Risiko“ in der Energiepolitik leben. Die deutsche Regierung
muss zunächst in Deutschland einen dauerhaften Energiekonsens schaffen und kann
danach auf der europäischen Bühne, also auch bei den Niederlanden, nach
Verbündeten für eine aus deutscher Sicht vernünftige europäische Energiepolitik
suchen. Das Engagement von Tennet in Norddeutschland kann jedoch dazu
beitragen, dass dort die Netzverbindungen zwischen NL und DE schneller ausgebaut
werden.
5.2.5
Polen
Inwiefern wurden/werden in Polen gute Rahmenbedingungen für die EnergieEnergiewirt
wirtschaft für Investitionsentscheidungen geschaffen?
geschaffen?
-
Positiv: Der Liberalisierungsprozess in Polen ist fortgeschritten, die mäßige
Marktkonzentration bietet neuen Wettbewerbern und ausländischen Unternehmen interessante Möglichkeiten zum Eintritt in den polnischen Strommarkt.
-
Negativ: Es besteht ein hoher staatlicher Einfluss auf die polnischen Energiemärkte, der indirekt zu einer Protektion einheimischer/bestehender Akteure
im Strommarkt führt, bspw. durch langwierige bürokratische Planungsprozesse. Die inländischen Wettbewerbsbehörden sind durchsetzungsschwach
und können diesen Strukturen nicht/nur langsam entgegen steuern.
307/390
-
Positiv: Die polnische Energiepolitik ist trotz der prioritären Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit auf einen Ausbau des polnischen
Verbundnetzes
und
eine
stärkere
Einbindung
in
den
europäischen
Strom(handels)markt ausgerichtet.
-
Negativ: Derzeit hat der polnische Strommarkt einen subnationalen Charakter.
Der Ausbau von Interkonnektoren ist dringend erforderlich. Der benötigte
Ausbau wird jedoch Jahre dauern.
-
Negativ: Der Bau von Stromnetzen ist in PL juristisch sehr kompliziert und
wird durch langwierige Genehmigungsprozesse behindert. Für Investoren ist
es
schwer,
notwendige
sogenannte
„Wegerechte"
Investitionen
durch
lokale
zu
bekommen.
Interessen
und
Zudem
werden
NIMBY-Proteste
gehemmt.
-
-
Positiv:
Um
die
internationalen
und
europäischen
klimapolitischen
Verpflichtungen zur Reduzierung der CO2-Emissionen ohne wesentliche
Änderungen im Energiemix zu erfüllen, zielt die polnische Regierung darauf
ab, die Entwicklung von CCS-Technologien zu fördern und eine zukunftsorientierte Führungsrolle bei sauberen Kohletechnologien zu übernehmen.
-
Positiv: Die von der polnischen Regierung angestrebte Dekarbonisierung der
Stromerzeugung macht insbesondere im Bereich der fossilen Stromerzeugung
Effizienzinvestitionen und Investitionen in CCS-Technologien notwendig.
Trotz Unsicherheit bzgl. der Wirtschaftlichkeit von CCS-Projekten, sollen
Forschungs-, Pilot- und Demonstrationsprojekte in diesem Bereich umgesetzt
werden.
-
Negativ: Für die Förderung von F&E-Maßnahmen sowie zur Schaffung von
Investitionsanreizen fehlen vielfach ausreichende finanzielle Mittel.
-
Positiv: Die möglichst kostengünstige Umsetzung des polnischen Klimapakets
bietet ausländischen Unternehmen die Chance zum Technologieexport, da in
PL keine eigene Entwicklung innovativer Technologien stattfindet.
-
Positiv: Im Vergleich der untersuchten EU-Mitgliedstaaten ist in PL der Ausbau
von Stromerzeugungsanlagen weniger stark durch öffentliche Widerstände
betroffen.
308/390
-
Negativ: In Polen sind ein erheblicher Ausbau und eine Modernisierung des
Übertragungsnetzes notwendig, zur Integration von EE- und Kernkraftanlagen, zum Ausbau von Transportstrecken sowie zur Absicherung der
Netzstabilität.
-
Positiv: Im Bereich der regenerativen Stromerzeugung stehen in Polen
mittelfristig der weitere Ausbau der Onshore-Windkraft sowie die stärkere
Nutzung von Biogas und Biomasse im Vordergrund.
-
Negativ: Die Verpflichtung zum Netzanschluss von EE-Erzeugungsanlagen
wird in der Praxis vielfach „vernachlässigt“. Ihre Umsetzung muss forciert und
kontrolliert werden, damit sie zu einer „realen Verpflichtung“ wird.
-
Negativ: In Polen fehlt bislang die Einführung eines organisierten Marktes für
Biomasse. Die kleinteilige Agrarstruktur in PL führt dazu, dass sich Betreiber
von Biomasse-Anlagen einer unzureichenden Versorgungsstruktur gegenüber
sehen bzw. eine Vielzahl bilateraler Verträge mit unterschiedlichen Bauern
abschließen müssen, um ihren Biomassebedarf zu decken.
-
Negativ: In PL sind derzeit zunehmende Widerstände lokaler Interessengruppen sowie lokaler Umweltverbände und –organisationen insbesondere
gegen den Neubau von Windparks zu verzeichnen. In mittelfristiger Perspektive wird mit einer weiteren Abnahme der öffentlichen Akzeptanz und einer
Zunahme von NIMBY-Protesten ggü. dem Neubau von Stromerzeugungs- und
Infrastrukturprojekten gerechnet.
-
Negativ: In Polen besteht derzeit noch keine detaillierte Handlungsstrategie
zum Ausbau von Stromspeicherkapazitäten.
-
Negativ: Dezentrale Erzeugungs- und Infrastrukturansätze verbreiten sich in
PL nur langsam.
Inwiefern haben
haben sich daraus positive regionale Beschäftigungseffekte entwickelt?
In Polen stehen positive regionale Beschäftigungseffekte traditionell in engem
Zusammenhang mit der fossilen Stromerzeugung, die auch zukünftig eine prioritäre
Rolle im polnischen Strommix einnehmen wird. Durch den Einstieg in die nukleare
Stromerzeugung werden sich nach Einschätzung der Bearbeiter zwar regionale
Beschäftigungseffekte in Polen ergeben. In Zarnowiec wird daher der Bau von
Kernkraftwerken durch die lokale Bevölkerung befürwortet, da mit dem Bau und
Betrieb der Anlagen der Aufbau von Arbeitsplätzen und ein möglicher Wirtschaftsaufschwung in der Stadt erwartet werden. In der Summe wird dies aber keine
spürbaren Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in Deutschland haben.
309/390
Im Segment der regenerativen Stromerzeugung ist Polen insbesondere bei der
Biomassenutzung und dem Aufbau von Onshore-WEA, welche neben der Wasserkraft
die Säulen der inländischen EE-Nutzung darstellen, langsamer und bürokratischer als
Deutschland; in Folge werden mögliche Beschäftigungschancen in diesem Segment
bislang nicht bzw. nur zu einem geringen Ausmaß erschlossen. Bis 2010 wurden
lediglich 910 MW der anvisierten 2 GW Windkraftkapazität realisiert. Um die
Zielkapazitäten im Windenergiesegment bis 2020 in Höhe von 6 GW zu erreichen,
muss das Ausbautempo deutlich erhöht werden. Die polnische Regierung forciert aus
Sicht
der
Bearbeiter
jedoch
in
kurzfristiger
Perspektive
keine
größeren
Veränderungen investitionshemmender Strukturen im Energie- wie im Agrarsektor.
Darüber hinaus strebt die polnische Regierung zwar den Einsatz innovativer
Erzeugungs- und Speichertechnologien an. Weil keine ausreichenden Haushaltsmittel
für die Technologieentwicklung bereit stehen, werden sich in diesem Segment jedoch
keine positiven regionalen Beschäftigungseffekte in PL entwickeln.
Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zu Polen zu be
bewerten im Hinblick
darauf:
-
wer
werden?
-
die Energiewirtschaft
Energiewirtschaft in Deutschland zu wenig handelt?
-
durch die Politik?
Polen hat große Herausforderungen bei der Lösung der eigenen energiepolitischen
Ziele und wird aufgrund seiner mangelnden Einbindung in den europäischen
Binnenmarkt bzw. Regionalmarkt in kurz- bis mittelfristiger Perspektive voraussichtlich keinen spürbaren Einfluss auf die Investitionstätigkeit der Energiewirtschaft
in Deutschland ausüben.
Das Ziel der polnischen Regierung ist es, das Klimapaket möglichst kostengünstig
umzusetzen. In PL findet daher keine Entwicklung innovativer Technologien statt. Für
Deutschland bietet das die Chance zum Technologieexport bspw. in den Bereichen
EE, Energieeffizienz, CCS oder Smart Grids. Diesbezüglich steht Deutschland aber im
Wettbewerb mit anderen europäischen Technologieexporteuren und in mittelfristiger
Perspektive auch mit internationalen Wettbewerben bspw. aus China.
Im Hinblick auf die Veränderung energiepolitischer Rahmenbedingungen zeigen die
Ergebnisse der Studie, dass eine Verschlechterung der inländischen Investitionsbedingungen dazu führt, dass Verbundunternehmen und Regionalversorger/größere
Stadtwerke verstärkt nach interessanten Investitionsalternativen im europäischen
310/390
Ausland suchen. Die deutschen Verbundunternehmen verfolgen bereits aktuell eine
europäisch ausgerichtete Investitionsstrategie, sowohl im fossilen wie im EE-Bereich
und treffen ihre Investitionsentscheidungen im Vergleich der Investitionsbedingungen europäischer Erzeugungs- und Absatzmärkte. Bei Regionalversorgern und
größeren Stadtwerke ist tendenziell ein stärkeres europäisches Engagement im EEBereich zu erwarten. Aufgrund des Investitionsvolumens werden hier Schwerpunkte
in der Bioenergie und der Onshore-Windenergie gesehen. Im Hinblick auf diese
Erzeugungstechnologien und aufgrund der geografischen Nähe zu DE könnte PL
daher für diese Erzeugergruppe perspektivisch einen interessanten Investitionsmarkt
darstellen. Hohe bürokratische Hürden, staatlicher Protektionismus bestehender
Strukturen im Energie- und Agrarsektor sowie lokale Widerstände gegenüber WEA
stellen bislang jedoch starke Investitionshemmnisse dar, so dass der polnische
Strommarkt aktuell weder von den deutschen Verbundunternehmen noch von
Regionalversorgern
oder
größeren
Stadtwerken
als
(besonders)
interessanter
Investitionsmarkt wahrgenommen wird.
5.2.6
Inwiefern wurden/werden in der Slowakischen Republik gute Rahmen
Rahmenbedingungen
für die Ener
Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen
Investitionsentscheidungen geschaffen?
-
-
Negativ: Der slowakische Strommarkt weist einen hohen staatlichen Einfluss
und eine hohe Marktkonzentration auf. Der Strommarkt wird durch Slovenské
Elektrárne dominiert. Neue Marktakteure haben Schwierigkeiten, Strom zu
beschaffen.
-
Negativ: Die slowakische Energiepolitik ist neben den Zielen Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit auf eine Protektion der heimischen
energieintensiven Wirtschaft ausgerichtet.
-
Negativ: Die Slowakische Republik versucht als vglw. neuer EU-Mitgliedstaat,
die
eigene
innerhalb
der
EU
durch
günstigere
Produktexporte als die Konkurrenzländer zu sichern. Die Kopplung von
Strommärkten innerhalb der EU wird durch die Slowakische Republik
tendenziell als Risiko für die heimische Wirtschaft wahrgenommen. Es wird
befürchtet, dass die Verbindungen zu anderen Strommärkten zu einer
Erhöhung der slowakischen Strompreise, damit zu einer Kostenerhöhungen
der nationalen Wirtschaft und in Folge zu einer Verschlechterung der
311/390
Wettbewerbsfähigkeit der slowakischen Wirtschaft führen könnte, die stark
abhängig ist von Produktexporten.
-
Positiv: Die SK verfolgt dennoch das Ziel, die Interkonnektorkapazitäten zu
den Nachbarländern zu verstärken. Mit mehreren Nachbarländern ist ein
Ausbau der Kuppelkapazitäten geplant, deren Inbetriebnahme jedoch nicht
vor 2015-2020 erfolgen wird.
-
Positiv: Die slowakische Regierung strebt neben dem Bau neuer Kernkraftwerke, der durch inländische Unternehmen dominiert wird, einen Ausbau
großthermischer Kraftwerke zur Erhöhung der Versorgungssicherheit an. Der
Einsatz kohlenstoffarmer CCS-Technologien soll forciert werden. Gleichzeitig
sollen die bestehenden Anlagen modernisiert werden.
-
Positiv: Verschiedene inländische und europäische Investoren, darunter auch
deutsche Stromerzeuger, haben Interesse zum Aufbau neuer konventionell
thermischer Kraftwerkskapazitäten bekundet, welche die regierungsseitig
anvisierten Kapazitäten in Höhe von 1.630 MW bis 2030 bei weitem übersteigen.
-
Negativ: Der Stromimportbedarf sowie die Entwicklung der slowakischen
Erzeugungskapazitäten zeigen sich stark abhängig von der Entwicklung der
nationalen Stromnachfrage, insbesondere der slowakischen energieintensiven
Wirtschaft:
-
Falls
die
Stromnachfrage
fallen
wird,
sind
die
bestehenden
Kernkraftwerkkapazitäten ausreichend, um die inländische Nachfrage
zu decken. In diesem Fall könnte die Stromgewinnung aus fossilen
Erzeugungskapazitäten dank des Abbaus alter fossiler Kraftwerke auf
ein Minimum reduziert werden. Gleichzeitig würde der Ausbau EE
voraussichtlich nicht forciert werden.
-
Falls die Stromnachfrage steigen wird, ist davon auszugehen, dass die
geplanten EE-Erzeugungskapazitäten auch realisiert werden bzw. dass
der EE-Ausbau regierungsseitig stärker forciert wird.
-
Positiv: Die slowakische Regierung verfolgt das Ziel, bis 2020 gut 20 % Strom
aus erneuerbaren Quellen zu erzeugen Dabei bildet die Wasserkraft in der
Slowakischen Republik aktuell wie zukünftig die Basis der regenerativen
Stromerzeugung. Daneben
soll insbesondere
die Stromerzeugung
aus
Biomasse ausgebaut werden.
-
Negativ: Aufgrund ihrer hohen Energieimportabhängigkeit ist es für die
Slowakische Republik wichtig, dass die inländischen Wasserkraftpotenziale im
312/390
Hinblick auf die EE-Ausbauziele genutzt werden können. Anderenfalls wird
der Strom teuerer und dadurch auch die slowakischen Exporte, wodurch diese
ihre Konkurrenzfähigkeit verlieren würden. Diese EE-Ausbaustrategie geht
jedoch zu Lasten anderer EE-Technologien, insbesondere zu Lasten der
slowakischen Biomasse-Potenziale.
-
Negativ: Trotz vorhandenem Ressourcenpotenzial und Technologieverfügbarkeit stellt der EE-Ausbau für die slowakische Regierung keine Alternative
zur konventionellen Stromerzeugung dar; sein Ausbautempo wurde in den
zurückliegenden Jahren nicht forciert. Investitionen werden durch vglw.
intransparente gesetzliche Rahmenbedingungen erschwert.
-
Negativ: In der SK besteht dringender Investitionsbedarf im Hinblick auf den
Ausbau und die Sanierung des Übertragungsnetzes zur Integration von EE
und neuen fossilen KW. Es wird befürchtet, dass das Netzausbautempo nicht
mit dem EE-Anlagenausbau Schritt halten kann und ein beschleunigter
Netzausbau finanziell nicht abzudecken ist. In der Folge drohen Stabilitätsprobleme im Netz.
-
Negativ: Die slowakische Regierung plant den Bau neuer Pumpspeicherkraftwerke. Aufgrund von finanziellen und örtlichen Beschränkungen kann die
Umsetzung jedoch nicht als sicher angesehen werden bzw. wird sich zeitlich
verzögern.
-
Negativ: In der Slowakischen Republik gibt es spürbare Widerstände gegen
den Ausbau von Kohle- und Gas-KW sowie gegen den Ausbau von WEA.
Zudem ist eine geringe, aber wachsende Bedeutung von Umweltverbänden
wahrnehmbar.
In der Slowakischen Republik stehen positive regionale Beschäftigungseffekte
traditionell in engem Zusammenhang mit der konventionellen Stromerzeugung. Die
Stromerzeugung
auf
Basis
von
Kohle
und
Gas,
insbesondere
aber
die
Kernenergienutzung werden auch zukünftig prioritäre Rollen im slowakischen
Strommix einnehmen. Da der Bau von Kernkraftanlagen durch nationale Unternehmen dominiert wird, wird dies aber keine spürbaren Auswirkungen auf die
Beschäftigungssituation in Deutschland haben.
Die regenerative Stromerzeugung schreitet in der SK bislang nur langsam voran;
forciert wird lediglich der Ausbau der Wasserkraft. In Folge werden mögliche
Beschäftigungschancen in diesem Segment, insbesondere im Bereich der BiomasseNutzung, bislang nicht bzw. nur zu einem geringen Ausmaß erschlossen.
313/390
Wenn die „richtigen“ politischen Schritte im Hinblick auf Regulierung und Förderung
gemacht werden, könnten sich für die Slowakische Republik in mittelfristiger
Perspektive Chancen insbesondere in den Bereichen Biomasse, Müllrecycling oder
Geothermie ergeben. Die SK hat ein bedeutsames EE-Potenzial im Bereich der
Biomasse, insbesondere in den Bereichen Abfallverwertung und Forstwirtschaft, das
zur Verstromung genutzt werden könnte. Die Abfallverstromung wäre aus Beschäftigungsgesichtspunkten für die SK vorteilhaft, da sie Arbeit für eine größere Anzahl
von unqualifizierten Arbeitskräften bietet, die oft von Arbeitslosigkeit betroffen sind.
Das System der Abfallverstromung konnte in der SK bislang aber nicht in Gang
gesetzt werden, da es der Zuständigkeit unterschiedlicher Ministerien obliegt, die
sich bislang nicht einigen konnten.
Wie ist die Situation in Deutschland im Vergleich zur Slowakischen Republik zu
bewerten im Hinblick darauf:
-
wer
werden?
-
-
die Möglichkeiten
Möglichkeiten zu Veränderungen energiepolitischer Rahmenbedingungen
durch die Politik?
Die Slowakische Republik hat große Herausforderungen bei der Lösung der eigenen
energiepolitischen Ziele und wird aufgrund ihrer mangelnden Einbindung in den
europäischen Binnenmarkt bzw. Regionalmarkt in kurz- bis mittelfristiger Perspektive voraussichtlich keinen spürbaren Einfluss auf die Investitionstätigkeit der
Energiewirtschaft in Deutschland sowie auf die Möglichkeiten zur Veränderungen
energiepolitischer Rahmenbedingungen ausüben.
Während Bau und Betrieb von Kernenergieanlagen vornehmlich durch nationale
Unternehmen erfolgt, ist der Bereich der fossilen Erzeugung interessant für europäische Erzeuger. Der E.ON-Konzern ist nach eigenen Angaben seit über fünf Jahren
einer der größten ausländischen Investoren auf dem slowakischen Energiemarkt. Seit
März 2006 ist E.ON Kraftwerke über die 100 % Tochtergesellschaft Elektrárne s.r.o. in
der Slowakischen Republik auch im Bereich der Erzeugung aktiv. Auch RWE und Enel
sind bereits seit Jahren in der Slowakischen Republik aktiv. In diesem Segment
könnte eine Investitionsverlagerung nach MOE, das aus Sicht der befragten Unternehmen einen interessanten Wachstumsmarkt darstellt, durchaus einen spürbaren
Einfluss auf die Investitionstätigkeit der Energiewirtschaft in DE ausüben. Dieser ist
jedoch in starkem Maße davon abhängig, wie sich der Energiebedarf in der Slowakischen Republik entwickelt. Diesbezüglich bleibt abzuwarten, mit welcher Stringenz
die slowakische Regierung die Umsetzung ihrer Energieeffizienzziele verfolgen wird.
314/390
5.2.7
Zwischenfazit zur normativen Bewertung der Situation
in den ausgewählten
In Deutschland fehlt bislang ein langfristiger gesellschaftlicher und parteipolitischer
Konsens
zur
Energieerzeugung
als
Basis
für
energiewirtschaftliche
Investitionsentscheidungen. In Konsequenz ist die öffentliche Akzeptanz in DE
gegenüber Erzeugungs- und Infrastrukturprojekten gering, im europäischen Kontext
wahrscheinlich sogar niedriger als „irgendwo sonst“ in Europa. Insbesondere lokale
Bürgerinitiativen und ein starkes Eigenwohlinteresse, die sich in NIMBY-Proteste
insbesondere gegenüber fossilen Kraftwerksprojekten, dem Bau von WEA oder
Netzausbauvorhaben ausdrücken, stellen ein größeres Problem für die Attraktivität des
Erzeugungsstandort Deutschland dar. Aufgrund der bestehenden energiepolitischen
Konfliktlinien werden in DE zukünftige Regierungswechsel mit hoher Wahrscheinlichkeit immer wieder zu einem Umschwenken oder zumindest zu einer Anpassung
energiepolitischer Strategien führen. Dem aktuellen Energiekonzept kann somit nur
eine kurzfristige Gültigkeit innerhalb der aktuellen Legislaturperiode zugeschrieben
werden. Die deutsche Regierung muss daher zunächst in Deutschland einen
dauerhaften Energiekonsens schaffen, bevor sie auf europäischer Bühne nach
Verbündeten für eine aus deutscher Sicht vernünftige europäische Energiepolitik
suchen kann. Hierbei ist erstens die Entwicklung eines integrierten Gesamtkonzeptes
erforderlich, welches mit konkreten Zeit- und Maßnahmenplänen hinterlegt wird,
zweitens die Verbesserung energiewirtschaftlicher Investitionsbedingungen, um den
Anschluss an die europäische Spitze nicht zu verlieren bzw. sich im Wettbewerb
gegenüber den Wachstumsmärkten in MOE behaupten zu können, und drittens die
Ausarbeitung eines energiewirtschaftlichen Alleinstellungsprofils im europäischen
Kontext.
Für
Investoren
aus
Deutschland
ist
Frankreich
kein
attraktiver
Standort
für
energiewirtschaftliche Investitionen in konventionelle Stromerzeugungsanlagen. Im
Bereich der regenerativen Stromerzeugung können interessante Rahmenbedingungen
für Investitionen in FR jedoch dazu führen, dass Investitionskapital in FR gebunden
wird und nicht für Investitionen in den Erzeugungsstandort Deutschland zur Verfügung
steht.
Aufgrund
Stromexportpolitik
der
regionalen
Frankreichs
Marktkopplung
werden
in
die
CWE
und
der
expansiven
Rahmenbedingungen
für
Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU und die damit verbundenen quantitativen
Beschäftigungseffekte in Deutschland, tendenziell stark durch die französische
Kapazitätspolitik
beeinflusst.
Bezüglich
industrieller
Beschäftigungschancen
tritt
Frankreich demgegenüber nicht als ernst zu nehmender Konkurrent für den Standort
Deutschland an.
315/390
Großbritannien stellt für Investoren aus Deutschland einen attraktiven Standort für
energiewirtschaftliche Investitionen in nahezu allen Erzeugungssegmenten dar. Die
britische Regierung strebt ebenso wie Deutschland einen breiten Energiemix an, zeigt
sich dabei aber vielfach technologieoffener und investitionsfreundlicher. Zwischen dem
deutschen und dem britischen Markt besteht daher eine große Konkurrenz um
Investitionen der deutschen Verbundunternehmen und großen Stadtwerke bzw.
Regionalversorger. GB wird aus Sicht der Bearbeiter auch zukünftig spürbaren Einfluss
auf die Investitionstätigkeit der deutschen Energieunternehmen ausüben. Bezüglich
industrieller Beschäftigungschancen tritt Großbritannien insbesondere bei CCS und bei
Offshore-Windenergie (Installation, Wartung und Betrieb) als großer Konkurrent für
den Standort Deutschland an. Im Hinblick auf energiepolitische bzw. regulatorische
Rahmenbedingungen
stellt
Großbritannien
vielfach
eine
Vorbildfunktion
für
Deutschland bzw. Europa dar. Zum anderen steht Deutschland aufgrund der britischen
Vorreiterrolle im europäischen Elektrizitätsmarkt aber vielfach unter Zugzwang, um
entsprechende Investitionsanreize zu bieten. Die deutsche Regierung muss auf
Marktentwicklungen und Veränderungen regulatorischer Rahmenbedingungen in GB
reagieren, um Deutschlands Position als interessanter Investitionsstandort auf der
europäischen Bühne zu behaupten.
Die Niederlande sind für Investoren aus Deutschland ebenfalls ein attraktiver Standort
für die Stromerzeugung, allerdings nur für einzelne Projekte. Aufgrund der geringen
Größe des Landes, der dichten Besiedlung und einer nicht auf Stromexporte
ausgerichteten Politik, die die öffentliche Akzeptanz des Um- und Ausbaus der
Strom¬erzeugung
im
Auge
behalten
muss,
werden
die
quantitativen
Beschäftigungseffekte in Deutschland, die von eventuellen Erzeugungsinvestitionen
deutscher EVU in den Niederlanden ausgehen, nur gering ausfallen. Bezüglich
industrieller Beschäftigungs¬chancen treten die Niederlande bei CCS und bei
Offshore-Windenergie (Installation, Wartung und Betrieb) als ernst zu nehmende
Konkurrenten für den Standort Deutschland an.
Für Investoren aus Deutschland stellt Polen derzeit trotz der geografischen Nähe
keinen attraktiven Standort für energiewirtschaftliche Investitionen dar. Aufgrund der
hohen „Staatslastigkeit“ des polnischen Energiesektors, hoher bürokratischer Hürden
für
die
Genehmigung
von
Stromnetzen
und
Erzeugungsanlagen,
investitions-
hemmender Strukturen im Energie- und Agrarsektor, fehlendem Wettbewerb im
Stromsektor,
inkonsequenter
Umsetzung
der
bestehenden
europäischen
und
nationalen Rechtslage sowie lokaler Widerstände gegenüber EE-Erzeugungsanlagen
werden die quantitativen Beschäftigungseffekte in Deutschland, die von eventuellen
Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in Polen ausgehen, nur gering ausfallen. Der
Einfluss auf den deutschen Strommarkt hängt stark davon ab, ob und inwieweit die
polnische Regierung gewillt und in der Lage sein wird die Rahmenbedingungen für
316/390
inländische und ausländische Marktakteure für energiewirtschaftliche Investitionen zu
verbessern.
Die Slowakische Republik bietet für Investoren aus Deutschland mit Ausnahme der
fossilen Stromerzeugung keinen interessanten Standort für energiewirtschaftliche
Investitionen. Aus Sicht der Bearbeiter werden die quantitativen Beschäftigungseffekte
in Deutschland, die von Erzeugungsinvestitionen deutscher EVU in der Slowakischen
Republik ausgehen, jedoch nur gering ausfallen. Investitionen größeren Ausmaß werden
nur dann erwartet, wenn die slowakische Regierung einen konsequenten Kurs zur
Modernisierung des fossilen Kraftwerksparks, zum Einsatz von CCS-Technologien
sowie zum Ausbau von Energieeffizienztechnologien (KWK) einschlagen wird.
317/390
Beschäftigungstrends der Stromerzeugung
6
Beschäftigungstrends der StromStromerzeugung
Wie in Kapitel zwei dargelegt, haben die energiewirtschaftlichen, energiepolitischen
und technologischen Entwicklungen starke Auswirkungen auf die Entwicklung der
in
den
Bereichen
der
konventionellen
wie
auch
der
regenerativen Stromerzeugung. In einem zunehmend liberalisierten und integrierten
europäischen
Strommarkt besteht zudem die Möglichkeit,
dass ein Teil der
Wertschöpfung und damit der Beschäftigungseffekte im Elektrizitätssektor in andere
Länder verlagert wird. In der Expertenbefragung wurde deshalb erörtert, wie zukünftig
ein möglichst hoher Anteil nationaler Wertschöpfung sichergestellt werden kann. Aus
dem Umbau der Stromversorgung hin zu erneuerbaren und/oder kohlenstoffarmen
Erzeugungsstrukturen
können
sich
außerdem
Verschiebungen
in
der
Beschäftigungsstruktur des Elektrizitätssektors und der vor- und nachgelagerten
Bereiche ergeben. Diese wurden in einer zweiten Frage erörtert.
Aufbauend auf den bisherigen Untersuchungsergebnissen und den spezifischen
Expertenmeinungen werden in diesem Kapitel Auswirkungen energiewirtschaftlicher
Trends auf die Beschäftigungseffekte in der deutschen Stromerzeugung abgeleitet.
6.1
Grundlegende Beschäftigungstrends in der
deutschen Stromerzeugung bei Umsetzung
des Energiekonzepts
Wie in Kapitel 2.2 dargelegt, haben die energiewirtschaftlichen, energiepolitischen und
technologischen
Entwicklungen
in
starke
den
Auswirkungen
Bereichen
der
auf
die
Entwicklung
konventionellen
wie
auch
der
der
regenerativen Stromerzeugung. Im konventionellen Bereich wird die Umsetzung des
Energiekonzepts [Energiekonzept, 2010] mittelund langfristig zu einer starken
Reduktion des Produktionsanteils der fossilen Kraftwerke führen. Deshalb müssen in
den nächsten Jahren nicht alle fossile Kraftwerke, die aus Altersgründen stillgelegt
werden, wieder durch neue fossile Kraftwerke ersetzt werden. Das bedeutet, dass im
Bereich der fossilen Stromerzeugung ein Beschäftigungsabbau sowohl aufgrund
sinkender Produktionskapazität als auch aufgrund steigender Arbeitsproduktivität und
technischen Fortschritts zu erwarten ist. Gleichzeitig ist – abgesehen von den an die
Lagerstätten gebundenen Braunkohlekraftwerken – eine teilweise Verlagerung der
Stromerzeugungsstandorte
an
die
Küste
zu
erwarten,
weil
die
Unternehmen
Kohletransportkosten sparen wollen. Einen Trend zu mehr Beschäftigung könnte es im
Bereich der fossilen Stromerzeugung allerdings auch geben, wenn die CCSTechnologie in Deutschland eingeführt würde. Eine solche Beschäftigungszunahme ist
318/390
jedoch derzeit vom Umfang her nicht einschätzbar und außerdem sehr unsicher, weil
die Einführung der CCS-Technologie derzeit sowohl in der Politik als auch in der
bürgerlichen Gesellschaft sehr umstritten ist.
Den Arbeitsplatzverlusten im Bereich der konventionellen Stromerzeugung werden
überproportionale Arbeitsplatzgewinne im Bereich der erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien gegenüberstehen, die zudem den Vorteil haben, wegen der
größeren Dezentralität der EE breiter über Deutschland verstreut zu sein. Der
Beschäftigungszuwachs durch EE-Anlagen wird sich in vielen kleinen und mittelgroßen
Unternehmen überall im Land niederschlagen, auch in strukturschwachen Regionen, in
denen es heute keine Erzeugungsanlagen gibt.
Bezogen auf die breite Streuung bildet die Entwicklung der Offshore-Windenergie
allerdings eine Ausnahme, weil sich hier der Beschäftigungszuwachs an der Nordseeküste
und
mit
Abstrichen
an
der
Ostseeküste
in
Mecklenburg-Vorpommern
konzentrieren wird. Hier könnten sich sogar einige Großbetriebe mit mehreren hundert
Beschäftigten
entwickeln,
die
sich
auf
Betrieb
und
Wartung
der
Offshore-
Windenergieanlagen spezialisieren. Bezüglich der Beschäftigungseffekte von OffshoreWindparks gibt es zwar bislang noch wenig Erfahrungen, aber die Bearbeiter der Studie
gehen davon aus, dass diese mindestens so groß sein werden wie bei der OnshoreWindenergie. Bei rund 5.000 Windenergieanlagen mit zusammen 25 GW Leistung, die
in den nächsten Jahrzehnten in der deutschen Nordsee installiert werden sollen,
rechnen die Bearbeiter deshalb mit mehr als 10.000 direkt in Betrieb und Wartung
beschäftigten Personen. Allerdings werden diese vielen Arbeitsplätze aus heutiger Sicht
nicht automatisch in Deutschland liegen, sondern es wird eine harte internationale
Standortkonkurrenz um diese Arbeitsplätze zwischen den Nordsee-Anrainerstaaten
geben. Dabei werden diejenigen Regionen einen Vorteil haben, die über ein breites und
qualifiziertes Arbeitskräfteangebot verfügen. Dass sich dieses nicht von selbst einstellt,
kann man derzeit an der Nordseeküste beobachten, wo trotz hoher regionaler
Arbeitslosigkeit nicht alle Arbeitsplätze in der boomenden Offshore-Industrie besetzt
werden können.
Langfristig wird auch im Bereich der EE-Stromerzeugung der technische Fortschritt mit
einer Erhöhung der Arbeitsproduktivität und sinkenden spezifischen Beschäftigungseffekten verbunden sein. Die kleinteilige und stark dezentrale Verteilung der Anlagen
dürfte aber dauerhaft dafür sorgen, dass der Beschäftigungseffekt der EE-Stromerzeugung größer sein wird als derjenige der verdrängten fossilen Stromerzeugung.
Der massive Ausbau der EE-Stromerzeugung verlangt einen großräumigen Ausbau der
Übertragungsnetze und zur Integration der Photovoltaik ebenfalls der Verteilnetze.
Außerdem wird ein Umbau der Verteilnetze hin zu Smart Grids sowie ein massiver
Ausbau von Stromspeicherkapazitäten notwendig werden, um die fluktuierende
Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie in eine Balance mit der zeitlichen
319/390
Struktur der Stromnachfrage zu bringen, zusätzlich zu einer Grundausstattung mit
fossilen oder auch mit Biomasse befeuerten Regelkraftwerken. Auch in diesen
Bereichen der Energieversorgung ist deshalb mit steigenden Beschäftigtenzahlen zu
rechnen, ohne dass dies in dieser Studie quantifiziert werden kann.
6.2
Expertenmeinungen zu
zu den Voraussetzungen
für einen hohen nationalen WertschöpfungsWertschöpfungsanteil im deutschen Elektrizitätssektor
„Wie müssen die Rahmenbedingungen in Deutschland Ihrer Meinung nach gestaltet
werden, damit auch zukünftig ein möglichst hoher Grad an nationaler Wertschöpfung
im Elektrizitätssektor in Deutschland sichergestellt wird?“
Zu dieser Frage liegen 14 Antworten vor. Insgesamt wurde eine Vielzahl von
Themenbereichen
angesprochen,
dennoch
lassen
sich
einige
Hauptaussagen
zusammenfassen:
1. Die politischen Rahmenbedingungen im Stromsektor müssen in erster Linie
langfristig stabil und verlässlich sein, wie sieben Experten übereinstimmend fordern.
Ansonsten seien Investitionen in Stromerzeugungsanlagen mit Laufzeiten von bis zu
40 Jahren mit zu hohen Risiken verbunden. Drei Experten mahnen hier dringend einen
parteiübergreifenden politischen Kompromiss an, da ansonsten jeder Regierungswechsel die Gefahr einer energiepolitischen Neuausrichtung mit sich bringe. Zum
Thema Investitionssicherheit merkt ein Experte außerdem an, dass bereits erteilte
Genehmigungen Gültigkeit behalten müssten, was derzeit etwa durch den Streit um
„Stuttgart21“ oder das Kraftwerksprojekt Datteln in Frage gestellt sei.
Zwei Experten geben außerdem zu bedenken, dass auf dem Strommarkt durch
komplexe Regulierungseingriffe eine immer weitere Abkehr vom Marktgedanken
erfolgt, was Effizienz und Investitionssicherheit beeinträchtigt. Ein Experte wirft die
Frage auf, ob unter diesen Umständen für die Sicherstellung der notwendigen
Investitionen eine komplette Re-Regulierung des Strommarktes nicht eventuell
zielführender sei.
2. Es müssen entsprechende Renditeaussichten für den Neubau fossiler Kraftwerke
bestehen, wie sechs Experten betonen. Angesichts sinkender Volllaststunden werden
alternative Vergütungssysteme, wie etwa die Einführung eines Kapazitätsmarktes für
Regel- und Reserveenergie gefordert.
Auch im Grundlastbereich verlangen vier Experten eine klare Weichenstellung für den
Erhalt der fossilen Erzeugung in Deutschland. Dies sei sowohl für den Erhalt der
nationalen Wertschöpfung wie auch für die Versorgungssicherheit entscheidend. Zwei
Experten betonen, dass mit einer größtenteils regenerativen Erzeugungsstruktur eine
320/390
Importabhängigkeit im Grundlastbereich entstehen und die nationale Wertschöpfung
entsprechend sinken würde. Einer von ihnen weist hier auf die zentrale Bedeutung der
Braunkohleverstromung hin, da diese den größten inländischen Wertschöpfungsanteil
aufweise. Für ihre Weiterführung sei die Entwicklung und Erprobung von CCSTechnologien notwendig, wofür die technischen und rechtlichen Voraussetzungen zu
schaffen seien. In der Entwicklung und Vermarktung technischer Lösungen wie CCS
oder Rauchgasentschwefelung sieht der Experte zudem große Beschäftigungspotenziale für den deutschen Anlagenbau.
Der Einschätzung, dass vor allem die fossile Erzeugung nationale Wertschöpfung und
Beschäftigung garantiert, widerspricht ein anderer Experte: Damit der Stromsektor zur
„Jobmaschine“ werde, sei die tatsächliche Erzeugungsstruktur nicht relevant – es
müssten nur positive und langfristig verlässliche Rahmenbedingungen gegeben sein.
3. Für die Wertschöpfung durch Regionalversorger und Stadtwerke ist laut drei
Experten die Weiterführung und gegebenenfalls Ausweitung der KWK-Förderung
entscheidend. Generell, so zwei Experten, müssten die Belange dieser Akteursgruppe
in der energiepolitischen Ausrichtung stärker berücksichtigt werden, da sie in
erheblichem Maße zu Wertschöpfung, Beschäftigung und Innovationsleistung im
Stromsektor
beitragen.
Von
einer
eventuellen
Rekommunalisierung
von
Versorgungsbetrieben erwartet ein Experte keine Auswirkungen auf Wertschöpfung
oder Beschäftigung; für letztere sei hauptsächlich die Arbeitsintensität der eingesetzten Erzeugungstechnologie entscheidend.
Weitere, von einzelnen Experten genannte Bedingungen für eine hohe nationale
Wertschöpfung sind eine bessere öffentliche Akzeptanz von Investitionen, die Ablösung des Emissionshandels als Instrument zur CO2-Reduzierung und eine stärkere
energiepolitische Harmonisierung auf europäischer Ebene.
Angesichts der Perspektive eines europäischen Strombinnenmarktes wagen nur zwei
Experten eine Prognose über die Abwanderung oder den Verbleib der Wertschöpfung
in Deutschland, dabei kommen sie zu gegensätzlichen Ergebnissen: Während ein
Experte weder im EE- noch im fossilen Bereich mit einem Rückgang der Wertschöpfung
in Deutschland rechnet, erwartet der zweite eine deutliche Abwanderung ins
europäische Ausland durch höheren Wettbewerb, bessere Netzintegration und eine
harmonisierte EE-Förderung.
Kurzfazit: Stabile politische und regulatorische Rahmenbedingungen sind aus Sicht der
befragten Experten das entscheidende Kriterium für den Erhalt der Wertschöpfung in
Deutschland. Hier ist ein breiter politischer Konsens über die zukünftige Struktur der
Energieversorgung notwendig. Auch die Fortführung der fossilen Stromerzeugung wird
als sehr wichtig eingeschätzt. Sowohl im Grundlast- als auch im Regelenergiebereich
müssen deshalb nach Meinung der Experten die Voraussetzungen für Neuinvestitionen
321/390
geschaffen werden. Chancen zur Steigerung der nationalen Wertschöpfung durch
Regionalversorger und Stadtwerke werden zudem durch die Ausweitung der KWK-Förderung gesehen
6.3
Expertenmeinungen zu strukturellen VerändeVeränderungen in den Beschäftigungseffekten
„Inwiefern und in welchem Ausmaß erwarten sie zukünftig eine Verschiebung von
Beschäftigungseffekten zwischen verschiedenen Wirtschaftszweigen ( klassische
Energiewirtschaft, Anlagenbau, Installations- und Servicehandwerk,…) durch Investitionen in konventionelle und erneuerbare Stromerzeugungsanlagen in Deutschland?“
Die breite Mehrzahl der Experten stellt fest, dass solche Verschiebungen zwischen den
verschiedenen mit der Energiewirtschaft verbundenen Wirtschaftszweigen in den
letzten Jahren schon zu beobachten waren, und sie erwarten, dass diese Trends bis
2020
anhalten
und
sich
langfristig
sogar
verstärken.
Beispielhaft
werden
Verschiebungen von Arbeitsplätzen von der klassischen Energiewirtschaft (Kraftwerke
und Versorgungsnetze) hin zum Anlagenbau (Produktion und Wartung von EE-Anlagen)
genannt, oder die Verlagerung von (kommunalen) EVU hin zum regionalen Handwerk
mit
einem
Schwerpunkt
im
Installations-
und
Servicehandwerk
(Beispiele:
Energieanlagen-Contracting oder Aufbau und Wartung von PV-Anlagen). Dabei wird
das Anlagen-Contracting aber auch als ein Beispiel dafür angeführt, dass sich
herkömmliche EVU in ihrer Geschäftspolitik und in ihrem Beschäftigungsprofil wandeln.
Einzelne Experten erwarten dagegen keine Verschiebungen, weil z.B. beim Bau von
Windenergieanlagen mit den Branchen Maschinenbau und Elektrotechnik dieselben
Wirtschaftszweige
im
Mittelpunkt
stehen
wie
beim
Bau
von
konventionellen
Kraftwerken. Langfristig könnte es aus Sicht eines Experten auch wieder zu einem
Aufbau von Arbeitsplätzen in der konventionellen Stromerzeugung kommen, wenn die
bedeutende Rolle dieser Kraftwerke in der Grundlasterzeugung sowie in der Regelund Reservestromlieferung (Besicherung) erkannt werden wird. In einem Interview
wurde die Einschätzung geäußert, dass die langfristige Beschäftigungsentwicklung im
Betrieb der EE-Erzeugungsanlagen in der Summe konstant bleiben, jedoch mit starken
Fluktuationen verbunden sein wird, weil ein Teil der EE-Investitionen aufgrund
besserer natürlicher Potenziale in europäische Standorte außerhalb von Deutschland
verlagert werden wird.
Drei mit der Verschiebung von Beschäftigungseffekten verbundene Trends erscheinen
den Autoren der Studie besonders erwähnenswert:
-
Es findet ein Wandel des Qualifikationsspektrums der Beschäftigten statt. Dabei
wird es nicht zu einem Wegfall „klassischer Berufe“ kommen, sondern zu einer
322/390
Anpassung von Beschäftigungsprofilen im Sinne eines Upgrading/Ausbaus von
Know-how von klassischen Berufsprofilen.
-
Während in der konventionellen Stromerzeugung die Zahl der Arbeitsplätze
zurückgehen wird, wird der Netzbereich bestehen bleiben und an Bedeutung
gewinnen, z.B. durch die Integration neuer Speicher. Es kommt zu einem
Umbau
zu
intelligenten
Netzen,
zu
einer
Verbindung
der
Funktionen
Stromtransport und (Tele-)Kommunikation mit höheren Ansprüchen an die
Kernqualifikation der Beschäftigten. Aus der Perspektive der volkswirtschaftlichen
Systematik
gehören
die
Stromnetze
dann
nicht
mehr
zum
produzierenden Gewerbe (als Teil der Energiewirtschaft), sondern zu den
Dienstleistungen im Bereich Verkehr und Nachrichtenübermittlung.
-
Es kommt zu einer branchenmäßigen Dekonzentration der mit der Stromerzeugung verbundenen Arbeitsplätze, zu einer breiteren Verteilung auf viele
verschiedene Branchen mit einem hohen Anteil kleiner und mittelgroßer
Betriebe. Das wird auch mit einer Abnahme des Organisationsgrads der
Beschäftigten im Bereich der Stromerzeugung verbunden sein.
6.4
Auswirkungen energiewirtschaftlicher Trends
auf die Beschäftigungseffekte in der deutschen
Stromerzeu
Stromerzeugung
Oben im Kapitel 6.1 wurden die grundlegenden Beschäftigungstrends in der deutschen
Stromerzeugung aufgezeigt. In diesem Kapitel erfolgt eine kurze Analyse der
Beschäftigungswirkungen, die von wichtigen energiewirtschaftlichen Trends ausgehen,
die im Rahmen dieser Studie festgestellt wurden. Dabei erfolgt eine Beschränkung auf
die Analyse des mittelfristigen Zeitraums bis 2020, weil für den Zeitraum 2020 bis
2050 die Unsicherheit zu groß ist.
Entwicklung des Stromaußenhandels
Bis zum Jahr 2020 erwarten wir für Deutschland keine gravierende Änderung im
Stromaußenhandel. Es gibt weder Anzeichen für eine massive Ausweitung der
inländischen Stromproduktion, die mit einer spürbaren Zunahme der Stromexporte
verbunden wäre, noch für eine gegenteilige Entwicklung. Mit zunehmendem Anteil der
(volatilen) EE-Stromerzeugung wird es wahrscheinlich zu vermehrten temporären
Stromexporten
und
zeitversetzt
zu
vermehrten
Stromimporten
kommen,
weil
ausländische Pumpspeicher für die Ausregelung von Stromangebot und –bedarf
eingesetzt
323/390
werden.
Dementsprechend
sind
von
der
Entwicklung
des
Strom-
außenhandels keine besonderen Impulse, weder positive noch negative, für die
Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugungswirtschaft zu erwarten.46
Attraktivität ausländischer Stromerzeugungsstandorte
Im Kapitel 5.1 wurden für sechs Länder die Divergenzen zwischen Energiepolitik und
Energiewirtschaft zusammenfassend dargestellt. Dabei ergaben sich für Deutschland
besonders
starke
Divergenzen,
für
die
anderen
fünf
Länder
dagegen
keine
bedeutenden Divergenzen. Unter Berücksichtigung weiterer Aspekte wurde für
Großbritannien eine besonders hohe und für die Niederlande eine hohe Attraktivität für
energiewirtschaftliche Investitionen festgestellt. Welche Auswirkungen hat dies auf die
Beschäftigungsentwicklung in der deutschen Stromerzeugungswirtschaft?
Nach Einschätzung der Autoren dieser Studie sind die Auswirkungen nur schwach und
wahrscheinlich in der Realität nicht spürbar. Das liegt daran, dass Investitionsprojekte
in der deutschen Stromerzeugung und solche in der Stromerzeugung in GB oder NL
keine konkurrierenden Alternativen sind, die eine entweder-oder Entscheidung
verlangen. Die großen Stromkonzerne, die über Kraftwerksinvestitionen in GB oder NL
nachdenken, können diese – wenn die Renditeerwartungen stimmen – parallel ausführen. Es gibt keine knappen Ressourcen, die den Verzicht auf ein Projekt in
Deutschland erzwingen, wenn ein attraktiveres Projekt in GB oder NL zur Ausführung
kommt. Bezüglich NL muss hier eine gewisse Einschränkung der Aussage vorgenommen werden, weil der niederländische und der deutsche Strommarkt über market
coupling sehr eng verbunden sind und der niederländische Markt relativ klein ist. Es
könnte sein, dass sich hier zwei Kraftwerksprojekte Konkurrenz um die Kunden
machen und deshalb ein Unternehmer nur ein Projekt verwirklichen würde. Allerdings
kann dieser Unternehmer nicht sicher sein, dass kein Konkurrent die Situation anders
einschätzt und ein vergleichbares Projekt in Deutschland realisiert. Die Länderanalyse
hat gezeigt, dass die untersuchten EU-Mitgliedstaaten bei der Stromversorgung in
erster Linie daran arbeiten, Versorgungssicherheit herzustellen und eventuelle
Importabhängigkeiten abzubauen. Eine internationale Konkurrenzsituation, in der der
Erfolg des einen Landes Arbeitsplätze im anderen Land gefährdet, wie wir das z.B. von
der Automobilproduktion kennen, gibt es auf dem Stromsektor noch nicht.
Ein weiterer wichtiger Aspekt bei der Bestimmung der Beschäftigungseffekte liegt in
der Konkurrenz auf dem deutschen Erzeugungsmarkt. Die öffentliche Diskussion der
Folgen des Energiekonzeptes hat deutlich gemacht, dass die regionalen und
kommunalen Stromversorger bzw. –erzeuger ihre Investitionsstrategie nach dem
46
Aktuell erlebt Deutschland aufgrund des Moratoriums der Kernenergie-Laufzeitverlängerung einen
Anstieg der Stromimporte. Wie dauerhaft dieser Effekt sein wird, ist heute nicht absehbar. Insgesamt
konnten die möglichen Folgen der Fukushima-Katastrophe in dieser Studie nicht mehr berücksichtigt
werden.
324/390
vorhandenen Großkraftwerkspark und den Planungen der großen Stromkonzerne
ausrichten. Wenn die Verbundunternehmen also weniger Erzeugungskapazitäten
planen oder bauen, weil sie z.B. im Ausland bessere Renditechancen sehen, wird der
deutsche Kraftwerksbedarf von den regionalen/kommunalen Stromversorgern gedeckt
werden. Dabei sind eher noch größere Beschäftigungseffekte zu erwarten, weil diese
Unternehmen eher in kleinere Anlagen, häufig mit KWK-Technologie und dezentral
investieren und diese Anlagen bezogen auf die produzierte Strommenge mit mehr
Personal arbeiten.
Beschäftigungseffekte im Anlagenbau
Der Ausbau/Umbau der Stromerzeugung wird nicht nur direkt in der Energiewirtschaft
positive Beschäftigungseffekte haben, sondern auch in den Unternehmen, die die
Erzeugungsanlagen herstellen. Der geplante breite Einsatz verschiedener EE-Technologien in Deutschland gibt dabei dem deutschen Anlagenbau die Chance, sein
Produktions-Know-how zu stärken und seine Stellung auf den internationalen Märkten
zu halten oder sogar auszubauen. Dasselbe gilt auch für die Investitionsfelder Netze
und Speicher. Wenn in Deutschland Übertragungs- und Verteilungsnetze ausgebaut
und neue Technologien der Verkabelung von Hochspannungsleitungen ausprobiert
werden, wenn neue Speichertechnologien entwickelt und eingesetzt werden, wenn es
zum Aufbau von Smart Grids kommt, dann gibt es sowohl auf der Einsatzseite als auch
auf der Produktionsseite dieser Technologien positive Beschäftigungseffekte und einen
Know-how-Zuwachs, die letztendlich auch für die Akquise weiterer Aufträge außerhalb
Deutschlands eingesetzt werden können.
Aus dieser Perspektive betrachtet gibt es in der deutschen Energiewirtschaft einen
Schwachpunkt, nämlich die CCS-Technologie. Es sieht derzeit so aus, als könnte diese
Technologie in anderen EU-Mitgliedstaaten wie z.B. NL, GB oder FR schneller und
umfassender entwickelt und getestet werden als in Deutschland. Ein schleppendes
Gesetzgebungsverfahren der Bundesregierung, breite Proteste in der Bevölkerung und
eine ablehnende Haltung mehrerer Landesregierungen der aufgrund ihrer Geologie für
CCS besonders geeignet erscheinenden Bundesländer bilden keinen attraktiven
Rahmen für die CCS-Investitionen der Industrie. Ohne Vorzeigeprojekte in Deutschland
dürften es die damit beschäftigten Anlagenbauer aber wahrscheinlich schwerer haben,
sich für Exportprojekte zu qualifizieren. Es könnte sein, dass der deutsche Anlagenbau
hier bei einem international attraktivem Geschäftsfeld seine gute Ausgangssituation
verspielt und gegenüber der ausländischen Konkurrenz ins Hintertreffen gerät.
6.4.1
Auswirkungen der EUEU-Energiepolitik auf die
Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung
In Kap. 3.4 wurden die Chancen und Risiken, die die EU-Energiepolitik für den Stromerzeugungsstandort Deutschland mit sich bringt, zusammengefasst. Betrachtet man
325/390
diese Chancen und Risiken aus der Arbeitsmarktperspektive, so erhält man eine
Einschätzung über die Auswirkungen der EU-Energiepolitik auf die Beschäftigung in
der deutschen Stromerzeugung.
Weil die Umsetzung der EU-politischen Vorgaben recht viel Zeit braucht, kann man –
wie die befragten Experten – für den Zeitraum bis 2020 („mittelfristig“) davon ausgehen, dass sich an den konkreten Standortbedingungen in Deutschland nicht viel
ändert wird. Der Stromerzeugungsstandort Deutschland wird seine aktuell gute
Position in Europa damit auch bezüglich der Beschäftigungswirkungen halten können.
Diese Einschätzung wird durch die Erfahrung der letzten zehn Jahre untermauert, dass
in Deutschland wie in den anderen Mitgliedstaaten die nationale Politik vorrangig die
heimischen EVU und die heimischen Arbeitsplätze schützt und nachrangig die EUVorgaben zur Energie- und Klimaschutzpolitik umsetzt. Deswegen wird das Risiko,
dass sich in Deutschland aufgrund EU-politischer Vorgaben das Investitionsklima und
die Zahl der Arbeitsplätze im Bereich der Stromerzeugung spürbar verschlechtern,
mittelfristig als gering eingeschätzt. Langfristig, d.h. im Zeitraum 2020 bis 2050, wird
dieses Risiko vermutlich höher sein, aber es ist derzeit nicht einschätzbar, weil es eine
weit verbreitete Unsicherheit gibt bezüglich der technischen Entwicklung, der
politischen Entwicklung, der wirtschaftlichen Entwicklung und der Entwicklung der
öffentlichen Akzeptanz insbesondere beim Leitungsbau und bezüglich der CCSTechnologie.
6.4.2
Auswirkungen der energiewirtschaftlichen Strategien
ausgewählter Länder auf die Beschäftigung in der
deutschen Stromerzeu
Stromerzeugung
In Kap. 4.2.6 wurde ein Zwischenfazit zu den energiewirtschaftlichen Strategien der
ausgewählten Länder und deren Auswirkungen auf den Stromerzeugungsstandort
Deutschland gezogen. Betrachtet man die dort aufgezeigten Chancen und Risiken aus
der Arbeitsmarktperspektive, so erhält man eine Einschätzung über die Auswirkungen
der Länderstrategien auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung.
Im Zentrum der energiewirtschaftlichen Länderstrategien steht die langfristige Sicherstellung der Deckung des Strombedarfs durch eine Erneuerung des zu großen Teilen
überalterten Kraftwerksparks, wobei eine mehr oder weniger große Änderung des
Energiemix angestrebt wird. GB, NL und FR verfolgen dabei eine Strategie der
„Dekarbonisierung“ mit einem Ausbau der Kernenergie, der EE-Erzeugung und der
CCS-Nutzung. In Polen und der Slowakischen Republik drängen die Ziele Versorgungssicherheit und Importunabhängigkeit das Ziel der CO2-Reduktion in den Hintergrund.
Die nationalen Pläne vermitteln den Eindruck, dass die Sicherstellung der Deckung des
eigenen Strombedarfs für alle Länder eine große Herausforderung darstellt und es in
keinem Land darum geht, zusätzliche Erzeugungskapazitäten für den Stromexport z.B.
326/390
nach Deutschland aufzubauen. Somit stellen diese Strategien keine Gefahr für die
Arbeitsplätze in der deutschen Stromerzeugung dar. Sie bieten im Gegenteil sogar
Beschäftigungschancen für den deutschen Anlagenbau, weil in allen untersuchten
Ländern viele Investitionen in Kraftwerke, EE-Erzeugungsanlagen, Netze, Speicher und
Energieeffizienz zu tätigen sind.
In allen betrachteten Ländern gibt es einen großen Bedarf für den Ausbau und die
Modernisierung der Stromnetze (Verteilnetze, Übertragungsnetz und internationales
Verbundnetz).
Fehlende
Masterpläne,
ineffiziente
Umsetzungsinstrumente
und
unattraktive Investitionsbedingungen in Zusammenhang mit Finanzierungsproblemen
und Akzeptanzproblemen sorgen dafür, dass sich der Ausbaubedarf von Jahr zu Jahr
erhöht. Diese Entwicklung wird sich in den nächsten zehn Jahren wahrscheinlich nicht
gravierend ändern, so dass die technischen Voraussetzungen für einen spürbaren
Anstieg der Stromimporte nach Deutschland mittelfristig nicht geschaffen werden.
Somit sind auch aus dieser Perspektive keine negativen Auswirkungen auf die
Beschäftigungssituation in der deutschen Stromerzeugungswirtschaft zu erwarten.
6.4.3
Auswirkungen des Einflusses der Öffentlichkeit auf
die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeu
Stromerzeugung
In Kapitel 4.3.4 wurde ein Zwischenfazit zum Einfluss der Öffentlichkeit auf die
Umsetzung von Investitionsstrategien in der Energiewirtschaft gezogen. Betrachtet
man die dort aufgezeigten Effekte aus der Arbeitsmarktperspektive, so erhält man eine
Einschätzung über die entsprechenden Auswirkungen auf die Beschäftigung in der
deutschen Stromerzeugung.
Die öffentliche Akzeptanz von energiewirtschaftlichen Investitionen ist in den
untersuchten Ländern allgemein stärker vorhanden als in Deutschland. Das gilt
insbesondere bezüglich des Baus von Kernkraftwerken und bei der Erprobung und
Nutzung der CCS-Technologie. Dies führt zu einer im Vergleich zu Deutschland
höheren Attraktivität für solche Investitionen, hat aber, wie oben aufgezeigt, keine
spürbaren Auswirkungen auf die Beschäftigungssituation in der deutschen Stromerzeugungswirtschaft.
In Deutschland liegt das Investitionsniveau insbesondere im Bereich der fossilen
Kraftwerke aufgrund öffentlicher Proteste seit Jahren unter dem, was ohne diese
Proteste möglich wäre. Das hat in erster Linie negative Beschäftigungseffekte im
Anlagen- und Maschinenbau und im Baugewerbe. Im Stromerzeugungssektor könnten
dagegen vielleicht auch Rationalisierungseffekte verhindert und Arbeitsplätze erhalten
worden sein. Mittelfristig sind aber besonders in Folge der Verzögerungen beim
Netzausbau negative Beschäftigungseffekte zu erwarten, wenn z.B. der Ausbau der
Offshore-Windenergie gestoppt wird, weil die Banken wegen der ungesicherten Stromtransporte die Finanzierung verteuern oder sogar verweigern.
327/390
Eine Verstärkung der Anstrengung zur Gewinnung der öffentlichen Akzeptanz für die
wichtigen energiewirtschaftlichen Investitionsprojekte steht derzeit auf der Agenda der
Regierung und der Energiewirtschaft. Ein Erfolg dieser Bemühungen ist wichtig, um die
Blockade millionenschwerer Investitionen aufzuheben, und wird sich positiv sowohl auf
die Versorgungssicherheit als auch auf die Beschäftigungssituation in der Energiewirtschaft, in der Investitionsindustrie und in der Bauwirtschaft auswirken.
6.4.4
Auswirkungen der energiewirtschaftlichen
Unternehmensstrategien auf die Beschäftigung in der
deutschen Stromerzeugung
In Kap. 4.4.3 wurde ein Zwischenfazit zu den Investitionsstrategien von Stromerzeugern und deren Auswirkungen auf den Stromerzeugungsstandort Deutschland
gezogen. Betrachtet man die dort aufgezeigten Chancen und Risiken aus der
Arbeitsmarktperspektive, so erhält man eine Einschätzung über die Auswirkungen der
Unternehmensstrategien auf die Beschäftigung in der deutschen Stromerzeugung.
Vor dem Hintergrund des Energiekonzepts der Bundesregierung vom Herbst 2010 wird
es in Deutschland keinen vollständigen Ersatz aller derzeit existierenden fossilen
Kraftwerke durch neue fossile (Groß-)Kraftwerke geben, weil diese Kraftwerke mit der
Erwartung sinkender Volllaststunden die Renditeziele der international tätigen
Energiekonzerne voraussichtlich nicht erfüllen können. Daraus lassen sich negative
Beschäftigungseffekte an den heutigen Standorten fossiler Kraftwerke ableiten. Eine
Quantifizierung dieser Effekte ist im Rahmen dieser Studie nicht möglich. Über die
Dauer des Betriebs der deutschen Kernkraftwerke und die damit verbundenen Beschäftigungseffekte soll an dieser Stelle nicht spekuliert werden. Es sei allerdings der
Hinweis erlaubt, dass auch die Stilllegung und der Rückbau von Kernkraftwerken sehr
arbeitsintensive und über etliche Jahre andauernde Prozesse sind, so dass es nach der
Abschaltung eines Kernkraftwerks nicht zu einem abrupten Einbruch in der regionalen
Beschäftigungssituation kommt.
Die Energiewirtschaft hat wiederholt darauf hingewiesen, dass in Deutschland
investitionsfreundliche, langfristig stabile politische und rechtliche Rahmenbedingungen und in weiten Teilen auch die gesellschaftliche Akzeptanz der energiewirtschaftliche Investitionen fehlen. Dieses Manko ist aus Sicht der kommunalen
Energieunternehmen durch das Energiekonzept nicht aufgehoben, sondern sogar noch
verstärkt worden. Wie oben dargestellt, fühlen sich die kommunalen/regionalen
Stromversorger durch das Energiekonzept benachteiligt und viele von ihnen haben ihre
Investitionspläne nach unten revidiert, mit den entsprechenden negativen Beschäftigungseffekten in der Investitionsgüter- und der Bauindustrie und mittelbis langfristig in der Stromerzeugungsbranche.
328/390
Wie oben festgestellt wurde, findet in der Energiewirtschaft eine strategische
Verlagerung der Investitionstätigkeit in Richtung Erneuerbarer Energien statt. Dabei
richten Regionalversorger und größere Stadtwerke ihre Investitionen auch zukünftig
vorrangig regional aus, während bei den Verbundunternehmen eine (weitere) Verlagerung von Investitionen ins europäische Ausland zu erwarten ist. Dementsprechend ist
mit
erheblichen
positiven
im Bereich
der
EE-Anlagen-
produktion zu rechnen- auch aus den im Ausland realisierten Projekten - und
positiven
betrieblichen
aus
den
EE-Investitionen
in
Deutschland, die regional breit streuen. Bezüglich der regionalen Effekte spielt naturgemäß - die Offshore-Windenergie eine Sonderrolle, weil sich diese Effekte an
der Nord- und Ostseeküste konzentrieren. Insgesamt ist hier mit der Schaffung von
mehr als 10.000 dauerhaften Arbeitsplätzen zu rechnen.
Weitere positive regionale Beschäftigungseffekte sind infolge der Umsetzung der
regionalen Energie- und Klimaschutzstrategien zu erwarten, die in vielen Kommunen
und Landkreisen zu beobachten sind. Das Ausschöpfen lokaler bzw. regionaler EEund Effizienzpotenziale sowie das Streben der Stadtwerke und Regionalversorger nach
mehr Autonomie und Gestaltungsmöglichkeiten können sowohl in der Energiewirtschaft als auch in etlichen anderen Branchen (Baugewerbe, produzierendes
Gewerbe, Dienstleistungen) vielfältige Beschäftigungseffekte auslösen, die viele verschiedene Berufe und alle Qualifikationsniveaus betreffen.
6.5
Zwischenfazit zu den Beschäftigungstrends in
der Stromerzeugung
Die breite Untersuchung verschiedener Einflussfaktoren, die auf die Investitionen in der
deutschen Stromerzeugung wirken, führt zu dem Ergebnis, dass es bis über das Jahr
2020 hinaus keine Gefahr der Abwanderung der Stromerzeugung aus Deutschland gibt
und somit auch die starke Bedeutung dieser Branche für den deutschen Arbeitsmarkt
erhalten bleibt. Allerdings wird es hier in Zukunft, wie schon aus der Vergangenheit
bekannt, zu strukturellen Verschiebungen zwischen den Branchen, zwischen Qualifikationsniveaus und auch zwischen den Regionen kommen.
Arbeitsplatzverlusten im Bereich der konventionellen Stromerzeugung werden überproportionale Arbeitsplatzgewinne im Bereich der erneuerbaren Stromerzeugungstechnologien gegenüberstehen, die zudem den Vorteil haben, wegen der größeren
Dezentralität der EE breiter über die Republik verstreut zu sein. Der Beschäftigungszuwachs durch EE-Anlagen wird sich in vielen kleinen und mittelgroßen Unternehmen
überall im Land niederschlagen, auch in strukturschwachen Regionen, in denen es
heute keine Kraftwerke gibt.
329/390
Der Stromerzeugungsstandort Deutschland wird seine aktuell gute Position in Europa
auch bezüglich der Beschäftigungswirkungen halten können. Diese Einschätzung wird
durch die Erfahrung der letzten zehn Jahre untermauert, dass in Deutschland wie in
den anderen Mitgliedstaaten die nationale Politik vorrangig die heimischen EVU und die
heimischen Arbeitsplätze beschützt und nachrangig die EU-Vorgaben zur Energie- und
Klimaschutzpolitik
umsetzt.
Betrachtet
man
die
Attraktivität
verschiedener
europäischer Länder für energiewirtschaftliche Investitionen, so belegt Deutschland
hier nicht den ersten Platz. Das führt dazu, dass auch deutsche Energieunternehmen
häufig
in
anderen
Ländern
investieren.
Allerdings
wird
deshalb
von
der
Energiewirtschaft insgesamt in Deutschland nicht weniger investiert, es kommt
höchstens zu Verschiebungen zugunsten des Investitionsanteils regionaler und
kommunaler Unternehmen.
Deutschland hat eine besonders gute Ausgangsposition im Bereich der Erneuerbaren
Energien, das gilt für die ganze Wertschöpfungskette von der Anlagenproduktion über
die Projektentwicklung bis zum Betrieb. Mit dem starken Ausbau der EE-Stromerzeugung in ganz Europa bieten sich hier große Beschäftigungschancen, die in
Norddeutschland sogar zur Entstehung einer neuen Industrie im Bereich OffshoreWindenergie führen können. Hier könnte es auch zum Aufbau größerer Betriebe mit
einer hohen Mitarbeiterzahl kommen, während in den anderen Bereichen der EEStromerzeugung eine sehr kleinteilige Unternehmensstruktur vorherrscht.
Die Realisierung dieser Beschäftigungschancen hängt zentral an der Fortführung der
staatlichen Förderung durch das EEG. Eine ähnlich wichtige Rolle spielt auch die KWKFörderung, wenn es um die Absicherung und den Ausbau von Beschäftigungseffekten
im Bereich der Regionalversorger und Stadtwerke geht. Deren regionale Energie- und
Klimaschutzstrategien, die sowohl EE- als auch Effizienzpotenziale ausschöpfen wollen,
können sowohl in der Energiewirtschaft als auch in etlichen anderen Branchen
(Baugewerbe, produzierendes Gewerbe, Dienstleistungen) vielfältige Beschäftigungseffekte auslösen. Das hier vorhandene energiepolitische und beschäftigungswirksame
Potenzial scheint von der nationalen Politik bislang nicht erkannt worden zu sein.
Wie eingangs erwähnt, wird der erwartete Umbau der deutschen Stromerzeugung auch
zu strukturellen Verschiebungen innerhalb der Beschäftigten führen. Die befragten
Experten erwarten u.a. einen Wandel des Qualifikationsspektrums der Beschäftigten im
Sinne eines Upgrading/Ausbaus von Know-how von klassischen Berufsprofilen.
Während in der konventionellen Stromerzeugung die Zahl der Arbeitsplätze zurückgehen wird, wird der Netzbereich bestehen bleiben und an Bedeutung gewinnen, z.B.
durch die Integration neuer Speicher. Es kommt zu einem Umbau zu intelligenten
Netzen, zu einer Verbindung der Funktionen Stromtransport und (Tele-)Kommunikation mit höheren Ansprüchen an die Kernqualifikation der Beschäftigten.
Insgesamt wird eine branchenmäßige Dekonzentration der mit der Stromerzeugung
330/390
verbundenen Arbeitsplätze erwartet, eine breitere Verteilung auf viele verschiedene
Branchen mit einem hohen Anteil kleiner und mittelgroßer Betriebe. Das wird
vermutlich auch mit einer Abnahme des Organisationsgrads der Beschäftigten im
Bereich der Stromerzeugung verbunden sein.
Die langfristige Entwicklung der fossilen Energieerzeugung erscheint derzeit unsicher,
insbesondere diejenige der Braunkohleverstromung. Die Zukunft dieser beschäftigungs- und wertschöpfungsintensiven Stromerzeugung ist aufgrund der hohen
spezifischen CO2-Emissionen direkt mit der Zukunft der CCS-Technologie in
Deutschland verknüpft, die trotz der Fertigstellung eines Gesetzentwurfes derzeit nicht
wirklich gesichert scheint. Breite Proteste in der Bevölkerung und eine ablehnende
Haltung mehrerer Landesregierungen der aufgrund ihrer Geologie für CCS besonders
geeignet
erscheinenden
Bundesländer
könnten
langfristig
das
Aus
für
die
Braunkohleverstromung in Deutschland bedeuten. Außerdem dürften es die mit CCS
beschäftigten deutschen Anlagenbauer wahrscheinlich schwer haben, sich ohne
heimische Vorzeigeprojekte für Exportprojekte zu qualifizieren.
Stabile politische und regulatorische Rahmenbedingungen sind aus Sicht der Autoren
dieser Studie und der befragten Experten das entscheidende Kriterium für den Erhalt
der Wertschöpfung und der Arbeitsplätze in der deutschen Stromerzeugungsbranche.
Hier ist ein breiter politischer Konsens über die zukünftige Struktur der Energieversorgung, über die Förderung von EE- und Effizienztechnologien und über den Ausund Umbau der Netz-Infrastruktur notwendig. Neben dem politischen Konsens muss
zusätzlich die Akzeptanz der durch die Infrastrukturmaßnahmen direkt betroffenen
Öffentlichkeit eingeholt werden. Ohne diese Akzeptanz wird der auch aus Klimaschutzgründen notwendige Umbau der deutschen Stromversorgung nicht rechtzeitig
erfolgen, wird die Versorgungssicherheit nicht zu gewährleisten sein und werden die
oben genannten Chancen für mehr und höher qualifizierte Beschäftigung nicht
realisiert werden können.
Eine Verstärkung der Anstrengung zur Gewinnung der öffentlichen Akzeptanz für die
wichtigen energiewirtschaftlichen Investitionsprojekte steht derzeit auf der Agenda der
Regierung und der Energiewirtschaft. Ein Erfolg dieser Bemühungen ist wichtig, um die
Blockade millionenschwerer Investitionen aufzuheben. Er würde sich positiv sowohl auf
die Versorgungssicherheit als auch auf die Beschäftigungssituation in der Energiewirtschaft, in der Investitionsindustrie und in der Bauwirtschaft auswirken.
331/390
7
Die
zentrale
Forschungsfrage
dieser
Untersuchung
lautet:
Wie
können
gute
Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft für Investitionsentscheidungen mit
positiven regionalen Beschäftigungseffekten in Deutschland geschaffen werden?
Mithilfe einer umfangreichen Recherche der Situation in Deutschland, der Analyse der
energiewirtschaftlichen Lage in fünf weiteren ausgesuchten EU-Mitgliedstaaten und der
Befragung
von
22
Experten
wurden
Stärken
und
Schwächen
der
deutschen
Rahmenbedingungen für Investitionen in die Stromerzeugung ermittelt. Am Ende steht
nun die konkrete Frage: Wie können diese Rahmenbedingungen verbessert werden?
Welche
Energiewirtschaft,
vielleicht
gibt
für
basiert
die
dabei
es
für
die
Gesellschaft?
nicht
nur
auf
Energiepolitik,
für
die
Die
Erarbeitung
der
den
Überlegungen
der
Wissenschaftler vom Bremer Energie Institut, sondern ist das Ergebnis eines offenen
Diskussionsprozesses im Rahmen der letzten Sitzung des begleitenden Beirats für das
Forschungsprojekt, die am 24. Mai 2011 stattfand.
Die Handlungsempfehlungen sind überwiegend direkt aus den Aussagen der Experten
abgeleitet, die in den Interviews auf Defizite und Schwächen im Handlungsrahmen für
Investitionsentscheidungen hingewiesen und teilweise auch konkrete Forderungen
aufgestellt haben. Diese Aussagen sind in den verschiedenen Kapiteln der Studie als
„Expertenmeinung“ ausführlich dargestellt und sollen hier nicht noch einmal komplett
wiederholt werden. Die Autoren haben die vielen verschiedenen Handlungsvorschläge
bzw. Forderungen nach Themenfeldern sortiert und gewichtet, mit dem Ziel, eine
überschaubare Anzahl besonders wichtiger Handlungsempfehlungen in verschiedenen
Handlungsfeldern
herauszuarbeiten.
Dabei wurde versucht, das Spektrum
der
Einflussfaktoren für energiewirtschaftliche Investitionen in seiner ganzen Breite
abzudecken.
Abbildung 7–1 gibt eine Übersicht über zentrale Handlungsempfehlungen nach
Handlungsfeldern. Nachfolgend werden die Handlungsempfehlungen abschnittsweise
nach Handlungsfeldern dargestellt.
332/390
Abbildung 7–1:
Übersicht über zentrale Handlungsempfehlungen nach HandlungsHandlungsfeldern
333/390
7.1
Energiepolitische Grundausrichtung
Wichtige Themen/Handlungsfelder
•
Überparteilicher, langfristiger Konsens zur Energiepolitik
•
Energiemix, langfristige Rolle der verschiedenen Energieträger
•
Konsens bezüglich der hohen Bedeutung eines raschen Netzausbaus
Zentrale Forderungen/Fragen aus den Experteninterviews
•
Übergreifend stellen die Experten fest, dass die Energiewirtschaft einen langfristigen
gesellschaftlichen Konsens zur Energieerzeugung als Basis ihrer Investitionsentscheidungen
benötigt
•
Die politischen Rahmenbedingungen im Stromsektor müssen in erster Linie langfristig stabil
und verlässlich sein.
•
Ein parteiübergreifender politischer Kompromiss ist notwendig, da ansonsten jeder
Regierungswechsel die Gefahr einer energiepolitischen Neuausrichtung mit sich bringt. Aus
Sicht der energiewirtschaftlichen Experten erhöht jeder politische Dissens zwischen den
Parteien wesentlich das Risiko für längerfristige Investitionen, beispielsweise den Bau
fossiler Kraftwerke, die für eine Nutzungsdauer von 40-50 Jahren geplant werden.
•
Die
Experten
bemängeln
allgemein
ein
fehlendes
Leitbild
zur
zukünftigen
Erzeugungsstruktur und die daraus entstehende Investitionsunsicherheit
Die Politik, in Form der im Bundestag vertretenen Parteien, soll unter Einbeziehung aller
gesellschaftlich relevanten Gruppen einen stabilen, gesellschaftlichen
gesellschaftlichen Konsens zur zukünfti
zukünftigen
Struktur der Energieversorgung erarbeiten, um langfristig verlässliche Rahmenbedingungen für
Investitionen zu schaffen. Der Konsens sollte (mindestens) umfassen:
- Umfang und Dauer der Nutzung der Kernenergie
- Aussagen zur langfristigen Entwicklung des Energiemix in der Stromerzeugung
- Die Rolle der Erneuerbaren Energien in der Stromerzeugung und im Stromaußenhandel
- Ziele und Rahmenbedingungen für den Ausbau des Übertragungsnetzes in Deutschland
Es wäre wünschenswert, dass alle Parteien langfristig zu diesem Konsens stehen, da nur so die
Chancen einer effizienten Investitionsstrategie der Energiewirtschaft genutzt werden können.
Im Zentrum der künftigen Energiestrategie sollte ein langfristiges, schlüssiges
schlüssiges und konkretes
Leitbild zur angestrebten Erzeugungsstruktur stehen, welches in enger Zusammenarbeit
zwischen Politik, Energiewirtschaft und Energienutzergruppen entwickelt und verlässlich
umgesetzt wird.
334/390
7.2
Europäische Marktintegration
Themen/Handlungsfelder
•
Grenzüberschreitender Netzausbau
•
Harmonisierung der Netzregulierung
•
Harmonisierung in der Effizienzpolitik und in der Förderung der EE
•
Der Netzausbau muss in Deutschland und in ganz Europa mit dem EE-Ausbau abgestimmt
und dazu ein realistischer zeitlicher Fahrplan erarbeitet werden. Gleichzeitig wird eine
gesamteuropäische Systemoptimierung angemahnt.
•
Vorrangig müssen die heute bekannten Netzengpässe beseitigt werden. Parallel dazu sollte
auch die grundsätzliche Frage geklärt werden, welche Netzebene vorrangig gefördert
werden soll bzw. wo die Fördermittel am effizientesten eingesetzt werden können.
•
In
allen
drei
behandelten
Handlungsfeldern
(Wettbewerb,
Versorgungssicherheit,
Nachhaltigkeit) wäre eine EU-weite Harmonisierung des regulatorischen Rahmens aus
Expertensicht sinnvoll.
•
Mit Blick auf die Regulierung des Stromsektors gehen sämtliche Meinungen der Experten in
die Richtung, dass für eine Weiterentwicklung des europäischen Binnenmarktes u.a. neue
und harmonisierte Regulierungssysteme erforderlich sind. Insbesondere der Netzausbau
müsse auf europäischer/internationaler Ebene konzeptioniert und reguliert werden.
•
Für den mittelfristigen Zeitraum bis 2020 werden die Erfolgschancen (zur Festlegung von
verbindlichen Energieeffizienzzielen auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten) allgemein als gering
oder sehr gering eingeschätzt. Gleichzeitig betonen etliche der Experten, dass die
Festlegung verbindlicher Effizienzziele sinnvoll sei. Zwei Experten halten diesen Weg für
zwingend erforderlich.
Zur Erreichung der europäischen Klimaschutzziele sollte die Bundesregierung auf die EU-weite
Harmonisierung
im
Stromsektor
hinarbeiten.
Verbindliche
Zielvorgaben
der
EU
zu
Energieeffizienz und zum Infrastrukturausbau könnten zur Schaffung einer sicheren und
kohlenstoffarmen Stromversorgung beitragen, genau wie eine langfristige Harmonisierung der
Fördersysteme für Erneuerbare Energien sowie der Regulierungssysteme im Bereich der
Stromnetze.
In Deutschland und Europa muss der Netzausbau auf allen Ebenen mit dem Ausbau der
Erneuerbaren Energien abgestimmt werden. Dazu sollte ein realistischer Fahrplan entwickelt
werden.
Bei
der
Planung
des
Netzausbaus
sollte
auch
die
Dezentralisierung der Versorgungsstrukturen berücksichtigt werden.
335/390
Option
einer
stärkeren
7.3
Fossile Erzeugung
•
Abdeckung der Grundlast und Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit
•
CCS-Technologie
•
KWK, Fernwärme und Effizienz
•
Es müssen entsprechende Renditeaussichten für den Neubau fossiler Kraftwerke bestehen.
Angesichts sinkender Volllaststunden werden neue Vergütungssysteme gefordert, wie etwa
die Einführung eines Kapazitätsmarktes für Regel- und Reserveenergie. Auch im Grundlastbereich wird eine klare Weichenstellung für den Erhalt der fossilen Erzeugung in DE verlangt.
•
Die Politik muss die Konkurrenz zwischen EE-Ausbau und Erneuerung der Grundlastkraftwerke entschärfen, um langfristig ein Gleichgewicht in der Erzeugungsstruktur zu
ermöglichen.
•
Für die Weiterführung der Braunkohleverstromung ist die Entwicklung und Erprobung von
CCS-Technologien notwendig. Dafür sind die technischen und rechtlichen Voraussetzungen
zu schaffen und die Akzeptanzfähigkeit von CCS in Deutschland zu prüfen.
•
Neben den Möglichkeiten zur Speicherung von CO2 in Deutschland sollten auch Technologien zur stofflichen Nutzung von CO2 (weiter-)entwickelt werden. Dies wäre nicht nur für
die fossile Energieerzeugung, sondern auch für andere Industriezweige mit CO2-Ausstoß
und als Technologieförderung von Bedeutung.
•
Der
Bereich
wird
nach
Meinung
mehrerer
Experten
im
Energiekonzept unzureichend behandelt. Es sei unklar, wie sich die Rahmenbedingungen in
diesem Bereich künftig entwickeln würden.
•
CCS kann nur eine Brückentechnologie sein, mit dem Einsatzschwerpunkt in Ländern wie
China und Indien, wo der Zubau an Kohlekraftwerken groß ist.
In Deutschland ist der Ersatz alter fossiler Kraftwerke durch neue effizientere fossile Kraftwerke
zum Erhalt der Versorgungssicherheit, der nationalen Wertschöpfung und der Erreichung der
Klimaschutzziele unumgänglich. Damit in den nächsten 20-30 Jahren genügend fossile
Kraftwerke als „Brückentechnologie“ zur Verfügung stehen, müssen sie attraktive und langfristig
stabile Renditen erwirtschaften können. Die dafür notwendigen Rahmenbedingungen sind von
der Regierung zu schaffen.
Die Speicherung und die stoffliche Nutzung von CO2 stellen interessante Optionen der CO2-Vermeidung für Industrie und fossile Stromerzeugung dar. Die weitere Erforschung und Erprobung
dieser Technologien sollte gefördert werden
Zu Förderung und Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung vgl. auch die Handlungsempfehlung 7.2.
336/390
7.4
Zukunftsfähiges Marktdesign für die StromerStromerzeugung
•
Vergütungssystem für EE-Strom nach Abschluss der Markteinführungsphase
•
Preisbildung für Strom bei Dominanz der EE-Erzeugung: Können Strombörse und MeritOrder dann noch funktionieren?
•
Kapazitätsmärkte für (fossile) Regel- und Reservekraftwerke
•
Das EEG ist zur Unterstützung der Markteinführung der EE-Stromerzeugung geschaffen
worden. Einspeisevorrang und festgeschriebene Vergütungen widersprechen dem Leitbild
der liberalisierten Energiemärkte. Deshalb ist frühzeitig zu klären, wie der Erzeugungsmarkt
funktionieren kann (und soll), wenn die EE-Stromerzeugung einen dominanten Anteil stellt
und somit die Markteinführungsphase abgeschlossen ist.
•
Es müssen entsprechende Renditeaussichten für den Neubau fossiler Kraftwerke bestehen,
wie sechs Experten betonen. Angesichts sinkender Volllaststunden werden alternative
Vergütungssysteme gefordert, wie etwa die Einführung eines Kapazitätsmarktes für Regelund Reserveenergie.
•
Wie viel „Markt“ bleibt eigentlich bei einem EE-Anteil von 80% (mit Einspeisevorrang) und
bei Vorrang für Strom aus KWK übrig? Die Regulierungsvorschriften werden immer
komplexer – wäre eine komplette „Re-Regulierung“ des Strommarktes eventuell sogar
zielführender?
Die Vergütung der Stromerzeugung aus EE erfolgt nach anderen Regeln (EEG) als die der
konventionellen Stromerzeugung (Markt und Börse). Mittelfristig muss es eine Annäherung der
beiden Systeme bzw. ein neues „Marktdesign“ geben, das bei einer Dominanz der überwiegend
volatilen Stromerzeugung aus EE die Stromnachfrage und -erzeugung zum mengenmäßigen
Ausgleich bringt. Energiespeicherung und Nachfragesteuerung sind dabei ebenfalls zu
berücksichtigen. Die Bedeutung von Wettbewerb und Einspeisevorrang zur Erreichung der Ziele
Versorgungssicherheit, Nachhaltigkeit und Wirtschaftlichkeit sind zu definieren, ggf. in
Abhängigkeit vom Anteil der EE-Stromerzeugung.
Ein Sonderfall sind die Märkte für Regel- und Reserveleistung, die mit zunehmendem Anteil
volatiler EE-Stromerzeugung an Bedeutung gewinnen. Die Einführung eines Kapazitätsmarktes
oder
anderer
Anreizsysteme
für
die
Bereitstellung
von
Regel-
und
Reserveenergie,
entsprechender Speicher(-kraftwerke) oder gesteuerter Nachfrageveränderungen (Demand Side
Management DSM) wäre hier ein wichtiger Schritt, der gründlich zu prüfen ist.
337/390
7.5
Ausbau / Weiterförderung EE
Themen/Handlungsfelder
•
Fortsetzung des aktuellen Fördersystems für EE-Strom bis zur Erreichung der Ausbauziele?
•
Ausbau der EE-Stromerzeugung nur an optimalen Standorten oder „flächendeckend“ und
dezentral?
•
Ersatz des EEG-Fördersystems nach Abschluss der Markteinführungsphase
•
Zum EEG gibt es unterschiedliche Meinungen. Sechs Experten halten eine fortgesetzte Subventionierung durch Einspeisevergütungen im Sinne des EEG für notwendig und sinnvoll,
um die EE-Ausbauziele zu erreichen. Die Mehrzahl der Befürworter hält die jetzige
Förderhöhe und -form für ausreichend, lediglich ein Experte plädiert für einen Ausbau der
EE-Förderung.
•
Im Bereich der regenerativen Erzeugung sehen die meisten Experten den Ausbau der Windenergie als mittelfristige Priorität (sieben Nennungen), hiervon betonen zwei besonders den
Offshore-Ausbau: Die attraktiven Standorte für Onshore-Windenergie seien erschöpft,
andere mit der gegenwärtigen Subventionshöhe nicht rentabel. Ein anderer Experte sieht
dagegen das Repowering bestehender Standorte als wichtigen Beitrag. Drei Experten
erwähnen den Ausbau der Biomassenutzung, einer weist hier auch auf die Nutzungsmöglichkeiten ausländischer Potenziale hin (etwa in Polen).
•
Ein Vertreter der Stadtwerke weist auf die hohe Bedeutung integrierter lokaler und
regionaler Energie- und Klimaschutzstrategien hin, die den Ausbau der Erneuerbaren
Energien deutlich schneller und effizienter gestalten können.
Die konsequente Fortführung der Förderung der Erneuerbaren Energien ist notwendig, um die
gesetzten
Ausbauziele
zu
erreichen.
Dabei
muss
sich
das
Förderinstrumentarium
so
fortentwickeln, dass der Anstieg der Strompreise begrenzt und so die gesellschaftliche
Akzeptanz des EE-Ausbaus gewährleistet wird.
Beim Ausbau der EE-Stromerzeugung ist das gesamte Potenzial der EE in allen Regionen
Deutschlands zu nutzen. Damit könnte langfristig die öffentliche Akzeptanz des EE-Ausbaus
erhöht werden, da sich unvermeidbare Beeinträchtigungen der Bevölkerung gleichmäßiger
verteilen würden.
Zur
Weiterentwicklung
des
Vergütungs-
und
Fördersystems
für
EE-Strom
vgl.
die
338/390
7.6
Integration EE
•
Netzausbau
•
Regelenergie und Reservekraftwerke
•
Energiespeicher
•
Die Geschwindigkeit des Netzausbaus in Deutschland wird als nicht ausreichend
eingeschätzt. Angesichts des geplanten Ausbaus der EE wird prognostiziert, dass sowohl
Übertragungs- als auch Verteilnetze zunehmend an ihre Grenzen stoßen und innerhalb der
nächsten Jahre erhebliche Investitionen notwendig sind.
•
Die stärkere Dezentralisierung der Erzeugung und die Förderung intelligenter, dezentraler
Netze sollten als mögliche Teilalternativen zur europäischen Netzintegration durch einen
Ausbau der Übertragungsnetze genauer untersucht werden.
•
Im Bereich des Speicherausbaus wird eine Anschubfinanzierungen für notwendig gehalten.
Auf technischer Ebene wird mehr Forschung und Entwicklung gefordert, z.B. auch zu
Hybrid-Windkraftwerken mit Wasserstoffspeicherung bzw. zu chemischen Speichern im
Allgemeinen. Daneben sind auch Preis- und Fördersysteme für Energiespeicher zu
entwickeln.
•
Der Ausbau fossiler Regelenergie-Kapazitäten gilt als eine zentrale Voraussetzung für das
Erreichen der EE-Ausbauziele. Hier werden vor allem Investitionen in gut regelbare
Gasturbinen-Kraftwerke genannt und auch für dezentrale KWK-Anlagen werden Chancen
gesehen.
Von
zentraler
Bedeutung
für
die
Integration
der
EE
ist
die
Bereitstellung
von
Speichermöglichkeiten für das Lastmanagement. Dazu sollten in Deutschland alle vorhandenen
Möglichkeiten genutzt sowie die technischen und rechtlichen Möglichkeiten zur Nutzung
ausländischer (Pump-)Speicherkraftwerke geschaffen werden. Der Förderschwerpunkt für
Forschung und Entwicklung auf dem Gebiet der Speichertechnologien sollte ausgebaut werden.
Für die Integration der EE in die deutsche Stromversorgung ist eine Beschleunigung des Ausbaus
der Stromnetze (Übertragung und Verteilung) notwendig. Dazu erscheint es sinnvoll, Planungsund Genehmigungsverfahren zu straffen und gleichzeitig die Berücksichtigung lokaler Interessen
sicherzustellen, sowie stärkere Investitionsanreize für Netzbetreiber zu schaffen.
Zum Ausbau von Regel- und Reserveenergiekapazitäten vgl. die Handlungsempfehlung 4.2.
339/390
7.7
Einbeziehung der regionalen/kommunalen
Energiewirtschaft
•
Einbeziehung regionaler/kommunaler Energieunternehmen in die Energiepolitik
•
Stärkung der Energieeffizienz durch KWK-Ausbau
•
Die Belange der regionalen und kommunalen Energieunternehmen müssen in der
staatlichen Energiepolitik stärker berücksichtigt werden, da sie in erheblichem Maße zu
Wertschöpfung, Beschäftigung und Innovationsleistung im Stromsektor beitragen.
•
Von mehreren Experten wird die Bedeutung kommunaler und regionaler Initiativen für die
Entwicklung dezentraler Strukturen unterstrichen. So zeige beispielsweise der große Erfolg
des EU-Programms „Covenant of Mayors“ in Deutschland, dass Städte und Kommunen mehr
Autonomie und Gestaltungsmöglichkeiten bei der Energieversorgung anstreben. Ein
Vertreter der Stadtwerke weist auf die hohe Bedeutung integrierter lokaler und regionaler
Energie- und Klimaschutzstrategien hin, die den Ausbau der Erneuerbaren Energien
deutlich schneller und effizienter gestalten können.
•
Das 2007 vorgelegte integrierte Energie- und Klimaprogramm der damaligen Regierung sah
eine stärkere Förderung und konkrete Ausbauziele für effiziente KWK vor, davon sei im
aktuellen Energiekonzept nichts übernommen worden. Zudem stehe 2011 eine Evaluation
und Überprüfung der bisherigen KWK-Förderung an, was zur Unsicherheit in dem Sektor
beitrage. Der Experte fordert daher ein Fernwärmepaket, das neben einer längeren
Förderung für Neuanlagen und verbesserten Anreizen für die Modernisierung bestehender
Anlagen auch eine Förderung der Wärmenetzverdichtung und strengere Vorgaben zur
ökologischen Wärmeversorgung im Gebäudebestand beinhalte.
•
Die Fortsetzung und ggf. Verbesserung der KWK-Förderung kann auch den Aufbau
besonders effizienter Regelenergiekapazitäten unterstützen, weil Nah- und Fernwärmenetze die Möglichkeit zur Speicherung von Wärmeenergie bieten.
Regionalversorger und Stadtwerke sollten stärker als bisher in die energiepolitische Abstimmung
einbezogen
werden,
da
sie
in
großem
Maße
zu
Wertschöpfung,
Beschäftigung
und
Innovationsleistungen im Stromsektor beitragen.
Handlungsempfehlung
Die Förderung von KWK und KWKK sollte einen Schwerpunkt im regionalen/kommunalen Bereich
haben und dabei auch die industrielle KWK berücksichtigen. In den Kommunen können große
Potenziale zur Verbesserung der Energieeffizienz im Wärmesektor durch den Ausbau von Nahund Fernwärmenetzen erschlossen werden. Dies würde auch die Integration der EE im
Wärmesektor erleichtern.
340/390
7.8
Öffentliche Akzeptanz
•
Höherer Stellenwert des „Allgemeinwohls“ in der Gesellschaft
•
Gegengewicht schaffen zu den lokalen Kritikern
•
Planungsprozesse mit besserer Bürgerbeteiligung
•
Die Politik muss die Folgewirkungen von Investitionen, beziehungsweise ihres Ausbleibens,
besser kommunizieren. Stattdessen ließe sich die Politik gegenwärtig von den Protesten
Einzelner und ihrer medialen Verstärkung zu sehr beeinflussen und scheue sich, eine
ernsthafte Interessenabwägung im Sinne der Allgemeinheit vorzunehmen.
•
Zur Erhöhung der Akzeptanz fossiler Kraftwerksneubauten in Deutschland sind aktive
Bemühungen der Politik und der Energiewirtschaft notwendig. Die Debatte würde
gegenwärtig von den Kritikern beherrscht, dem sollte durch verbesserte Kommunikation
und Werbung begegnet werden. Die Effizienzvorteile neuer Kraftwerke sollten stärker
betont werden.
•
Anknüpfend an Informations- und Kommunikationsaktivitäten müssen Investoren und
Genehmigungsbehörden die Öffentlichkeit frühzeitig und ernsthaft am Planungsprozess
beteiligen. Allerdings, so halten drei Experten fest, muss dieser Prozess klar strukturiert
und systematisch ablaufen. Regeln, Handlungsspielraum und Zeithorizont müssten von
vorn herein klar sein, um auf der Sachebene handlungsfähig zu bleiben
Die Politik sollte zur Zukunft der Energieversorgung ein adäquates Partizipationsverfahren
erarbeiten und anwenden, das zur Integration der Bevölkerung in den Entscheidungsprozess
beiträgt. In einer
sachlichen Debatte könnte mit Verweis auf
die Mehrheitsmeinung ein
legitimes Gegengewicht zu den bisher dominierenden Stimmen der Kritiker aufgebaut werden.
Die Politik muss auf allen Ebenen die zentrale Rolle von Infrastrukturprojekten für die zukünftige
Energieversorgung verdeutlichen, auch wenn sie teilweise mit negativen Effekten verbunden
sind. Größere Nachteile/Schäden sind durch die Gemeinschaft auszugleichen. Eine einseitige
Belastung einzelner Bevölkerungsgruppen oder Regionen ist zu vermeiden. Es ist Aufgabe der
Politik, nach einem gesamtgesellschaftlichen Konsens und Ausgleich zu suchen.
Zur Erhöhung der öffentlichen Akzeptanz beim Aufbau von Kraftwerken, EE-Anlagen und Stromnetzen sind neue Planungsprozesse mit festem Zeithorizont einzuführen, die mehr Transparenz,
eine verbesserte Kommunikation und eine ernsthafte Beteiligung der betroffenen Bürger, aber
letztendlich auch die zeitnahe Durchsetzung von Verwaltungsentscheidungen sicher stellen.
341/390
7.9
Beschäftigungsstruktur
Verbesserte Rahmenbedingungen für Investitionen in die Stromerzeugung werden automatisch
zur Schaffung von zukunftsfähigen Arbeitsplätzen führen. Dabei werden sich die verschiedenen
Erzeugungs- und Versorgungstechnologien im Wettbewerb und im Rahmen der staatlichen
Förderung ihren Platz in der Energiewirtschaft erkämpfen müssen. Es erscheint den Autoren
dieser Studie deshalb nicht angemessen, hier Forderungen einzelner Experten nach der
Sicherung von Arbeitsplätzen in einzelnen Technologiebereichen als Handlungsempfehlung zu
präsentieren. Stattdessen werden Handlungsempfehlungen formuliert, die den zu erwartenden
Strukturwandel in der Belegschaft der Energiewirtschaft unterstützen und seine im Einzelfall
negativen Folgen abmildern.
•
Ausbildung für die zukünftig benötigten Berufsfelder
•
Fortbildung für Beschäftigte, die ihren Arbeitsplatz verlieren
•
Mobilitätshilfen für Personen, die in Folge einer geänderten Energiepolitik ihren Arbeitsplatz
verlieren
•
Klassische Berufsprofile aus dem Energiesektor werden eine Anpassung und Erweiterung
benötigen, um den veränderten Anforderungen Rechnung zu tragen. Im Netzbereich etwa
müssen die Fachkräfte, bedingt durch den Umbau zu intelligenten Systemen, künftig Qualifikationen in den Bereiche Energietechnik und Telekommunikation vereinen.
•
Bei einem zügigen Umbau der Stromversorgung werden zahlreiche Beschäftigte aus dem
traditionellen Erzeugungssektor mittelfristig ihren Arbeitsplatz verlieren. Für sie könnte der
Übergang in aufstrebende Branchen, wie etwa Windenergie, eine Perspektive bieten.
•
In den Regionen mit wachsender Bedeutung für die Stromerzeugung, etwa in den küstennahen Gebieten, muss ein ausreichendes Angebot an qualifizierten Arbeitskräften vorhanden sein. Jedoch sind schon heute Defizite wahrnehmbar.
Politik und Verwaltung sollten auf allen Ebenen den Strukturwandel in der Energiewirtschaft
durch eine qualifizierte Aus- und Fortbildung insbesondere derjenigen, die in diesem Prozess
ihren Arbeitsplatz verlieren, unterstützen. Dabei müssen auch die Unternehmen eine ihrer
besonderen Verantwortung gerecht werdende Rolle übernehmen. Wo erforderlich, sollten auch
Hilfen zur Verbesserung der regionalen Mobilität angeboten werden.
In den Bereichen Erneuerbare Energien, effiziente fossile Stromerzeugung, Energiespeicher und
moderne Netze sollten sowohl die beruflichen als auch die wissenschaftlichen Ausbildungskapazitäten ausgebaut werden. Hierzu müssen auch die Länderregierungen und die Unternehmen der Energiewirtschaft ihren Beitrag leisten. Außerdem sollte die Forschung und
Entwicklung in diesen Technologiebereichen verstärkt gefördert werden.
342/390
Literatur
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definitiver Entwurf vom 20. Januar 2010