Jan Trost ist ein optimistischer Mann. Der Ortsbürgermeister der württembergischen Kleinstadt Marbach am Neckar, 20 Kilometer nördlich von Stuttgart, gab die Hoffnung nicht auf.
Jahrzehntelang brummte am Rande der Geburtsstadt des Dichters Friedrich Schiller, zweieinhalb Kilometer flussaufwärts, ein Gas- und Dampfkraftwerk. Dann aber rief 2011 die Bundesregierung die Energiewende aus. Und die drei Blöcke, in der Leistung halb so groß wie ein kleines Kernkraftwerk, liefen immer immer seltener, zuletzt nur 100 Stunden oder gut vier Tage im Jahr. Darum beantragte der baden-württembergische Energiekonzern EnBW im Juli bei der Bundesnetzagentur in Bonn, den Verlustbringer stilllegen zu dürfen.
Damit wären in der 15.000-Einwohner-Gemeinde die rund 500 Jobs, die das Kraftwerk einst bot, endgültig verloren. Und die 30 Techniker, die den Meiler zurzeit noch in Schuss halten, müssten für immer das Licht ausmachen.
Doch dazu wird es nicht kommen. Die Bundesnetzagentur, die über den Kraftwerkspark wacht, untersagte die Stilllegung. Ortsvorsteher Trost freut sich, dass der alte Meiler als Reserve erhalten bleibt – für den Fall, dass die Stromversorgung im Südwesten Deutschlands durch ausbleibenden Windstrom aus dem hohen Norden gefährdet ist. Im Gegenzug erhält EnBW Geld vom konzerneigenen Stromnetzbetreiber, der die Kosten auf den Stromkunden umlegt. „Das ist eine gute Nachricht, an die wir immer geglaubt haben“, sagt Trost. Und einer der verbliebenen Kraftwerker meint: „Wir können doch nicht alle auf Museumswärter im Schillermuseum umschulen.“
Es ist keine zwei Wochen her, dass der neue Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) seine Pläne für eine Reform des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) und damit der Energiewende präsentierte. Mit neuen Vorschriften will der Sozialdemokrat die Kosten des Atomausstieges und der Umstellung der Stromproduktion von fossilen Energieträgern auf Wind und Solar bremsen.
Doch Gabriels Vorschlag enthält nicht nur weiterhin Treibsätze für Kostensteigerungen, vor allem für Deutschlands Industrieunternehmen. Mehr noch: Der Minister weiß auch, dass er den künftigen Aufwand für Reservekraftwerke à la Marbach bei der Reform der Energiewende noch gar nicht berücksichtigt hat. Denn darüber, ließ er in den Koalitionsvertrag schreiben, sei erst „mittelfristig“ zu reden.
Aber mittelfristig ist bald. Denn schon 2016, in zwei Jahren, will die Bundesregierung einen Mechanismus in Gang setzen, den es in Deutschland bisher nicht gab: Statt ausschließlich für den verbrauchten Strom zu bezahlen, sollen die Kunden künftig auch für Kraftwerke aufkommen, die die Energieversorger wie in Marbach lediglich in Reserve halten. Dazu soll ein sogenannter Kapazitätsmarkt etabliert werden, der die bisherige Versorgungssicherheit gewährleistet. Im Klartext: Wenn Wind- und Solarkraftwerke nicht genügend Volt und Ampere produzieren, sollen fossile Kraftwerke einspringen, die ansonsten aber auf Standby stehen.
Zeitdruck
Wie groß der Zeitdruck ist, machten Ende Januar Bayerns Ministerpräsident Horst Seehofer (CSU) und sein baden-württembergischer Kollege Winfried Kretschmann (Grüne) klar. Ausdrücklich forderten sie die Bundesregierung auf, „neue Förderinstrumente für konventionelle Kraftwerke zu beschließen, um die Grundlastversorgung mit Strom zu sichern“. Die beiden Landeschefs blicken mit Sorge auf die Abschaltung des bayrischen Kernkraftwerks Grafenrheinfeld im Jahr 2015, bei der auf einen Schlag 1400 Megawatt wegfallen.
Noch kann niemand genau sagen, wie teuer ein doppelter Boden für die Energieversorgung in ganz Deutschland genau wird. Experten gehen aber davon aus, dass den Stromkunden zusätzliche Kosten drohen, die sich in den ersten zehn Jahren auf einen mittleren zweistelligen Milliardenbetrag addieren könnten. Damit käme zur EEG-Umlage ein weiterer dicker Batzen.
Die Zeit drängt, denn der vorrangberechtigte Ökostrom überschwemmt so sehr das Netz, dass sich die Betreiber von Kohle- und Gaskraftwerken zu immer schmerzhafteren und teureren Einschnitten gezwungen sehen. Nach einer Studie der Unternehmensberatung A.T. Kearney im Auftrag der WirtschaftsWoche mussten die Versorger in Deutschland, bedingt durch die Energiewende, gigantische Summen auf ihr Kraftwerksvermögen abschreiben. Allein bei den vier Konzernen E.On, RWE, Vattenfall und EnBW sowie den acht großen Stadtwerken wie Köln, Leipzig, München oder Mannheim addiert sich dieser Wertverlust von 2011 bis heute auf 6,4 Milliarden Euro. Nicht darin enthalten sind die vielen anderen Versorger.
Wie schwer die Energiewende die Branche trifft, zeigt der Fall RWE. Deutschlands zweitgrößter Versorger hinter E.On erklärte am vergangenen Dienstag, in den letzten drei Monaten des vergangenen Jahres 3,3 Milliarden Euro seines Vermögens abgeschrieben zu haben, davon 2,9 Milliarden Euro auf nicht ausgelastete konventionelle Kraftwerke. Dadurch werden die Essener 2013 wahrscheinlich zum ersten Mal in der Unternehmensgeschichte rote Zahlen schreiben. Und das ist nicht das Ende. „Das Tempo der Wertvernichtung hat in den vergangenen drei Jahren richtig Fahrt aufgenommen“, sagt A.T-Kearney-Berater Kurt Oswald über die Betreiber konventioneller Kraftwerke.
Sichtbarster Ausdruck der Verwüstungsspur, die der Ökostrom im deutschen Kraftwerkspark hinterlässt, sind die Anträge auf Stilllegungen, die der Bundesnetzagentur vorliegen. Danach wollen die Versorger aktuell 37 von gut 330 Kraftwerksblöcken für immer abschalten. Die Anlagen reichen aus, um fast ein Viertel der deutschen Haushalte ein Jahr mit Strom zu versorgen. Und die Zahl der Meiler, die die Betreiber aussortieren wollen, weil sie wohl nie mehr Gewinne machen werden, steigt rasant. Vor Weihnachten waren es noch 26 Blöcke, über den Jahreswechsel kamen elf dazu.
Unterbeschäftigt durch die Energiewende
Brisant wird die Lage für die Politiker, weil es unter den Beschäftigten langsam rumort, die zur Untätigkeit verdammt werden und um ihre Jobs fürchten. „Keines unserer konventionellen Kraftwerke befindet sich in der Gewinnzone“, klagte EnBW-Chef Frank Mastiaux im November bei einer Anhörung des Stuttgarter Landtages. „Man muss sich das vorstellen, dass in einem fossilen Kraftwerk, das nur einige Hundert Stunden im Jahr läuft, gut 300 Beschäftigte das ganze Jahr kaum oder gar nichts zu tun haben.“
Schätzungen der Energiekonzerne zufolge sind derzeit gut 200.000 Mitarbeiter in fossilen Kraftwerken in Deutschland durch die Energiewende unterbeschäftigt. Holger Grzella, Betriebsratsvorsitzender der E.On-Tochter Kraftwerke Ruhr mit den Kohlemeilern Datteln, Scholven, Shamrock und Knepper, berichtet von vielen Mitarbeitern, die die Zeit mit Putz- und Ausbesserungsarbeiten totschlügen. „Das drückt auf die Stimmung. Schließlich identifizieren sich die Beschäftigten mit der Anlage, und es ist für sie schwer, wenn sie nicht benötigt wird.“ E.On denkt sogar schon über Kurzarbeit in den Ruhr-Kraftwerken nach, heißt es aus der Konzernzentrale in Düsseldorf.
Seit gut einem Jahr dürfen Kraftwerksbetreiber unwirtschaftlich gewordene Anlagen nicht mehr einfach stilllegen, sondern benötigen das Plazet der Bundesnetzagentur. Die will auf diese Weise verhindern, dass nach Abschaltung von acht Atommeilern 2011 die Stromversorgung in Deutschland kollabiert. Deshalb prüft die Behörde bei jedem zur Stilllegung gemeldeten Kraftwerk, ob es für die Versorgung einer Region „systemrelevant“ ist. Wenn ja, verdonnern die Beamten den Betreiber, die Anlage gegen eine Kompensationszahlung einsatzfähig zu halten. Für das Kraftwerk in Marbach kann EnBW nach Insiderschätzung jährlich mit 20 Millionen Euro rechnen, die letztlich auf die Stromkunden umgewälzt werden.
Anlagen wie in Marbach in ein umfassendes, möglichst marktwirtschaftliches und kostengünstiges System einzubetten ist wohl der komplizierteste Teil der Energiewende. „Noch gibt es keine ganz klaren Vorstellungen“, heißt es im Bundeswirtschaftsministerium. RWE-Chef Peter Terium, der gerade eine gigantische Kapitalvernichtung einräumen musste, geht die Diskussion über den Kapazitätsmarkt offenbar zu langsam: „Es braucht Jahre, so einen Kapazitätsmarkt vorzubereiten. In dem Moment, wo man ihn braucht, hat man keine Zeit mehr.“
Doch es gibt erste Eckpunkte. Diese besagen, dass es bis 2018 einen Kapazitätsmarkt in Deutschland mit einer Leistung von gut 30.000 Megawatt geben soll. Das entspricht rund 50 mittelgroßen fossilen Kraftwerken und der dreifachen Leistung, die die Betreiber zurzeit gern stilllegen würden. Mit der 30.000-Megawatt-Reserve könnte gut ein Drittel der Höchstleistung von 87.000 Megawatt abgedeckt werden, die bisher in Deutschland nachgefragt wurden. Gleichzeitig würde diese Reserve 60 Prozent der sogenannten Grundlast absichern, die in Deutschland Tag und Nacht konstant benötigt wird, besonders von energieintensiven Industrieunternehmen.
Großes Sicherheitsnetz
Die Auseinandersetzung wird darum gehen, ob das Sicherheitsnetz für die Wind- und Solaranlagen tatsächlich so groß ausfallen muss, nach welchem Muster es gestrickt sein soll und welche Kraftwerke dazu herangezogen werden sollen. Auf welchen Streit sich die Bundesregierung dabei gefasst machen muss, deutete bereits EU-Energiekommissar Günther Oettinger an. Er will „nur im Ausnahmefall“ zulassen, dass Kraftwerksbetreiber für die Vorhaltung von Reserveanlagen Geld erhalten.
Mit wie viel Extraeinnahmen die gebeutelten Versorger tatsächlich rechnen können, wird davon abhängen, auf welches Modell sich die große Koalition einigt. Die Unterschiede sind zum Teil beträchtlich. Insgesamt stehen fünf Modelle zur Debatte, die sich im Wesentlichen durch mehr oder weniger marktwirtschaftliche Elemente auszeichnen (siehe Tabelle Seite 43).
- Im sogenannten Auktionsmodell, das in den USA praktiziert wird, würde die Netzagentur in politisch festgesetztem Umfang Kraftwerkskapitäten ersteigern, die als Reserve herhalten müssten. Zwar wird dadurch die Versorgungssicherheit nicht von den Marktteilnehmern, sondern vom Staat festgesetzt. Bei der Auswahl der Kraftwerke hält sich der Staat jedoch völlig heraus. Die Chancen dieses Modells in Deutschland bewertet Patrick Graichen, Direktor des Berliner Energie-Thinktanks Agora, allerdings als gering: „Das Modell begünstigt bestehende Kraftwerke und bietet weniger Gestaltungsmöglichkeiten mit Blick auf die anstehenden Energiewende-Herausforderungen.“ Auf die Stromkunden kämen durch das Auktionsmodell Zusatzkosten von vier bis sechs Milliarden Euro zu.
- Im Modell des sogenannten fokussierten Kapazitätsmarktes dagegen würde die Bundesnetzagentur Kraftwerkskapazitäten nach bestimmten Kriterien ersteigern, etwa besonders effiziente oder mit Gas betriebene Anlagen. Dieses Modell präferiert Gabriels neu berufener Staatssekretär Rainer Baake, der zuvor Agora leitete. Kritik daran kommt von der halbstaatlichen Energieagentur Dena, die politische Willkür bei der Auswahl der Kraftwerkstypen befürchtet, die die Reserve bilden sollen. Wenig Hoffnung, zum Zuge zu kommen, könnten sich dann zum Beispiel wohl die Betreiber der 37 zur Stilllegung beantragten Anlagen machen. Denn unter ihnen sind so manche Luftverpester, etwa das Ölkraftwerk Ingolstadt. Die Kosten des fokussierten Kapazitätsmarktes sind für die Stromkunden höher als im Auktionsmodell.
- Die im Bundesverband der Elektrizitäts- und Wasserwirtschaft organisierten Energiekonzerne und großen Regionalversorger bevorzugen die Ausgabe von Zertifikaten für Versorgungssicherheit, zu deren Erwerb die Stromkunden gezwungen werden sollen. Dadurch könnte jeder Verbraucher selbst entscheiden, welche Versorgungssicherheit er wünscht, und Angebot und Nachfrage würden den Preis bestimmen. Das Modell hat ähnliche Nachteile wie das Auktionsmodell, wäre aber vermutlich deutlich preiswerter.
- Ginge es nach den eher kleineren Stadtwerken im Verband der Kommunalen Unternehmen, sollte es den Stromverbrauchern freigestellt sein, derartige Sicherheitszertifikate zu erwerben. Das würde den Stadtwerken ermöglichen, mit einer Vielfalt von Tarifmodellen auf Kundenfang zu gehen. Der Vorstand eines großen Energieversorgers ist jedoch skeptisch: „Ob dieses Modell auf Basis der Freiwilligkeit wirksam ist, darf bezweifelt werden.“
- Gäbe es gar keinen Kapazitätsmarkt, wie es EU-Energiekommissar Oettinger am liebsten hätte, wäre das Marktwirtschaft pur. Angebot und Nachfrage nach Versorgungssicherheit und somit nach Reservekraftwerken würden sich, so die Idee, frei entfalten und sich ausgleichen. Experten warnen jedoch vor der Illusion, Unternehmen würden bei kurzzeitigen exorbitanten Preissteigerungen wegen großer Stromknappheit ihre Nachfrage nach Strom einfach drosseln. Stattdessen würden sie die Produktion stoppen. Die Aussicht, dass die Politiker dies riskieren, scheint gering.
Bei der Dena kursiert eine weitere Idee. „Wir halten eine europäische Lösung für sinnvoll und arbeiten derzeit an einem deutsch-französischen Modell für Kapazitätsmärkte“, sagt Agentur-Chef Stephan Kohler. Zurzeit lotet die Dena zusammen mit dem Verband der französischen Kraftwerkswirtschaft die Chancen für einen gemeinsamen Kapazitätsmarkt aus. Eine Studie dazu soll im März vorgestellt werden.
Großen Einfluss auf die Entscheidung der Bundesregierung dürfte der Energie-Thinktank Agora haben, dessen Ex-Chef Baake von Wirtschaftsminister Gabriel zum Staatssekretär bestellt wurde. Agora wird von den Gründerfamilien der Metro (Mercator-Stiftung) und von den amerikanischen Familien Hewlett und Packard finanziert. Die deutschen Strommanager haben mit Baake einen eingefleischten Grünen vor sich, der früher Staatssekretär seines Parteifreundes und ehemaligen Umweltministers Jürgen Trittin war. Der 58-Jährige gilt als Anhänger des fokussierten Kapazitätsmarktes, bei dem der Staat vorgibt, welche Art von Kraftwerken die Reserve für wind- und sonnenarme Tage bilden soll.
Fällt die Entscheidung dazu erst „mittelfristig“, wie im Koalitionsvertrag vorgesehen, haben die Versorger davon erst mal wenig. „Nach RWE könnten dann auch E.On und EnBW längst in den roten Zahlen gelandet sein“, fürchtet ein Brancheninsider.
