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Streitfragen! Die Energie- und Wasserwirtschaft im Dialog | Das Magazin 01|2012

S.20 Odyssee im Nordmeer? Herausforderungen Offshore: Bei der Energiewende geht es um mehr als nur um den Zubau erneuerbarer Kapazitäten. In 18 Jahren sollen Offshore-Windparks so viel Leistung liefern wie 20 Atomkraftwerke. Wenn wir den Netzausbau nicht schaffen, riskieren wir Investitionsruinen.

S.16

S.36

S.46

»Investitionen in Kraftwerke rechnen sich derzeit nicht.«

Wer finanziert den Um- und Ausbau?

Kontroverse ums Gas

Deutschland droht ein Mangel an Gas- und Kohlekraftwerken, warnt Harald Noske, Stadtwerke Hannover

Dezentrale Kraftwerke und Stromnetze – attraktive Investitionsobjekte für Bürger und Versicherer?

Dr. Gernot Kalkoffen, ExxonMobil, und Henning Deters, Gelsenwasser, im Gespräch


Liebe Leserin, Lieber Leser,


die Energiewende ist das größte Infrastrukturprojekt der deutschen Nachkriegszeit und das komplexeste. Wie unter dem Brennglas wurde das jüngst an zwei Themen deutlich. Zum einen bei den kritischen Engpasssituationen im süddeutschen Stromnetz im Februar. Den ersten, reflexhaften Schuldzuweisungen an vermeintlich „zockende“ Stromhändler folgen zunehmend differenziertere Argumentationen. Relative Sicherheit über die Ursachen werden wir erst im April haben. Es scheint aber, dass viele Effekte, von Gaslieferengpässen bis zu starker Stromnachfrage aus Frankreich, zusammentrafen. Zweitens die Netzanbindung von Offshore-Windkraftanlagen. Finanzierungs- und Haftungsrisiken, technische Komplexität und regulatorische Prozesse kommen hier zusammen. Bei der Energiewende geht es um viel mehr als den Zubau erneuerbarer Kapazitäten. Wir haben für dieses Magazin verschiedene Perspektiven, von der Finanzierung über die Technik bis zum Naturschutz, zusammengebracht. Neue Akteure wie private Investmentfonds bringen ihre eigenen Sichtweisen auf Risiken und Renditen mit. Mit ihnen gemeinsam müssen wir uns Gedanken über das künftige Marktdesign machen, sonst werden wir etwa für konventionelle Reservekraftwerke keine wirtschaftlich tragfähige Lösung entwickeln können. Nicht alle politischen Akteure finden sich in den Mühen dieser Ebene zurecht. Beispiel Kosten der Energiewende: Seit Beginn der Liberalisierung 1998 ist der Teil des Strompreises bei Haushaltskunden, für den unsere Mitgliedsunternehmen zuständig sind – Erzeugung, Transport und Vertrieb – um acht Prozent gestiegen. Steuern, Abgaben und Umlagen, für die der Staat verantwortlich zeichnet, stiegen um 178 Prozent. Vielleicht unterschreibt die Politik ja den nächsten Brief, in dem ein Mitgliedsunternehmen seinen Kunden Preisanpassungen erläutert, einfach mit? Tragfähige Kompromisse findet man nur im Dialog. Das zeigt auch der Kompromiss zwischen Energie- und Wasserwirtschaft in Sachen Gas aus unkonventionellen Lagerstätten. Streitfragen müssen ja nicht im Streit enden. In diesem Sinne wünsche ich Ihnen bei der Lektüre unseres Magazins viel Spaß und neue Einsichten! Ihre

Hildegard Müller

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S.12 systemisches Denken im Mittelpunkt

Forschung und Entwicklung können die Energiewende erleichtern, meint Dr. Karl Eugen Huthmacher, Bundesforschungsministerium. Nach seiner Ansicht wird neues Know-how gespeist aus einem Gemeinschaftswerk der Wissenschaft

S.06

S.32

»Der Ausbau der Erneuerbaren Gefahr für die Industrie senkt die Börsen-Strompreise.«

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S.44 Vier Fragen an Wolfgang Eisele

Bundesumweltminister Dr. Norbert Röttgen sieht die

Oliver Bell, Hydro Aluminium Deutschland GmbH,

Die Landeswasserversorgung Stuttgart will bei der

Energiewende als Chance für den Industriestandort

fürchtet um den Standortvorteil „sichere Stromver-

Festlegung von Windrad-Standorten mitreden

Deutschland

sorgung“

Streitfragen 01|2012


Ausbau der Erneuerbaren

S.06

FOKUS Finanzierung

»Der Ausbau der Erneuerbaren senkt die Börsen-Strompreise.«

S.36

Dezentrale Kraftwerke und Stromnetze – attraktive Investitionsobjekte für Bürger und Versicherer? Hans-Joachim Wegner, DKC GmbH, und Georg Friedrich Sommer, Commerzbank, erläutern ihre Sichtweise

Bundesumweltminister Dr. Norbert Röttgen sieht die Energiewende als Chance für den Industriestandort Deutschland

S.12

»Wir rücken systemisches Denken in den Mittelpunkt.«

S.40

Dr. Karl Eugen Huthmacher, Bundesforschungsministerium, will durch neues Wissen die Energiewende voranbringen

S.16

S.20

Herausforderung Offshore

Neun Experten beschreiben die Hindernisse für den Ausbau von Windparks auf See und skizzieren Lösungen

WASSERWIRTSCHAFT

S.44

Vier Fragen an Wolfgang Eisele

Die Landeswasserversorgung Stuttgart will bei der Festlegung von Windrad-Standorten mitreden

S.46

Kontroverse ums Gas

Dr. Gernot Kalkoffen, ExxonMobil, und Henning Deters, Gelsenwasser, im Gespräch zum Thema unkonventionelle Erdgas-Lagerstätten

FOKUS Versorgungssicherheit

S.32

Vorfahrt für frei gebildete GroSShandelspreise

Stefan Judisch, RWE Supply & Trading, sieht das freie Spiel der Marktkräfte zunehmend behindert

»Investitionen in Kraftwerke rechnen sich derzeit nicht.«

Harald Noske, Stadtwerke Hannover, warnt vor Stillstand beim Bau neuer Kohle- und Gaskraftwerke

Wer finanziert den Um- und Ausbau?

Gefahr für die Industrie

Oliver Bell, Hydro Aluminium Deutschland GmbH, fürchtet um den Standortvorteil „sichere Stromversorgung“

S.34

Drei Fragen an Dr. Bernd Benser

Bei GridLab in Cottbus trainiert Schaltpersonal für den sicheren Betrieb elektrischer Netze

Impressum Herausgeber

BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin streitfragen@bdew.de www.bdew.de Redaktion

Mathias Bucksteeg Sven Kulka

Konzept und Realisierung

Kuhn, Kammann & Kuhn GmbH, unter Mitarbeit von Roland Horn (Fotografie), Wolf Szameit (Redaktion). Meltem Walter (BDEW)

Druck und Verarbeitung

tuschen GmbH, Dortmund Redaktionsschluss: April 2012

Bildnachweis

gettyimages: Titelseite; BDEW / Roland Horn: U2, S. 12–13, 15, 32–33, 34–35, 44–45; Hannibal Hanschke: S. 4–5; laif: S. 6–7; Julian Rentzsch: S. 20–31

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12 000 Riesige, bis zu sieben Meter lange Eiszapfen zierten Anfang Februar 2012 den Kühlturm des Kraftwerks Reuter-West in Berlin. Da während der Kälteperiode die Flüsse und Kanäle zugefroren waren, erfolgte die Versorgung per Güterzug. 12 000 Tonnen Kohle wurden wöchentlich geliefert und vor der Lagerung aufwendig enteist. Das Kraftwerk in Siemensstadt versorgt insgesamt 20 000 Haushalte.


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»Der Ausbau der Erneuerbaren senkt die BörsenStrompreise.«

Dr. Norbert Röttgen

ist als Bundesminister für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit maßgeblich an der Realisierung der Energiewende beteiligt. Die Landtagswahl in Nordrhein-Westfalen im Mai 2012 könnte ihm einen neuen Job bescheren: Röttgen tritt als CDU-Spitzenkandidat an.

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Deutschlands Rolle als Industrieland wird durch die Energiewende gestärkt, meint Bundesumweltminister Dr. Norbert Röttgen. Bewältigt das Land die anstehenden Herausforderungen, sieht er erhebliche technische und wirtschaftliche Chancen. Auch nach dem Moratorium sind in diesem Winter die Lichter in Deutschland nicht ausgegangen. Dafür musste aber in die Netze eingegriffen werden, um die Stabilität zu sichern. Was haben Sie gelernt nach diesem Winter?

Im Jahr 2050 soll der Anteil der Erneuerbaren am Bruttostromverbrauch 80 Prozent betragen. Schnell müssen diese daher in den Markt integriert werden. Könnte das Quotenmodell eine Lösung sein?

Dr. Norbert Röttgen An den kalten Tagen hat sich gezeigt, wie gut unsere Energieversorgung funktioniert. Die Stromversorgung war zu jeder Zeit sicher, wir hatten gleichzeitig die niedrigsten Börsenstrompreise in Europa und wir haben gewaltige Mengen exportiert. Wenn wir zuletzt einige Male in die Nähe kritischer Situationen gekommen sind, dann lag das nicht an den erneuerbaren Energien oder an den abgeschalteten Kernkraftwerken, sondern an einigen Stromspekulanten. Aber wir dürfen uns nicht ausruhen: Das Stromnetz muss dringend ausgebaut werden, hier sind wir im Rückstand. Das ist eine Sünde der Vergangenheit, denn die großen Stromkonzerne hatten jahrelang kein echtes Interesse daran, in die Übertragungsnetze zu investieren. Das ändert sich jetzt; ich erwarte, dass die Marktakteure die großen, wirtschaftlich interessanten Potenziale in diesem Bereich schnell umsetzen.

Röttgen Das EEG hat sich als Instrument zum Ausbau der erneuerbaren Energien bewährt und ist deshalb auch Vorbild für vergleichbare Mechanismen in vielen anderen Ländern. Es ist kein Zufall, dass wir im internationalen Vergleich einen Trend weg von den Quoten- und hin zu den Einspeisemodellen feststellen können. Das EEG ist naturgemäß kein statisches Instrument, sondern muss – gerade mit Blick auf den vorgesehenen Ausbaupfad und das Zusammenspiel der verschiedenen Energieträger – kontinuierlich weiterentwickelt werden. Mit der zum Jahresanfang in Kraft getretenen Novelle des EEG haben wir eine Markt- und eine Flexibilitätsprämie für erneuerbaren Strom eingeführt, der direkt vermarktet wird. Die aktuelle Neuregelung der PV-Förderung wird darüber hinaus wirksame Anreize setzen, Solarstrom selbst zu verbrauchen bzw. zu vermarkten.

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Röttgen Kapazitätsmärkte würden neben dem heutigen Strommarkt einen neuen Markt schaffen und verlangen eine viel stärkere zentrale Planung durch den Regulator. Besser ist, wenn die Marktakteure selbst den optimalen Mix zwischen den genannten Flexibilitätsoptionen finden. Um die Versorgungssicherheit zu garantieren, falls der Markt bei dieser Aufgabe versagen sollte, diskutieren wir derzeit verschiedene Möglichkeiten. Wir sollten alle Flexibilitätsoptionen nutzen, um die Versorgung sicherzustellen und die fluktuierenden erneuerbaren Energien zu integrieren. Priorität haben Netze, um in Deutschland und Europa Strom dorthin zu bringen, wo er gebraucht wird, z. B. nach Süddeutschland. Auf der Nachfrageseite werden Energieeffizienz und Lastmanagement stark dazu beitragen, die Last zu verringern bzw. zeitlich zu verschieben und die Verteilnetze zu entlasten.

Das Bundeskartellamt bezweifelt die OffshoreAusbauziele. Die Gründe: fehlende Netzanschlüsse, zu lange Planungsverfahren, fehlende finanzielle Sicherheiten. TenneT schlägt die Gründung einer Deutschen Netz AG vor, die den Ausbau von Overlay-Netzen finanziert und steuern soll. Ein Ansatz, der aus Ihrer Sicht funktioniert? Röttgen Der deutlich beschleunigte OffshoreAusbau ist ja der eigentliche Grund dafür, dass es nun zu Problemen bei der Planung und Finanzierung der Netzanbindungen gekommen ist. Es müssen relativ schnell relativ viele Projekte gleichzeitig realisiert werden. Das ist inzwischen Gegenstand intensiver Beratungen zwischen den Netzbetreibern, den Windpark-Investoren und der Bundesregierung.

Deutschland hat eine Vorreiterrolle beim Klimaschutz: Doch die ist teuer erkauft – auch damit, dass energieintensive Unternehmen ihre Produktion ins Ausland verlagern. Haben Sie Verständnis für diese Sorge? Röttgen Deutschlands Rolle als starkes Industrieland wird durch die Energiewende insgesamt deutlich gestärkt: Die Bewältigung der Herausforderungen ist mit erheblichen technischen und wirtschaftlichen Chancen verbunden. Hier hat sich ein Milliardenmarkt nicht nur in Deutschland entwickelt. Gleichzeitig stützen wir trotz unserer ambitionierten Klimaziele die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Unternehmen. Gerade energie- und stromintensive Unternehmen erhalten mittlerweile eine viel weiter gehende Befreiung von der EEG-Umlage, als das früher der Fall war. Infolge

»Die Stromkonzerne hatten jahrelang kein Interesse daran, in die Übertragungsnetze zu investieren.«

Der Zubau von erneuerbaren Energien erfordert unter anderem den Leitungsausbau, mehr Stromspeicher und Ausgleichskraftwerke. Preisspitzen könnten den Energiemarkt zukünftig bestimmen, im Gespräch sind auch Kapazitätsmärkte. Was ist die Lösung?

des so genannten „Merit-Order-Effekts“ bewirkt der Ausbau der erneuerbaren Energien eine deutliche Absenkung der Börsen-Strompreise. Das kommt den Unternehmen mehr als den Privatverbrauchern zu Gute. Nach Zahlen des BDEW ist der Strompreis für Industriebetriebe im Vergleich zum Vorjahr sogar gesunken. Zusammen mit den weiteren Vergünstigungen, etwa den großzügigen Ausnahmeregelungen bei der Energiesteuer, der Befreiung von Netzentgelten, der weitgehenden Entlastung von der Kraft-Wärme-Kopplungsumlage sowie Entlastungen bei der Konzessionsabgabe werden Entlastungen im zweistelligen Milliardenbereich pro Jahr erreicht. Hat der Emissionshandel noch eine Zukunft? Brauchen wir eine künstliche Verknappung der Zertifikate? Röttgen Das sind zwei unterschiedliche Themen. Erstens: Selbstverständlich hat der Emissionshandel eine Zukunft. Und diese Zukunft hat schon längst begonnen: In der dritten Handelsperiode 2013 – 2020 wird der Emissionshandel endlich nach EU-weit einheitlichen Regeln ablaufen. Damit sind Wettbewerbs-

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verzerrungen zwischen den Mitgliedstaaten der EU ausgeschlossen. Es existieren ab 2013 sowohl ein gemeinsames europäisches Emissionsbudget als auch EU-weit einheitliche Allokationsregeln und -mechanismen. Insgesamt haben wir mit dem europäischen Emissionshandel ein sehr zukunftsfähiges und effizientes Instrument, mit dem sichergestellt werden kann, dass wir die jeweils festgesetzten Emissionsobergrenzen sicher einhalten werden. Zweitens, zu der Frage, ob die Obergrenzen für die Zeit bis 2020 nicht zu großzügig angesetzt sind: Wir sehen derzeit in der Tat ein deutliches Überangebot an Zertifikaten am Markt. Durch die Wirtschaftskrise in den letzten Jahren sind die Emissionen insgesamt geringer als die verfügbare Zertifikatemenge. Vor diesem Hintergrund können wir heute über eine Anhebung der Klimaschutzziele ganz anders reden als noch vor drei Jahren. Ich setze mich nachdrücklich mit vielen meiner Kollegen und Kolleginnen aus den anderen europäischen Mitgliedstaaten dafür ein, dass das europäische Klimaziel für 2020 von derzeit minus 20 Prozent in Richtung auf minus 30 Prozent gegenüber 1990 angehoben wird. Das deutsche Klimaziel von minus 40 Prozent bis zum Jahr 2020 entspricht diesem Anspruchsniveau übrigens schon heute. Auf dieser Basis könnte bereits kurzfristig die Lenkungswirkung des Emissionshandels wiederhergestellt werden.

»Heute können wir über eine Anhebung der Klimaschutz ziele anders reden als vor drei Jahren. «

Bisher hieß es, teure Rohstoffpreise beschleunigen die Energiewende. Doch fossile Energieträger haben weltweit noch immer den größten Anteil an der Primärenergie. Müssen die Rohstoffpreise noch weiter steigen?

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Röttgen Die Preise für energetische Rohstoffe sind auf den für die deutsche Wirtschaft relevanten Beschaffungsmärkten im Jahr 2011 auf historische Höchststände gestiegen. Diese Entwicklungen waren eine wesentliche Ursache für den Anstieg der Energiepreise auch für die Endverbraucher. Gleichzeitig sind die Kosten für erneuerbare Energien deutlich gesunken. Heute schon sind erneuerbare Energien vielfach billiger als fossile Energieträger.

Nordrhein-Westfalen ist EEG-Verlierer: Unter den Bundesländern der größte Stromverbraucher, auf der Einnahmeseite stehen allerdings nur wenige Ökostrom-Anlagen, erst recht wenig Photovoltaik. Unterm Strich zahlt NRW drauf. Gibt es einen Ansatz, dieses Ungleichgewicht aufzulösen? Röttgen Ja, die jetzige Landesregierung hat die Energiewende bislang verschlafen. Das kann man ändern. Ich sehe für NRW noch ganz erhebliche Potenziale für Wachstum und Arbeitsplätze in den Bereichen erneuerbare Energien, Umwelttechnologien und Energieeffizienz.

Die Europäische Kommission will mit der Energieeffizienz-Richtlinie bis 2020 ein Fünftel Energie einsparen. Besonders umstritten ist Artikel 6 der Richtlinie: Energieversorger sollen jährlich eine Einsparquote von 1,5 Prozent ihres Vorjahresabsatzes erfüllen. Wie geht es hier weiter? Röttgen Die Bundesregierung hat zu Art. 6 der Energieeffizienz-Richtlinie Ende Februar eine klare Position eingenommen. Der Vorschlag der Bundesregierung enthält eine verbindliche Zielfestlegung mit hoher Flexibilität bei der Umsetzung. Die Mitgliedstaaten sollen die Wahlmöglichkeit haben, ob sie jeweils innerhalb von drei Jahren ein verbindliches Ziel zur Steigerung der Energieeffizienz von 6,3 Prozent oder einer relativen Senkung des Energieverbrauchs von 4,5 Prozent jeweils gegenüber einer dreijährigen Referenzperiode festlegen. Nach dem Vorschlag sollen die Mitgliedstaaten zur Einhaltung der Ziele verpflichtet werden und nicht die Energieunternehmen. Die Wahl der Maßnahmen bleibt dabei den Mitgliedstaaten überlassen.


Das EEG: Wer zahlt, wer profitiert?

– 1 957 Baden-Württemberg

+ 1 595

– 2 202

+ 3 302

– 377 Berlin

– 422

– 135 Bremen

+ 16

– 238

+ 30

Bayern

Brandenburg

Hamburg

– 770 Hessen

– 170

+ 28 + 784

+ 479

Mecklenburg-Vorpommern + 386

– 1 330 Niedersachsen + 1 685

– 3 543 Nordrhein-Westfalen + 1 291

– 696 Rheinland-Pfalz + 570

– 39 Saarland + 83

– 554 Sachsen + 404

– 408 Sachsen-Anhalt + 602

– 343 Schleswig-Holstein + 722

– 343

Mittelabfluss

Thüringen

+ 303

Mittelzufluss

Die Zahlungsströme aus Sicht der Bundesländer (2011) Der Saldo entsteht dadurch, dass die Nachholung 2011 für zu wenig bezahlte EEG-Umlage im Jahr 2010 von den Verbrauchern im Jahr 2011 bezahlt werden musste (Abflüsse bei den Verbrauchern), die Anlagen-Betreiber dieses Geld via EEG-Vergütung aber schon 2010 erhalten haben (Zufluss für Anlagenbetreiber).

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»Wir rücken systemisches Denken in den Mittelpunkt.«

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Die Energiewende wirft viele Fragen auf, die durch Forschung und Entwicklung beantwortet werden können. Dr. Karl Eugen Huthmacher vom Bundesforschungsministerium setzt deshalb auf neues Know-how – gespeist aus einem Gemeinschaftswerk der Wissenschaft.


»Die Technologieentwicklung muss viel besser abgestimmt werden. Das betrifft insbesondere das Zusammenwirken von erneuerbaren Energien und herkömmlicher Energieerzeugung.« Herr Dr. Huthmacher, Deutschland steht vor dem Komplettumbau der Energieversorgung und dann das: Der Energiebranche mangele es an Innovationskraft, sagte Matthias Kurth, kurz bevor er das Amt des Präsidenten der Bundesnetzagentur abgab. Was ist dran an der Aussage? Dr. Karl Eugen Huthmacher Es ist richtig, dass die Energiebranche in weiten Teilen ein Beharrungsvermögen hatte. Schon vor der Energiewende hätte man erkennen können, in welche Richtung die Entwicklung geht. Und das gilt nicht nur für die Energieversorger, es gilt auch für die Photovoltaik-Indus­ trie, die sich der Konkurrenz aus Asien nicht rechtzeitig mit neuen Ideen entgegengestellt hat. Zurzeit versuchen wir das zu korrigieren, etwa mit dem 100-Millionen-Photovoltaik-Forschungsförderprogramm in Kooperation mit dem Bundesumweltministerium.

Auch wenn Technologien ausgereift sind und zu akzeptablen Kosten zur Verfügung stehen, werden sie oft nicht eingesetzt. Die Erforschung der Akzeptanz ist ein wichtiger Punkt Ihrer Arbeit. Welche ersten Ergebnisse gibt es? Huthmacher Ich spreche ungern von Akzeptanz, weil damit der Eindruck verbunden ist, es gehe nur darum, dass die Bürgerinnen und Bürger das von der Politik Erdachte akzeptieren sollen. Es geht bei der Neugestaltung unseres Energiesystems um einen neuen integrativen Ansatz. Der wichtigste neue Aspekt in der künftigen Forschungsagenda ist, dass wir das systemische Denken in den Mittelpunkt rücken. Darunter verstehen wir zwei Dinge: Erstens muss die Technologieentwicklung viel besser abgestimmt werden. Das betrifft insbesondere das Zusammenwirken von erneuerbaren Energien und herkömmlicher Energieerzeugung. Zweitens geht es aber auch darum, im künf-

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tigen Energiesystem besser die Bedürfnisse der Bürgerinnen und Bürger einzubeziehen und deren Ideen einzubringen. Nachfrageforschung, Verhaltensforschung und die Frage „Wie beteiligen wir Bürgerinnen und Bürger am Ausbau der Infrastruktur, der Netze und Speicher, bei gleichzeitigem Bemühen um zügige Verfahren?“ verlangen durchdachte Lösungen. Was heißt das in der Praxis? Huthmacher Betrachten wir ein konkretes Beispiel aus unserer Forschung. Hier ging es um den Bau neuer Windkraftanlagen. Voraussetzung für die Beteiligung ist Transparenz. Es muss nachvollziehbar sein, warum ein bestimmter Standort ausgewählt wurde. In einem unserer Projekte wurden Bürgerinnen und Bürger gebeten, mitzuteilen, was ihnen zum Beispiel Artenschutz und ein gewisser Mindestabstand zur Wohnung in Geld wert sind. Das Ergebnis war eine Art Landkarte der optimalen Standorte in einer Region und damit Transparenz der Standortentscheidung. Von den beteiligten Praxispartnern wurde bestätigt, dass dadurch der Ausbau der Windenergie schneller vorankam.

Ein Förderschwerpunkt im 6. Energieforschungsprogramm der Bundesregierung liegt bei erneuerbaren Energien. Welche konventionelle Erzeugungsart wird die Bundesregierung verstärkt fördern? Huthmacher Bis 2050 soll der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch 80 Prozent und der Anteil am BruttoEndenergieverbrauch 60 Prozent betragen. Das bedeutet: Fossile Energieträger werden auch noch lange einen wesentlichen Beitrag zu unserer Energieversorgung leisten müssen. Daher gilt es, die Systemintegration von Kraftwerksprozessen weiter zu optimieren und deren Flexibilität zu erhöhen, die Effizienz weiter zu steigern, Emissionen zu reduzieren und neue technologische Optionen zu erschließen. Diese Aspekte werden vor allem im Förderschwerpunkt „Kraftwerkstechnik und CCS-Technologien“ des Bundeswirtschaftsministeriums verfolgt. Wichtige Themen sind Dampfkraftwerke, Gasturbinen und Gas-und-DampfKraftwerke.

Trotz des Ausstiegs aus der Kernenergie bis 2023: Was muss noch an Forschung und Entwicklung im Bereich der Kernenergie und Endlagerung geleistet werden? Huthmacher Wir brauchen auch weiterhin nukleare Sicherheitsforschung. Das Bundesforschungsministerium fördert mit seiner nuklearen Sicherheits- und


Entsorgungsforschung die Ausbildung wissenschaftlichen Nachwuchses und trägt auf diese Weise dazu bei, dass Deutschland auch in Zukunft über die nötigen Experten und ausreichend Fachkompetenz verfügt. Insbesondere auch für den künftigen Rückbau der Kernkraftwerke und die Lösung der Endsorgungsfragen. Das BMBF hat einen Schwerpunkt bei der Grundlagenforschung. Was können wir erwarten? Huthmacher Im 6. Energieforschungsprogramm hat das BMBF die Projektförderung auf folgende Forschungsagenda fokussiert: erneuerbare Energie, Energieeffizienz, Energiespeicher und neue Materialien, Umbau der Städte, Monitoring und Systemanalysen. Noch wichtiger ist, dass auch die institutionelle Energieforschung mit einem Finanzvolumen von fast einer halben Milliarde pro Jahr gemeinsam von Helmholtz, Fraunhofer und Max-Planck auf die Ziele der Energiewende ausgerichtet wird.

Wie beurteilen Sie die Situation bei den Fachkräften und beim wissenschaftlichen Nachwuchs? Huthmacher Die Sicherung des Fachkräftebedarfs gehört zu einer der wichtigsten politischen Aufgaben der näheren Zukunft. Mit dem laufenden Wissenschaftsjahr „Zukunftsprojekt Erde“ wollen wir beispielsweise auch Interesse an dem Bereich „Energie“ wecken und den Beruf des Wissenschaftlers als attraktiv und zukunftsweisend präsentieren. Dies reicht von Informationsveranstaltungen für Schülerinnen und Schüler bis zur gezielten Förderung von Nachwuchswissenschaftlern. Sowohl in der universitären als auch in der außeruniversitären Forschungslandschaft gibt es eine neue Prioritätensetzung für das Thema Energiewende. Wir unterstützen das nachdrücklich.

Die Förderung von Forschung und Entwicklung ist auf verschiedene Ministerien verteilt. Wie werden die Förderprogramme und Fördergelder koordiniert? Huthmacher Die Ministerien fördern im Rahmen ihrer Zuständigkeiten: Das Bundesministerium für Forschung und Bildung konzentriert sich auf die Grundlagenforschung, während Umweltministerium, Landwirtschafts- und Wirtschaftsministerium anwendungsorientiertere Projekte unterstützen. So werden Überschneidungen und Doppelförderungen vermieden. Die Energiewende verlangt einen engen Schulterschluss der Ressorts, wir arbeiten intensiv daran. Anstelle veralteten Ressortdenkens setzen wir auf neue Kooperationsformen in der Bundesregierung. Bei den Speichertechnologien hat die Zusammenarbeit der Ressorts nach Auffassung aller Beteiligten – auch aus der Wirtschaft – hervorragend funktioniert. Durch das konzertierte Vorgehen der Ministerien hat diese Maßnahme ihre besondere Schlagkraft entfalten können. So soll, muss und wird es in der Zusammenarbeit weitergehen.

Dr. Karl Eugen Huthmacher

leitet die Abteilung „Zukunftsvorsorge – Forschung für Grundlagen und Nachhaltigkeit“ im Bundesministerium für Bildung und Forschung und beschäftigt sich unter anderem mit der Zukunft der Energieversorgung und den Potenzialen neuer Umwelttechnologien.

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In den n채chsten 20 Jahren erreicht etwa die H채lfte der Kohle- und Gaskraftwerke das Ende der 체blichen Lebensdauer. Neue oder modernisierte konventionelle Anlagen m체ssen dann die Versorgung sichern. Doch im Moment lohnen sich solche Investitionen nicht, warnt Harald Noske, Technischer Direktor der Stadtwerke Hannover.

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Har ald Noske

ist Mitglied des Vorstands der Stadtwerke Hannover AG. Im BDEW beschäftigt er sich als Vorsitzender des Lenkungskreises Stromerzeugung mit aktuellen Herausforderungen und den Perspektiven der Elektrizitätswirtschaft.

Herr Noske, Sie gehen davon aus, dass durch den Ausbau der erneuerbaren Energien und steigende Energieeffizienz innerhalb der nächsten 20 Jahre die Stromerzeugung in herkömmlichen Kraftwerken halbiert wird. Brauchen wir vor diesem Hintergrund überhaupt neue Erzeugungsanlagen in nennenswertem Umfang? Har ald Noske Das kommt darauf an. Volkswirtschaftlich wäre es sinnvoll. Betriebswirtschaftlich geht es wohl nicht. Getrieben durch die langfristigen politischen Ziele wird die konventionelle Stromerzeugung bis 2030 mit hoher Wahrscheinlichkeit zur Hälfte durch erneuerbare Energien und weitere Effizienz-Fortschritte ersetzt werden. Der Ausbau der Erneuerbaren ist dabei wohl ein Selbstläufer, da er von allen gesellschaftlichen Gruppen getragen wird. Bei der Energieeffizienz, also der konsequenten Energieeinsparung auf der Nachfrageseite und der Steigerung der Energieumwandlungswirkungsgrade auf der Angebotsseite, fehlt es aber noch gewaltig an funktionsfähigen Umsetzungsmechanismen. Insofern ist es keineswegs sicher, dass es insbesondere beim Strombedarf zu den politisch gewünschten Reduktionen kommt. In Verbindung mit der extrem volatilen Charakteristik der Stromerzeugung aus Sonne und Wind muss man aber in jedem Fall davon ausgehen, dass der größte Teil der heute verfügbaren konventionellen Kraftwerke hinsichtlich ihrer Kapazität auch weiterhin benötigt wird. Sie brauchen allerdings nur noch halb soviel elektrische Arbeit zu erzeugen, das heißt, die durchschnittliche Auslastung der Kraftwerke sinkt dramatisch. Neue Kraftwerkskapazitäten braucht es also nur in dem Umfang, wie vorhandene Anlagen aus technischen oder wirtschaftlichen

Gründen an ihr Lebensende kommen und stillgelegt werden. In den kommenden 20 Jahren erreicht die Hälfte der Kraftwerkskapazitäten auf Basis von Kohle oder Erdgas das übliche maximale Alter von 45 bis 50 Jahren. Dazu kommen weitere stillzu­ legende Kernkraftwerke. Neue, im Bau befindliche Kraftwerkskapazitäten können lediglich etwa ein Viertel dieser abgängigen Leistung ersetzen. Die dann rechnerisch noch fehlende Kapazität kann durch weitere Neubauprojekte oder durch Lebensdauerverlängerung bei Bestandskraftwerken dargestellt werden, je nachdem wofür die besseren Anreize im Markt bestehen. Wenn tatsächlich Kraftwerke ersetzt werden müssen: Welchen wirtschaftlichen Schwierigkeiten begegnen Investoren derzeit beim Kraftwerksbau? Welche Anreize bestehen aktuell? Was müsste gegebenenfalls geschehen, um Milliarden-Investitionen in langlebige Anlagen attraktiver zu machen? Noske Aus ökonomischer Sicht wird es auf absehbare Zeit keine hinreichend verlässliche Wirtschaftlichkeitserwartung für Kraftwerksneubauten geben. Dazu sind die Strommarktpreise in Relation zu den Brennstoff- und CO2-Preisen viel zu niedrig. Momentan sind nicht einmal die laufenden Betriebsfixkosten für Personal, Instandhaltung und Versicherung mit den oberhalb von variablen Kosten erzielbaren Margen zu finanzieren, schon gar nicht ein Retrofit oder Neubau.

Aufgrund der systematischen Reduktion der Megawattstunden-Marktpreise durch die weiter wachsende Stromerzeugung aus Erneuerbaren ist nach dem Merit-OrderPrinzip auch keine Veränderung in Sicht. Das preissetzende Kraftwerk ist auf absehbare Zeit der konventionelle SteinkohleBlock, dessen Kapazität immer mal wieder als Ersatz- und Regelanlage benötigt wird, der jedoch für seine wenige produzierte Arbeit lediglich Preise in der Nähe seiner variablen Kosten erwirtschaftet. Damit kann er seine Fixkosten nicht decken. Daraus resultiert glasklar, dass künftig auch die Kapazitätsvorhaltung vergütet werden muss, nicht nur die erzeugte elektrische Arbeit. Womit wir zwangsläufig beim Stichwort Kapazitätsmarkt ergänzend zum Energy-only-Markt sind. Solche Kapazitäts-Vorhalte-Preise könnten zwischen Kraftwerks-Investoren und Netzbetreibern, die diese Kraftwerkskapazitäten zur jederzeitigen Netzstabilisierung und Ausregelung von Erzeugung und Verbrauch dringend benötigen, ausgehandelt werden. Ein entsprechender Mechanismus existiert bereits heute im kleinen Segment des Regelenergie-Marktes für Sekundärregelleistung. Er funktioniert sicher auch zum Erhalt von bestehender Kraftwerkskapazität und zum Anreiz von Neubau-Kapazität. Dabei wird ein Bestandskraftwerk, auch im Falle notwendiger Retrofit-Maßnahmen, natürlich immer preiswerter sein als eine Neu-Investition. Betriebswirtschaftlich entsteht damit eine Tendenz zur andauernden Lebensverlängerung von Altanlagen, trotz deren schlechterer Wirkungsgrade und höherer Emissionen gegenüber Neubauten. Letztere kann man also vorrangig nur aus volkswirtschaft­lichen Gründen wollen.

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»De facto sind wir dann bei Vorhalte-Leistungspreisen oder Kapazitätsprämien.« Neben technischen und wirtschaftlichen Fragestellungen wird zunehmend auch die Akzeptanz zum Stolperstein für Kraftwerksneubauten. Was kann getan werden, um etwa den Widerstand von Anwohnern aufzulösen? Wer sollte hier etwas tun? Noske Das Thema Akzeptanz betrifft ja inzwischen jede Art von InfrastrukturMaßnahmen. Ich denke, das Thema ist schwierig und einfach zugleich. Eigentlich sollte es für jeden Bürger und Funktionär gleichermaßen einfach sein zu erkennen, dass unsere diversen Infrastruktur-Systeme gerade in ihrer Quantität und Qualität eine wesentliche Grundlage für unser erfolgreiches Wirtschaftssystem und unseren komfortablen Lebensstil sind. Andererseits ist es offensichtlich sehr schwer, den Einzelnen oder kleine Gruppen Betroffener davon zu überzeugen, dass gelegentlich auch ihre individuelle Toleranz gefragt und entscheidend ist. Ich glaube, Gesellschaft und Politik tun noch nicht genug dafür, die Zusammenhänge offen und ehrlich aufzuzeigen sowie Betroffene immer konsequent zu Beteiligten zu machen. Darüber hinaus fehlt es an Mut und Klarheit, nach einer angemessenen Minimierung von gegebenenfalls

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negativen Auswirkungen zu suchen und anschließend – letztlich im Sinne des Gemeinwohls – auch Entscheidungen gegenüber Individual-Interessen durchzusetzen. Was passiert, wenn sich die aktuellen Rahmenbedingungen für Kraftwerksneubau und Ertüchtigung vorhandener Anlagen nicht ändern? Haben wir dann eines Tages zu wenige Kapazitäten und gefährden die Versorgungssicherheit? Wenn ja: Wann genau könnte es kritisch werden? Noske Die schrumpfenden Margen im Energy-only-Markt werden in Kombina­ tion mit der Voll-Auktionierung der CO2– Emissionszertifikate den Bestandskraftwerken die zur Fixkosten-Deckung erforderlichen Deckungsbeiträge entziehen. Neubauten rechnen sich schon gar nicht. Der Stilllegungsdruck steigt. Er trifft die Anlagen in der Reihenfolge ihrer variablen Erzeugungskosten. Die alten Gaskraftwerke zuerst, dann die Steinkohle-Anlagen. Konkrete Stilllegungen in diesem Bereich sind bereits von einigen Betreibern avisiert. Weitere werden folgen. Die bevorstehende Betriebsaufnahme einiger im Bau befindlicher neuer Anlagen

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wird diesen Prozess noch ein wenig abfedern. Aber spätestens um 2020 herum, in einzelnen Regionen eher, werden Netzbetreiber gegen Kraftwerksstilllegungen protestieren, weil sie die Kapazitäten für den zuverlässigen Netzbetrieb weiterhin benötigen. Daraus wird sich eine Zahlungs­ bereitschaft der Netzbetreiber entwickeln müssen, um Kraftwerkskapazitäten verfügbar am Netz halten zu können. De facto sind wir dann bei Vorhalte-Leistungspreisen oder Kapazitätsprämien. Für diese Instrumente fehlt im Moment noch die Akzeptanz bei Politik und Regulierung. Das wird sich ändern müssen, um die Versorgungssicherheit zu erhalten. Zukünftige Strom-, Gas- und Kohlepreise sowie die Kosten für die CO2Zertifikate sind die maßgeblichen Einflussfaktoren dafür, ob jemand in ein Kraftwerk investiert oder nicht. Aber: Sind diese überhaupt planbar? Noske Da sprechen Sie in der Tat ein größeres Problemfeld an. Die Weltmarktpreise für Energierohstoffe sowie die europäischen Strom- und CO2-Marktpreise sind in ihrer Entwicklung kaum mehr prognostizierbar. Die Preisbildungsmechanismen sind zudem nicht miteinander verknüpft, wenn der Kohlepreis in Asien entsteht, der Gaspreis dem Öl oder den Shale-Gas-Funden in Amerika folgt und der Strompreis stark vom deutschen EEG beeinflusst wird. Neben fundamentalen Faktoren wie Ressourcen-Verknappung und Nachfrage-Anstieg tragen politische, wirtschaftliche und andere exogene Faktoren wie Fukushima zu erheblicher Unsicherheit bei. Die Prognostizierbarkeit sämtlicher dieser Faktoren ist nicht mehr gegeben. In solch einem Umfeld bleiben Investi­ tionen in neue Kraftwerke sehr schwierig und unwahrscheinlich. Relativ verlässlich ist allein, dass das volkswirtschaftliche Großprojekt „Energiewende“ stattfinden wird. Ein notwendiger Baustein darin ist, dass konventionelle Kraftwerke in Zeiten ohne Sonne und Wind zwar weiter benötigt, aber vom aktuellen MWh-Markt nicht mehr „wertgeschätzt“, also nicht mehr finanziert werden. Ein kluges Projekt-Management müsste an dieser Stelle eingreifen und das Markt-Design so ändern, dass die erforderlichen „Teil-Projekte“ auch betriebswirtschaftlich funktionieren.


Leistungsbilanz erzeugung Gigawatt Sonstige Erneuerbare

51,1

50,8

Nicht einsetzbare Leistung

Wasserkraft

9,7

6,4

Revisionen

Sonstige

4,8

Ausfälle

6,3

5,1

Erdgas

22,1

4,8

Reserve für System-DL

7,2 3,5 16,0

Steinkohle

12,5

Verbleibende Leistung

80,6

Last

29,5 25,4

Braunkohle

21,2 19,3

Kernenergie

20,3

VERFÜGBARE LEISTUNG 160,2

16,9

GESICHERTE LEISTUNG 93,1

LAST

Bei den konventionellen Erzeugungstechnologien ist der Unterschied zwischen gesicherter und verfügbarer Energie sehr gering. Die erneuerbaren Energien stehen nur mit einem geringen Anteil ihrer tatsächlich installierten Leistung gesichert zur Verfügung. Sie liefern eine sehr volatile Einspeisecharakteristik. Vorschau 3. Mittwoch im Januar 2011, 19 Uhr (Vorschau vom Herbst 2010).

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Herausforderung Offshore

Bis 2030 sollen Windkraftanlagen mit 25 Gigawatt installierter Leistung auf dem offenen Meer errichtet werden. Das entspräche etwa der Leistung von rund 20 Atomkraftwerken. Um das ehrgeizige Ziel zu erreichen, sind viele Hindernisse zu überwinden: Der richtige Standort, der Bau, die Finanzierung oder die Netzanbindung – überall bleiben Fragen offen. Neun Vertreter von Unternehmen, Behörden und Organisationen schildern die Herausforderungen der Offshore-Stromerzeugung.

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»Die GröSSte Herausforderung? die Finanzierung!«

Sven Becker, Sprecher der Geschäftsführung von Trianel. Der Stadtwerke-Kooperation gehören über 100 Gesellschafter und Partner aus dem kommunalen Bereich an.

Schätzungsweise 100 Milliarden Euro müssten investiert werden, um die Windkraft-Ziele der Bundesregierung zu erreichen. Sven Becker, Sprecher der Geschäftsführung von Trianel, erwartet ein klares Signal der Politik in Sachen Finanzierung. Bis 2030 soll nach den Vorstellungen der Bundes­ regierung die Offshore-Windenergie auf 25 000 Megawatt ausgebaut werden. Bei dieser Vision klaffen allerdings Anspruch und Wirklichkeit weit auseinander. Die ursprünglich bis 2020 angestrebten 10 000 Megawatt sind nach dem heutigen Erkenntnisstand schon nicht mehr erreichbar. Laut dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) wurden bislang 28 Windparks mit insgesamt rund 2 000 Windanlagen genehmigt, von denen ganze drei Windparks im Bau sind. Drei weitere Windparks mit zusammen knapp 30 Windrädern und einer Gesamtleistung von derzeit 135 Megawatt speisen bereits Strom ins Netz ein. Technisch wären die Zielvorgaben also zu erreichen. Hürden für einen schnellen Ausbau der Offshore-Windenergie sind aufwändige Genehmigungsverfahren und die Standortbedingungen. Windparks müssen in Deutschland sehr weit vor den Küsten in großen Wassertiefen errichtet werden. Zusätzlich führen Probleme bei der Netzanbindung dazu, dass der Bau nur langsam vorankommt. Ohne rechtsverbind­ liche Netzanschlusszusagen aber sind weder die hochkomplexe und stark witterungsabhängige Bauplanung geschweige denn die Finanzierung oder gar die Bestellung der Komponenten möglich. Dies bedeutet konkret, dass der Ausbau der Windenergie auf See hohe Eigenkapitalquoten fordert. Das Verhältnis von Investitionsrisiken und Renditeerwartungen gerät im schlechtesten Fall durch die vielfältigen Unwägbarkeiten in Schieflage. Viele Projekte, wenige engagierte Banken

Die größte Herausforderung ist nach wie vor die Finanzierung von Offshore-Windparks. Geschätzt müssen in den nächsten 20 Jahren rund 100 Milliarden Euro in den Ausbau investiert werden, um die Ziele der

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Bundesregierung zu erreichen. Bei einer Projektfinanzierung (im Gegensatz zu einer Unternehmensfinanzierung) wird durch die andauernde Finanzmarktkrise eine Vielzahl von Banken benötigt, um das notwendige Fremdkapital aufzubringen. Auf die hohe Anzahl der geplanten Projekte kommen jedoch nur wenige Banken, die Offshore-Windparks finanzieren. Seit 2008 entwickelt Trianel zusammen mit 33 Stadtwerken und regionalen Versorgungsunternehmen den Trianel Windpark Borkum, dessen erste Ausbaustufe von 200 Megawatt zum Jahreswechsel 2012/13 ans Netz gehen wird. Geplant ist eine zweite Ausbaustufe von 200 Megawatt auf dann insgesamt 400 Megawatt mit einem Investitionsvolumen von weiteren  800 Millionen Euro. Bei den derzeitigen Rahmenbedingungen ist es allerdings ungewiss, wie diese Investitionsentscheidung ausfallen wird. Eines steht fest: Durch den Baubeginn der nächsten Projekte in der Nordsee werden die Erfahrungen für die Marktteilnehmer schnell wachsen. Es besteht allerdings die Gefahr, dass nach dieser ersten Welle von Projekten der Offshore-Markt erneut einen Dämpfer erhält. Um dies zu verhindern, sollten insbesondere bei der Kapitalbeschaffung und -bereitstellung Schwerpunkte seitens der Regierung gesetzt werden. Ein Ausbau des KfW-Programms für Offshore-Windparks würde hier das richtige Signal setzen.

»Die Anlagen müssen Extrembelastungen aushalten.«

Monika Breuch-Moritz, Präsidentin des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie. Die Behörde genehmigt OffshoreWindparks und stellt Informationen für die Planung bereit.

Beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) als zuständiger Behörde laufen inzwischen 111 Verfahren für Windparks. 28 Windparks in Nord- und Ostsee haben wir bereits genehmigt. Das BSH ist nicht nur genehmigende Behörde. Es gibt auch Informationen über die Wassertiefe, die thermohalinen Bedingungen, das Sediment und seine Beschaffenheit, die Beschaffenheit der oberen 50 Meter des Meeresbodens, Strömungsverhältnisse und darüber, mit welchem Wellengang in den Vorhabensgebieten zu rechnen ist.

Wind, Wellen und Eis können Windrädern auf hoher See zum Verhängnis werden. Monika Breuch-Moritz, Präsidentin des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie, setzt auf strenge Standards für die Erkundung der Standorte und die Konstruktion der Anlagen.

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Dafür hat es in Zusammenarbeit mit wissenschaftlichen Einrichtungen den Standard „Bauerkundung“ und den Standard „Konstruktive Ausführung von OffshoreWindenergieanlagen“ entwickelt. Beide Standards definieren Maßnahmen der Bauerkundung und beschreiben die Konstruktion und Zertifizierung der Anlagen. Das BSH verlangt eine genaue Darstellung von Standort und Konfiguration des Windparks mit Umspannstationen, Kabeltrassen und anderen baulichen Komponenten. Die Bauherren müssen zusätzlich nachweisen, dass ihre Anlagen auch extremen Anforderungen gewachsen sind – der 50-Jahres-Bö, der 50-Jahres-Welle, dem Aufprall eines Service-Schiffes oder dem Eisdruck. Sie müssen den Anforderungen selbst dann gewachsen sein, wenn alle Ereignisse gleichzeitig eintreten. Die Bereitstellung dieser in den Standards geforderten Daten ist für das BSH der Beleg, dass der Erbauer eines Windparks die maritimen Bedingungen kennt und versteht und mit ihnen angemessen umgeht.

Meeresumwelt. Hierzu betreibt auch das BSH ein umfangreiches ozeanographisches Monitoringprogramm an festen Messstationen und im Rahmen von Überwachungsfahrten. Die physikalischen, chemischen und geologischen aus dem Wasser gewonnenen Daten werden durch operationelle Satelliten- und Modelldaten ergänzt. In den Projekt-Initiativen RAVE (Research at alpha ventus) und FINO (Forschungsplattformen in Nord- und Ostsee) erfassen wir ozeanographische Parameter in den Windparks. Die Messergebnisse der Projekte und die Langzeitdaten aus den operationellen Messprogrammen liefern eine belastbare Grundlage, um den Zustand der Meere auch in den Windparks zu bewerten, um den Ausgleich zwischen Nutzung der Meere und Schutz der Meere zu beobachten und zu beachten.

Intensive Überwachung liefert neue Erkenntnisse

Im Rahmen der Untersuchung und Prüfung ökologischer Auswirkungen der Offshore-Windparks entwickelte das BSH in Zusammenarbeit mit Wissenschaftlern den Standard „Untersuchung der Auswirkungen von Offshore-Windenergieanlagen auf die Meeresumwelt“, der beschreibt, wie die Untersuchungen bau- und betriebsbegleitend durchgeführt werden sollen. Besonderes Augenmerk richteten die Wissenschaftler auf die Auswirkungen auf die

»Das Weltnaturerbe schonen!«

Das Wattenmeer ist als Weltnaturerbe besonders streng geschützt. Trotzdem müssen dort Stromkabel verlegt werden, um die Windparks vor der Küste anzubinden. Walter Hirche, Präsident der Deutschen UNESCO-Kommission, beschreibt mögliche Kompromisse. Es war ein stolzer Tag, als das Welterbekomitee das Wattenmeer als Weltnaturerbe einstufte. Jahrzehntelange Bemühungen um den Schutz der einzigartigen Naturlandschaft vor den Küsten der Niederlande, Deutschlands und Dänemarks fanden damit ihre weltweite Anerkennung.

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Walter Hirche, Präsident der Deutschen UNESCO-Kommission. Eine der Aufgaben der Organisation lautet, das Kultur- und Naturerbe der Menschheit zu erhalten.

Einerseits sind mit der Aufnahme in die Welterbeliste bestandsgefährdende Eingriffe verboten, andererseits unterliegen alle Maßnahmen einer besonders kritischen Prüfung im Hinblick auf Bewahrung der Integrität, Verhältnismäßigkeit und Zukunftsverträglichkeit. Das gilt selbstverständlich auch für Eingriffe zur Nutzung erneuerbarer Energien. Den Eingriff ins Naturerbe begrenzen

Logische Folge der Aufnahme des Wattenmeeres in die Welterbeliste war das Verbot der Errichtung von Windenergieanlagen im Wattenmeer. Dieser Naturraum sollte und wird gegen dauerhafte wirtschaftliche Nutzung, die eine Belastung für die Natur darstellt, geschützt. Aus diesem Grunde ist in Deutschland sehr früh die Entscheidung gefällt worden, Offshore-Windanlagen nicht im Wattenmeer selbst zu errichten.

So wie es an Land um Abwägungsfragen zwischen der Notwendigkeit einer zukunftsverträglichen Energieversorgung und den konkreten Belastungen für Mensch und Natur geht, so geht es auch im Wattenmeer um eine Abwägung. Einerseits sollte möglichst jeder Eingriff unterbleiben, andererseits muss im Interesse einer künftig ausschließlich aus erneuerbaren Quellen gewonnenen Energieversorgung auch berücksichtigt werden, dass eben diese erneuerbaren Energien aus Wind und Meer langfristig auch die Naturerbestätten schützen und bewahren können. Es geht also nicht um ein schlichtes Ja oder Nein, sondern um die Frage, wie bei höchstmöglicher Begrenzung der Eingriffe ins Naturerbe Wattenmeer Offshore-Energie ans Land kommen kann. Das macht eine weitgehende Bündelung aller Trassen vor Eintritt ins Wattenmeer zwingend er-

forderlich. Bei der Verlegung von Gasleitungen vor einigen Jahren hat sich gezeigt, dass bei einem die Natur schonenden Vorgehen die Wunden wieder geschlossen werden können. Allerdings muss sich jeder einzelne Eingriff einer strikten Prüfung auf Verhältnismäßigkeit und Zukunftsverträglichkeit stellen. Ein rechtzeitiger Dialog mit dem Welterbezentrum in Paris muss Teil des öffentlichen Dialogs sein und Irritationen verhindern. Das oberste Ziel der Arbeit der UNESCO, einen Beitrag zur Bewahrung des Friedens auf der Erde zu leisten, schließt den friedlichen Umgang mit der Natur ein. Die Berücksichtigung der Belange von Umwelt, Mitwelt und Nachwelt lässt unter besonders strengen Kriterien einzelne, reparable Eingriffe in Welterbestätten zu, wenn dadurch übergeordnete Ziele, wie eine Energieversorgung ohne dauerhafte zusätzliche Belastungen durch Emissionen aus fossilen oder atomaren Brennstoffen, erreicht werden können.

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»Wir brauchen einen Marshall-Plan.«

Kommunale mittelständische Stadtwerke können und wollen den Offshore-Ausbau vorantreiben. Dazu muss der Staat allerdings wesentlich mehr Unterstützung anbieten, meint Manfred Hülsmann, Vorstandsvorsitzender der Stadtwerke Osnabrück AG. Es liest sich so einfach: Große Offshore-Windparks sollen die Säulen bei der Umsetzung der Energiewende sein. 10 000 Megawatt Hochsee-Windstrom bis 2020, 25 000 Megawatt bis 2030. Also: „Ärmel hochkrempeln und los geht’s!“ heißt es auch für kommunale mittelständische Stadtwerke – schließlich wollen wir dabei ebenfalls ein gewichtiges Wörtchen mitreden. Bei dezentralen Erzeugungsprojekten sind wir Stadtwerke bereits Vorreiter: Im Projektportfolio der Stadtwerke – und somit auch bei uns – finden sich unzählige verschiedene Projekte, von der Geothermie über Photovoltaik bis hin zu On- und Offshore. Dabei werden die von EU und Bundesregierung gesetzten Klimaziele von uns Stadtwerken vor Ort 1:1 übernommen und auch tatsächlich umgesetzt. Die Realisierung regionaler Erzeugungsprojekte reicht aber nicht aus. Offshore-Beteiligungen sind unerlässlich. Aber: Solche Vorhaben sind – nicht nur für uns, sondern für die gesamte Branche – immer noch Neuland. Entwicklungsstatus und -qualität der angebotenen Projekte sind sehr unterschiedlich. Anders als bei regionalen Maßnahmen sind wir gerade in rechtlichen und technischen Fragen auf externe Berater angewiesen. Die Projekte liegen zumeist in der Hand spezialisierter Projektentwicklungsbüros, die wiederum entscheiden, mit welchen Partnern sie das Vorhaben vorantreiben wollen. Das sind Herausforderungen, denen wir uns stellen müssen und die auch erfüllbar sind. Wenn aber unüberwindbare Hürden in Bezug auf Genehmigungs-, Finanzierungs- und Netzanschlussfragen aufgebaut werden, dann muss die Politik vorgewarnt werden: Die Offshore-Ziele stehen auf der Kippe!

litischen „Marshall-Plan“ – nur so können die OffshoreZiele unter der Beteiligung vieler Partner erreicht werden. Mit zinsgünstigen Staatskrediten und -bürgschaften können auch die Banken überzeugt werden, die bislang eher einen Bogen um die Offshore-Projekte machen bzw. alle Risiken auf die Eigenkapitalgeber abwälzen. Auf der Investorenseite gibt es – auch bei uns Stadtwerken – eine große Bereitschaft, durch Offshore-Projekte einen maßgeblichen Beitrag zur Energiewende zu leisten. Doch müssen sich die Rahmenbedingungen deutlich verbessern, damit die „Säule“ Offshore auch wirklich zum Tragen kommt.

Stolperstein Finanzierung

Was muss passieren? Es bedarf eindeutig mehr staatlicher Unterstützung des Offshore-Ausbaus. Und das vor allem bei der Finanzierung der Investitionen in Anlagen und Netze. Gerade die Bereitstellung von Fremdkapital durch die Banken könnte dabei zunehmend zum Dealbreaker werden. Wir brauchen deshalb einen umweltpo-

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Manfred Hülsmann, Vorstandsvorsitzender der Stadtwerke Osnabrück AG. Das Unternehmen ist bereits an Windkraftwerken beteiligt und will den Bau weiterer Anlagen vorantreiben.


terschätzen: Neben der Entwicklung eines OffshoreGrids muss vor allem auch die Einbindung in das deutsche Verbundnetz abgestimmt und realisiert werden, da der auf See erzeugte Strom hauptsächlich in den Süden Deutschlands transportiert werden muss. Für diesen Ferntransport könnten neue HochspannungsGleichstrom-Übertragungs-Verbindungen (HGÜ) zum Einsatz kommen, allerdings sind die Rahmenbedingungen für einen entsprechenden Ausbau noch nicht vorhanden. Das Ziel heiSSt Offshore-Grid

Stephan Kohler, Vorsitzender der Geschäftsführung der Deutschen Energie-Agentur (dena). Die dena versteht sich als Kompetenzzentrum für Energieeffizienz, erneuerbare Energien und intelligente Energiesysteme.

»Eine Roadmap für den Ausbau!«

Systematisches und planvolles Vorgehen ist die Voraussetzung für den Ausbau der OffshoreWindkraft. Stephan Kohler, Chef der Deutschen Energie-Agentur (dena), wirbt für eine Roadmap, die mindestens bis 2022 die Richtung vorgibt. Die Betreiber der Offshore-Windparks, aber auch Industrie, Netzbetreiber und Investoren stehen vor besonderen Herausforderungen. Aufgrund der naturschutzrechtlichen Rahmenbedingungen (Nationalpark Wattenmeer) müssen die Offshore-Windparks in großer Entfernung vom Festland und damit in großen Wassertiefen gebaut werden, insbesondere in der Nordsee. Die anstehenden Aufgaben sind nicht zu un-

Der Ausbau der Offshore-Windenergie ist ein sehr komplexes Vorhaben und erfordert deshalb ein systematisches und planvolles Vorgehen, um ineffiziente Entwicklungen zu vermeiden und die einzelnen Akteure nicht durch unverhältnismäßige Risiken zu überfordern. Was hier und jetzt dringend benötigt wird, ist eine Roadmap für den Ausbau der OffshoreWindkraft bis 2022 mit einem Ausblick auf das Jahr 2035. Darin müssen die technischen, planerischen und regulatorischen Rahmenbedingungen und Schritte dargestellt und aufeinander abgestimmt werden. Das Ziel sollte die Entwicklung eines Offshore-Grids sein, das die aktuellen Netzanschlussbegehren der verschiedenen Windparkinvestoren genauso berücksichtigt wie die Verbindung der Windparks untereinander. Nur so können wir die Versorgungssicherheit auch in diesem Bereich erhöhen. Gleichzeitig sollte aber auch der Vorschlag von TenneT geprüft und weiterverfolgt werden, wie eine gemeinsame HGÜ-Netzgesellschaft gestaltet werden kann. Eines sollte man auch beim Ausbau der Offshore-Windenergie nicht vergessen: Deutschland ist keine Insel, sondern liegt im Herzen Europas. Viele Herausforderungen der Energiewende sind nur dann sinnvoll zu meistern, wenn wir sie gemeinsam mit unseren europäischen Nachbarn angehen. Auch aus deutscher Sicht wird dies immer dringlicher.

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Bettina Morlok ist Geschäftsführerin der Stadtwerke-Kooperation SüdWestStrom. Hinter dem Gemeinschaftsunternehmen stehen mehr als 50 deutsche Stadtwerke und regionale Stromversorger.

Als der einflussreichste Faktor beim Offshore-Bau hat sich das Wetter erwiesen. Wetterverhältnisse sind langfristig nicht prognostizierbar und auch die Normalwetterlagen offenbaren ungeahnte technische Aufgaben. So haben sich zu Baubeginn die Nordseewellen mit niedriger Amplitude, aber großem Abstand für das Umladen der Schwerlastkomponenten von einem bewegten Transportschiff auf eine feste Plattform als schwierig erwiesen. In einer jungen Branche wie der Offshore-Windkraft sind daher Unternehmen gefragt, die schnell Lösungen für unerwartete Probleme finden.

»Offshore-Windkraft ist teurer als erwartet.«

Wirtschaftlichkeitsberechnungen für Windparks auf See sind mit vielen Unsicherheiten behaftet, weiß Bettina Morlok, Geschäftsführerin bei der Stadtwerke-Kooperation SüdWestStrom. Unter dem Strich kostet Windstrom aus der Nordsee mehr als ursprünglich angenommen. SüdWestStrom will in „BARD Offshore 1“ investieren – ein Pionierprojekt mitten in der Nordsee. Windkraftanlagen in 40 Meter Wassertiefe und in 100 Kilometer Entfernung von der Küste zu bauen, kostet viel Geld, fordert ständig innovative Lösungen und bringt einen großen Erfahrungsgewinn.

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Bau erfordert groSSzügige Zeitplanung

Aus den vielfältigen Erfahrungen des Windparks „BARD Offshore 1“ können Projektentwickler lernen, die in ähnlichen Gebieten bauen wollen: indem sie vor allem die Bauzeitenpläne großzügig anlegen, um auch den Wirtschaftlichkeitsberechnungen mehr Stabilität zu geben. Offshore-Projekte werden auch in Zukunft vor technischen Herausforderungen stehen, die nicht vorab kalkulierbar sind. Und Offshore-Windkraft ist teurer als ursprünglich angenommen. Die Einspeisevergütung nach dem Stauchungsmodell liegt an der Rentabilitätsgrenze. Große Eigenkapitalrenditen sind damit nicht zu erwarten. Das Marktprämienmodell erhöht die Chancen der Investoren, die das eigentliche Projektrisiko tragen, einen etwas höheren Strompreis zu erzielen. Der Einstieg in Offshore-Projekte wird damit interessanter. SüdWestStrom hat bereits im Juli 2010 den Beschluss gefasst, „BARD Offshore 1“ zu kaufen. Die Entscheidung, so früh in die Offshore-Akquise einzusteigen, war richtig. Über 60 beteiligte Stadtwerke haben bewiesen, dass sie zu den Vorreitern bei den Investitionen in erneuerbare Energien gehören wollen. Die Ausbaugeschwindigkeit von Offshore-Windkraft könnte beschleunigt werden, indem Genehmigungen zeitlich begrenzt werden – so wie es im konventionellen Kraftwerksbau schon funktioniert. Damit würde verhindert, dass Entwickler Standorte horten, aber aus Kapazitätsgründen nicht bauen. Ein beschleunigter Ausbau ist notwendig, um das ambitionierte Energiekonzept auch in die Praxis umzusetzen.


Prof. Dr. Beate Jessel, Präsidentin des Bundesamtes für Naturschutz (BfN). Das BfN ist die wissenschaftliche Behörde des Bundes für den nationalen und internationalen Naturschutz.

»Windkraft und Naturschutz sind vereinbar.«

Prof. Dr. Beate Jessel, Präsidentin des Bundesamtes für Naturschutz, plädiert für eine sorgfältige Berücksichtigung ökologischer Belange bei der Standortwahl und während des Baus von Offshore-Windrädern. Das Bundesamt für Naturschutz (BfN) unterstützt die Ziele der Bundesregierung beim Ausbau der erneuerbaren Energien an Land und auf dem Meer sowie den damit einhergehenden, notwendigen Umund Ausbau der Energienetze. Der Klimaschutz und der Schutz der biologischen Vielfalt müssen bei der Energiewende gleichermaßen berücksichtigt werden, nicht zuletzt weil sie sich gegenseitig bedingen. Umweltprüfung schafft Rechtssicherheit

Zu den Aufgaben des BfN gehört es, die Belange des marinen Naturschutzes bei der Realisierung von Offshore-Windparks auf Grundlage verpflichtender rechtlicher Vorgaben umzusetzen. Dafür führt das BfN unter Zugrundelegung einheitlicher Standards eine naturschutzfachliche Prüfung und Bewertung der Anträge für OffshoreWindparks durch. Dies liegt nicht nur

im Interesse der Meeresumwelt, sondern schafft zugleich Investitions- und Rechtssicherheit für die Antragsteller. Die Intensität des Schalls, der beim Rammen der Fundamente von OffshoreWindenergieanlagen auftritt, wirkt sich über große Entfernungen auf die Meeresumwelt aus. Insbesondere marine Säugetiere, wie der nach europäischem Recht streng geschützte Schweinswal, sind auf die akustische Orientierung (Nahrungssuche, Verständigung) angewiesen. Sie können durch den Rammschall verletzt bzw. gestört werden. Aus Sicht des Naturschutzes ist es daher nötig und möglich, Schallimmissionen in Meeresökosystemen unter Einhaltung eines definierten Grenzwertes zu verringern, z. B. mit technischen Schallschutzmaßnahmen während der Bauzeit oder alternativen Fun-

damentierungssystemen. Wird beim Bau von Offshore-Windanlagen von Anfang an – neben einer überlegten und verträglichen Standortwahl – auf einen koordinierenden Bauablauf geachtet und werden die notwendigen Maßnahmen zur Minderung von Baulärm ergriffen, lassen sich sehr gut einvernehmliche Lösungen mit dem Naturschutz finden. Auch beim Ausbau der Netze und Speicher ist auf eine naturverträgliche Umsetzung zu achten. Notwendig ist neben einer zuverlässigen Bedarfsermittlung eine frühzeitige Einbindung des Naturschutzes, um mögliche Umweltrisiken zu erkennen und wenn möglich zu minimieren oder gar zu vermeiden. Wesentlich sind dabei transparente und nachvollziehbare Planungsverfahren, denn sie dienen nicht zuletzt dazu, eine breite Akzeptanz für die Energiewende in der Gesellschaft zu erhalten.

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»Der Netzanschluss bereitet uns Sorgen.«

Der Bau von Windparks auf hoher See wirft neue technische und wirtschaftliche Fragen auf. Nicht alle sind bisher zufriedenstellend beantwortet, meint Dr. Hans Bünting, CFO von RWE Innogy. Offshore-Windenergie ist ein wesentlicher Eckpfeiler in der Strategie der RWE Innogy GmbH. Mit unseren Projekten leisten wir einen Beitrag zur Energiewende in Deutschland und zum Ausbau der erneuerbaren Energien in Europa. In Deutschland sind wir beispielsweise aktuell dabei, das Projekt „Nordsee-Ost“ zu realisieren. Dabei handelt es sich um den derzeit größten kommerziellen deutschen Offshore-Windpark mit einer Leistung von 295 Megawatt nordwestlich von Helgoland. Wir werden hier 48 Turbinen der 6,14-Megawatt-Klasse der Firma RePower einsetzen und damit auch bei der Turbinengröße in eine neue Dimension vorstoßen. Dies passt zu der Historie von RWE im Bereich Offshore. Wir können mit Stolz sagen, dass wir zu den Pionieren der Offshore-Technologie gehören. So haben wir bereits im Jahr 2004

den Windpark „North Hoyle“ vor der walisischen Küste realisiert. Seit Gründung der RWE Innogy im Jahr 2008 hat das Thema Offshore deutlich an Dynamik gewonnen. Insgesamt haben wir heute Offshore-Windparks mit einer Leistung von 158 Megawatt in Betrieb. Weiterhin sind aktuell 972 Megawatt in Bau und wir haben rund 6 500 Megawatt in der Entwicklung, die wir alleine oder mit Partnern realisieren wollen. Für diese enormen Investitionen benötigen wir zuverlässige Rahmenbedingungen. Die Politik muss die Haftungsfrage klären

Offshore-Windenergie ist noch immer eine junge Technologie und erst bei der Projektumsetzung zeigen sich viele Her-

ausforderungen, die es zu bewältigen gilt. Neben den finanziellen Risiken, die derzeit fast nur die großen Energieversorgungsunternehmen eingehen, gilt es, Kapazitäten bei Zulieferern aufzubauen sowie Hafen- und Logistikstrukturen zu entwickeln und geeignete Health & Safety-Konzepte zu implementieren. Wir wagen uns hier in ganz neue Bereiche vor und versuchen, möglichst die gesamte Wertschöpfungskette zu kontrollieren und Risiken selbst zu minimieren. Um beispielsweise das Risiko des Zugriffs auf die erforderlichen Spezialschiffe bei der Errichtung auf dem Meer zu umgehen, hat sich RWE Innogy entschlossen, zwei Spezialschiffe bauen zu lassen. Große Sorge bereitet uns in Deutschland jedoch derzeit die Netzanschluss­ situation. Trotz einer unbedingten Netzanschlusszusage seitens des zuständigen Übertragungsnetzbetreibers wird es bei dem Projekt „Nordsee-Ost“ zu Verzögerungen von mindestens einem Jahr kommen. Die Kompensation des Erlösausfalls sowie zusätzlicher Errichtungs- und Wartungskosten ist noch vollkommen ungeklärt. Hier setzen wir stark auf die Politik, dass die derzeit zu erarbeitenden Vorschläge zur Schadenskompensation im Falle von verspäteten Netzanschlüssen sowie die generelle Haftungsfrage und ein langfristig verlässliches Netzausbaukonzept zeitnah umgesetzt werden. Die Industrie ist mit Investitionen in Milliardenhöhe in Vorleistung gegangen, um die Energiewende voranzutreiben. Um diese Investitionen und auch die weitere Entwicklung dieser Technologie nicht zu gefährden, sind neben weiteren Kostenreduktionen bei Komponenten, Logistik und Betrieb insbesondere verlässliche und stabile Rahmenbedingungen erforderlich.

Dr. Hans Bünting, CFO von RWE Innogy. Das Unternehmen bündelt die Kompetenzen – und die Kraftwerke – des RWEKonzerns im Bereich erneuerbare Energien.


»Netz-Finanzierung verteilen!«

Martin Fuchs ist Geschäftsführer von TenneT. Der Übertragungsnetzbetreiber sorgt dafür, dass Offshore-Strom aus der Nordsee zu den Verbrauchern fließen kann.

Der Übertragungsnetzbetreiber TenneT gibt Milliarden aus, um die Windparks auf See ans Stromnetz anzubinden. TenneT-Chef Martin Fuchs regt an, die gewaltigen noch anstehenden Investitionen in das Netz besser zu verteilen. Aktuell arbeitet TenneT an neun Projekten zur Anbindung von Windanlagen in der deutschen Nordsee, die über 5 000 Megawatt erneuerbare Energie erzeugen sollen. Über 5,5 Milliarden Euro Investitionen alleine in den Netzausbau Offshore hat TenneT bereits ausgelöst und ist damit wohl der größte Investor in die Energiewende. In den kommenden Jahren werden zusätzlich Investitionen nötig, um weitere 6 000 Megawatt Offshore-Windkraft an Land zu bringen. Hinzu kommen mehrere Tausend Kilometer Netzausbau an Land. Darunter auch die Errichtung großräumiger Gleichstrombrücken, um den Strom in die Verbrauchsschwerpunkte nach Süd- und Westdeutschland zu transportieren. Vor allem auch die Hersteller stehen unter enormem Erwartungsdruck bei der Fertigung etwa von Offshore-Plattformen und Seekabeln. Zuletzt lagen die Lieferzeiten der Hersteller bei rund 50 Monaten. Auch die Errichtung der Parks selbst bleibt weit hinter den Prognosen zurück. Ging die erste Netzstudie der Deutschen Energie-Agentur (dena) 2005 noch von 5 400 Megawatt OffshoreLeistung im Jahr 2010 aus, so waren in der Nordsee Ende letzten Jahres erst rund 140 Megawatt installiert. Gemeinsame neue Netzgesellschaft?

Es ist höchste Zeit, die Rahmenbedingungen neu zu formulieren. Der Ausbau der Offshore-Energie muss planbar gemacht und die gewaltigen Investitionen müssen auf mehrere Schultern verteilt werden. TenneT hat hierzu Vorschläge gemacht, die einen ganzheitlichen Ansatz verfolgen. Eine koordinierte Offshore-Ausbauplanung im Sinne eines Zehn-Jahres-Offshore-Netzentwicklungsplans ist überfällig. Damit würden eine frühzeitige Planung und ein effizienter und kostengünstiger Einsatz von Fertigungskapazitäten, Personal und Kapital ermöglicht. Zweitens muss eine Klarstellung der Offshore-Haftungsregelung erfolgen, um das Risiko der kostenintensiven Offshore-Anschlüsse für Investoren kalkulierbar zu machen. Und drittens bedarf es der Verteilung der Finanzierungslast auf mehrere Schultern. TenneT schlägt eine Netzgesellschaft für Gleichstromverbindungen aller vier Übertragungsnetzbetreiber vor. Diese soll den Offshore-Strom nicht nur an Land, sondern auch bis in den Süden Deutschlands bringen. Mit diesen Vorschlägen liegt der Ball nun im Feld der Regierung. Berlin muss entscheiden, wie der Ausbau der OffshoreWindenergie im Rahmen der deutschen Energiewende gelingt.

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Gefahr für die Industrie

Die Zuverlässigkeit der Stromversorgung ist ein gewichtiges Argument für den Industriestandort Deutschland. Doch die Bundesrepublik könnte diesen Vorteil verspielen, warnt Oliver Bell, Aufsichtsratsvorsitzender der Hydro Aluminium Deutschland GmbH. Herr Bell, Hydro beschäftigt in Deutschland mehr als 6 000 Mitarbeiter an 14 Standorten. Jetzt beklagen Sie Probleme mit der Stromversorgung. Wo hapert es? Oliver Bell Leider erlebten wir im Vergleich zu vergangenen Jahrzehnten von Juli bis November 2011 eine deutliche Häufung von Zwischenfällen, die unsere Produktion beeinträchtigten und Schäden anrichteten. Die Störungen sind nicht auf eine Region oder einen Versorger begrenzt. Wir verzeichneten Spannungseinbrüche in Neuss und Grevenbroich sowie Blackouts in Hamburg, Hannover und Rackwitz bei Leipzig.

Welche Folgen hat das für Ihre Betriebe? Bell Schon wenn im Sekundenbereich unerwartet der Strom ausfällt oder die Spannung erheblich schwankt, drohen uns gravierende Schäden. Befindet sich ein mehrere Tonnen schwerer, bis zu neun Meter langer Walzbarren gerade in einem Warmwalzgerüst, bleibt er bei einer Spannungsschwankung stecken. Dann braucht es Schweißhämmer, Schneidbrenner und eine ganze Arbeitsschicht, das Material herauszulösen – dies bedeutet Materialschäden und Schrott, Arbeitsaufwand und Produktionsausfall. Ebenso kann im späteren Verfahrensschritt, wenn unsere Kaltwalzanlagen gerade Aluminiumbänder bearbeiten, die elektronische Prozesssteuerung abstürzen. Ein Band, das aufgrund genau justierter Parameter für eine spätere Nutzung als Autoblech, Druckplatte oder High-Tech-Folie die passende Dicke und Feinkornstruktur erhält, kann sofort und komplett Schrott werden. Bandrisse können sogar zu Bränden führen, die unsere Mitarbeiter gefährden.


Oliver Bell

ist Vorsitzender des Aufsichtsrats der Hydro Aluminium Deutschland GmbH und Vorstand des norwegischen Mutterkonzerns Hydro. Weltweit gehört Hydro mit 23 000 Mitarbeitern in 40 Ländern zu den führenden Anbietern von Aluminium und von Produkten, die aus diesem Leichtmetall hergestellt werden.


Drei Fragen an Dr. Bernd Benser das Schaltpersonal muss heute ständig hellwach sein, um auf kritische Situationen zu reagieren. Sind die Mitarbeiter darauf ausreichend vorbereitet? Wir beobachten, dass die Anforderungen an das Schaltpersonal drastisch gestiegen sind, ebenso die Stressbelastung. Das sehen Sie an einer einzigen Zahl: 2011 musste allein der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz an fast 230 Tagen eingreifen, um das Netz stabil zu halten. Das bedeutet eine Verdoppelung der Eingriffe gegenüber den Vorjahren. Unsere Antwort auf die steigende Belastung heißt Training – das muss heute öfter stattfinden und härter ausfallen. Wir üben auch Situationen, die wir in der Realität zum Glück noch nicht hatten, etwa den großflächigen Stromausfall in mehreren europäischen Ländern. Dass wir bisher den Blackout vermeiden konnten, zeigt, dass das Personal in den Schaltwarten der Situation im Moment noch gewachsen ist. Auf Dauer muss man aber darüber nachdenken, wie lange man den Mitarbeitern dort Dauerstress im Dreischichtbetrieb zumuten kann.

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Was genau trainiert das Schaltpersonal bei GridLab? Ein wesentlicher Punkt sind die richtigen Schalthandlungen: Was ist beispielsweise zu tun, um zum Wiederaufbau des Netzes eine Leitung freizugeben und einen Trafo freizuschalten? Dieses Training sorgt dafür, dass die Teilnehmer im Ernstfall richtig reagieren. Genauso wichtig ist aber die Kommunikation mit anderen Stellen innerhalb des Systems – und hier wird es viel schwieriger. Beispielsweise gibt es keine einheitliche Schaltsprache. Das ist europaweit so: Ein belgischer und ein deutscher Ingenieur verstehen unter einem Netzknoten ganz verschiedene Dinge. Aber auch innerhalb Deutschlands fehlt uns ein standardisiertes Vokabular. Das kann zu gefährlichen Missverständnissen führen und macht es schwieriger, ein komplexes, eng vermaschtes System stabil zu halten oder wieder hochzufahren.

Streitfragen 01|2012 fokus versorgungssicherheit

Wie wollen Sie das Problem lösen? Wer könnte Standards formulieren und durchsetzen? Das muss die Industrie meines Erachtens selbst übernehmen, der Staat wäre damit überfordert. Die Ergebnisse unserer Übungen hier bei GridLab wären eine solide Grundlage für Standards, die bundesweit, aber auch in Nachbarländern wie Polen und Tschechien akzeptiert werden könnten. Unser Training schafft nicht zuletzt Verständnis für die Bedürfnisse und Vorbehalte der Partner. Beispielsweise belastet das Herauf- und Herunterfahren von Kohlekraftwerken Mensch und Technik über Gebühr, außerdem kostet es Zeit. Das muss eine Leitstelle berücksichtigen, wenn sie nach einem Ausgleich für die fluktuierende Stromeinspeisung von Photovoltaik- und Windkraftanlagen sucht. Vor allem die Netzbetreiber müssen ein Interesse daran haben, durch Standardisierung und bessere Abstimmung kritische Situationen zu vermeiden. Sollte es tatsächlich zu einem Blackout – und viel-


»Die Vorfälle von Juli bis November 2011 verursachten Schäden und Produktionsausfälle in einer Gesamthöhe von ca. 500 000 Euro.« Wie groß war Ihr Schaden bisher? Bell Die Vorfälle von Juli bis November 2011 verursachten Schäden und Produktionsausfälle in einer Gesamthöhe von rund 500 000 Euro. Allein ein Zwischenfall in Hamburg schlägt dabei mit 140 000 Euro zu Buche. Hätten wir einen kurzen Komplettausfall in unserem größten Werk in Grevenbroich, summierte sich der Schaden schnell zu einer Million Euro. Wer kommt dafür auf ? Das wollen wir gern von der Netzagentur wissen.

Könnten Sie sich über Versicherungen, Notstromaggregate oder eine eigene Stromerzeugung absichern?

leicht sogar zu chaotischen Zuständen in den betroffenen Gebieten – kommen, wird man die Schuld schnell bei den Netzbetreibern suchen und versuchen, sie für den Schaden haftbar zu machen. Nicht zuletzt sind Standards die Voraussetzung für den sicheren Betrieb eines europäischen Overlay-Netzes, das den aktuell erzeugten Strom über weite Entfernungen effizient dorthin transportiert, wo er gerade gebraucht wird.

Dr. Bernd Benser

ist Director Business & Marketing bei GridLab in Cottbus. GridLab wurde vom Übertragungs­ netz­betreiber 50Hertz konzipiert und aufgebaut und nahm 2011 den Betrieb auf mit dem Ziel, das europäische Trainings- und Forschungszent­ rum für die Systemsicherheit elektrischer Netze zu werden. Das Trainings- und Schulungsangebot richtet sich an das Betriebspersonal der Kraft­werke, der Übertragungs- und Vertei­ l­ungsnetzbetreiber sowie der Stadtwerke. Eines der am häufigsten geübten Szenarien ist der Wiederaufbau des Netzes nach einem Blackout.

Bell Für eine Komplettsicherung lägen die Assekuranztarife oder die Anlagenkosten so hoch, dass unsere Produktion im internationalen Wettbewerb in gravierende Nachteile geriete. Wir hoffen erst einmal, dass die Bekenntnisse von Politik und Energiewirtschaft, dass Strom in Deutschland bezahlbar und sicher bleiben soll, auch in der Realität eingelöst werden.

Sie haben die Bundesnetzagentur eingeschaltet. Wie hat die Netzagentur reagiert? Bell Ein Problem dabei ist, dass die Bundesnetzagentur bisher nur Störfälle ab einer Dauer von drei Minuten dokumentiert. Doch für uns kann es schon durch einen Spannungseinbruch im Sekundenbereich schwierig werden. Dies hatten wir der Bundesnetzagentur in einem Brief Ende Dezember vorgetragen. Die Bundesnetzagentur ermittelt zurzeit die Hintergründe der gemeldeten Störfälle bei den relevanten Netzbetreibern. Danach wollen sie gern mit uns sprechen. Ein Termin steht noch aus.

Die Medien berichteten breit darüber, dass die Störungen Ihrer Stromversorgung mit der Abschaltung von Kernkraftwerken und dem Beschluss zur Energiewende einhergingen … Bell Solche Behauptungen liegen uns fern, wir könnten über derlei Zusammenhänge nur spekulieren. Für uns ist ein anderer Aspekt wesentlich: Wir wollen wissen, wie sicher unsere deutschen Werke aktuell und künftig mit Strom versorgt werden. Verliert der ansonsten teure Standort Deutschland diesen immensen, traditionellen Vorteil, dann steht für manche Betriebe in Frage, ob sie noch konkurrenzfähig bleiben. Und ich fürchte, dies gälte nicht nur für uns, sondern für eine Reihe von Industrieunternehmen. fokus versorgungssicherheit Streitfragen 01|2012

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Die Energiewende findet kommunal statt

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Hans-Joachim Wegner, Geschäftsführer der DKC GmbH, plädiert für eine dezentrale Energieversorgung. Bürgerbeteiligungen sollen die finanziellen Kraftanstrengungen der Kommunen bei der Umsetzung der Energiewende stützen.


Pensionsgelder für die Infrastruktur

Pensionskassen und Versicherungen müssen das Geld ihrer Kunden sicher und langfristig anlegen, die Energiewirtschaft braucht verlässliche Finanziers. Da wächst zusammen, was zusammengehört, meint Georg Friedrich Sommer von der Commerzbank. fokus finanzierung Streitfragen 01|2012

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Hans-Joachim Wegner

ist Geschäftsführer der Deka Kommunal Consult GmbH (DKC). Arbeitsschwerpunkte der DKC sind Strategieentwicklung, Haushalts- und Finanzwirtschaft sowie Beteiligungs- und Immobilienmanagement.

Herr Wegner, der Umstieg auf erneuerbare Energien erfordert eine tief greifende Neuausrichtung unserer Energieversorgung. Können lokale Aktivitäten nennenswert zur Lösung einer solchen nationalen Aufgabe beitragen? Hans-Joachim Wegner Meines Erachtens muss die Energiewende im Wesentlichen auf kommunaler Ebene stattfinden – und finanziert werden. Vor allem Stadtwerke können für eine dezentrale Energieversorgung eine tragende Rolle spielen. Zum Glück haben sich die düsteren Prognosen über die Zukunft der kommunalen Versorger bisher nicht bewahrheitet, in vielen Städten und Gemeinden sind nach wie vor leistungsfähige Unternehmen im Besitz der öffentlichen Hand. Insgesamt planen Stadtwerke derzeit Investitionen in Energieerzeugung in Höhe von 6,7 Milliarden Euro, mehr als die Hälfte fließt in erneuerbare Energien. Viele Bürger betreiben eigene Anlagen oder beteiligen sich an größeren Erzeugungsprojekten – auch das trägt dazu bei, den Ausbau der erneuerbaren Energien lokal und regional zu verankern.

Wegner Für die Stadtwerke haben sich die finanziellen Rahmenbedingungen deutlich verändert. Beispielsweise erschwert die zunehmend angespannte Haushaltslage der Kommunen Bürgschaftsfinanzierungen. Über Kredite allein können die hohen erforderlichen Investitionen nicht abgedeckt werden, sonst steigt die Verschuldung zu stark. Stadtwerke, Kommunen und Finanzinstitute müssen daher auf lange Sicht neue Formen der Finanzierung einsetzen. Meines Erachtens werden Bürgerbeteiligungen auch als Finanzierungsinstrument immer wichtiger werden.

Sie sprachen die Investitionsvorhaben von Stadtwerken an. Welche weiteren Potenziale sehen Sie auf der kommunalen Ebene?

Wer verdient am lokalen Ausbau einer dezentralen Versorgung? Worin besteht der volkswirtschaftliche Nutzen gegenüber den bisherigen Strukturen?

Wegner Es gibt vielfältige Ansatzpunkte. Lassen Sie mich nur noch eine große Zahl nennen: In den bundesweit etwa 176 000 kommunalen Gebäuden ließe sich die Energieeffizienz um rund 60 Prozent erhöhen. Das würde die Energiekosten um rund 2,5 Milliarden Euro senken und die Haushalte der Städte und Gemeinden entsprechend entlasten.

Wegner Wenn dezentral aus Sonne, Wind und Biomasse Strom und Wärme erzeugt werden, verlagert sich die Wertschöpfung in die Fläche. Damit wird die Wirtschaftskraft gestärkt, auch abseits der industriellen Zentren und Ballungsräume. Jede Kommune muss ein Interesse daran haben, ihre wirtschaftliche Basis auf diesem Wege zu erhalten und vielleicht sogar auszubauen. Nicht zu vergessen: Die Erzeugung an Ort und Stelle ersetzt häufig importierte Energieträger wie Gas und Öl, gesamtwirtschaftlich gesehen fließt also wesentlich weniger Kaufkraft ins Ausland ab.

Wer sind die kommunalen Akteure der Energiewende? Was sollten sie tun, um den Einsatz von erneuerbaren Energien voranzutreiben? Wegner Zunächst sind die Kommunen gefordert, die politischen und planerischen Voraussetzungen für die Dezentralisierung der Energieversorgung zu schaffen. Die Kommunal­ politik hat das Thema entdeckt und räumt der Sicherung der örtlichen Energieversorgung Priorität ein. Zahlreiche Kommu38

nen streben sogar die Energieautarkie an, wollen sich also komplett selbst versorgen. Wie bereits angedeutet, sehe ich die zentrale Verantwortung für Erzeugung und Verteilung von Energie bei den Stadtwerken. Die Bürgerinnen und Bürger treten verstärkt als Erzeuger auf und leisten darüber hinaus durch Energieeinsparung ihren Beitrag. Wie können lokale Vorhaben finanziert werden?


Georg Friedrich Sommer

arbeitet als Managing Director im Investmentbanking der Commerzbank schwerpunktmäßig mit Energieversorgern und deren Eigentümern zusammen. Mit der Strom-, Gas- und Wasserbranche beschäftigt er sich seit mehr als 15 Jahren.

Herr Sommer, die Commerzbank hat im vergangenen Jahr die Übernahme der Mehrheit am Übertragungsnetzbetreiber Amprion durch eine Gruppe von Versicherungen und Versorgungswerken begleitet. Was macht diesen Vorgang bemerkenswert? Georg Friedrich Sommer Mit der Transaktion haben wir Neuland betreten. Da ist zunächst die Größenordnung: Für die 74,9-Prozent-Beteiligung an der RWE-Tochter Amprion wurden rund 700 Millionen Euro bezahlt. Auch die Form ist einzigartig, denn eine Übernahme von Infrastruktur durch Versicherer und Pensionskassen hat es in Deutschland noch nicht gegeben.

Was macht denn ein Übertragungsnetz ausgerechnet für einen Versicherer interessant? Sommer Vorsorgeeinrichtungen müssen – im Interesse ihrer Kunden – sichere, langfristige und rentable Anlagemöglichkeiten bevorzugen. Bisher haben diese institutionellen Investoren vor allem in Staatsanleihen investiert. Deren Sicherheit und Rentabilität haben sich allerdings stark verändert. Folglich sucht die Assekuranz nach Alternativen mit einem akzeptablen Verhältnis von Rendite und Risiko. Dieses Anforderungsprofil passt auf die regulierte Netzwirtschaft bei Strom und Gas, aber auch auf die Erzeugung von erneuerbaren Energien an Land.

Was hat ein Versorgungsunternehmen von der Partnerschaft mit Versicherungen? Bei Amprion hat sich gezeigt, dass die Bedürfnisse der Energiebranche und der Versicherungswirtschaft sehr gut zusammenpassen. Versicherer sind finanzstarke, dauerhaft verlässliche Partner. Sie suchen eine gleich bleibende, stabile Rendite, mit der sie ihre Renten- und sonstigen Zahlungsverpflichtungen gegenüber den Kunden erfüllen können. Das ist ihnen wichtiger als der schnelle Euro. Nicht unterschätzen sollte man den praktischen Aspekt: Wenn ein einheimischer Versicherer deutsche Infrastruktur übernimmt, bewegen sich alle Beteiligten im gewohnten Rechtsrahmen, rechnen in Euro und sprechen dieselbe Sprache. Sommer

Kann die Assekuranz einen spürbaren Beitrag zur Finanzierung der Energiewende leisten? Sommer Die Energiewende erfordert je nach Schätzung einen zwei- oder dreistelligen Milliardenbetrag an Investitionen. Diese Summen kann die Energiewirtschaft allein kaum aufbringen. Das Beispiel Amprion zeigt einmal mehr, welche Beträge Lebens- und Rentenversicherer mobilisieren können. Außerdem nehmen sie ständig Versichertengelder ein, die sie neu anlegen müssen. Dadurch können sie auch die nötigen Folgeinvestitionen schultern.

Unterstellen wir, dass Amprion nur der Anfang war – wo könnte sich die Assekuranz noch engagieren? Sommer Prinzipiell gibt es für Versicherungen und Pensionskassen allein in Deutschland noch viele hundert Investitionsmöglichkeiten: Strom- und Gasnetze, Onshore-Windparks und Solarkraftwerke. Die Regulierung und das ErneuerbareEnergien-Gesetz schaffen hier einen verlässlichen Rahmen für langfristig stabile Erträge. Bei der Offshore-Windkraft dagegen sind die Risiken aus der Sicht eines Versicherers derzeit vermutlich noch zu hoch.

Infrastruktur-Investitionen als Teil der Altersvorsorge – das dürfte auch Kleinanleger interessieren. Kann eine breite Streuung etwa von Fondsanteilen die Finanzierung der Energiewende weiter voranbringen? Sommer Natürlich können die Banken attraktive Produkte auflegen, die Kleinanlegern eine Beteiligung an Energie-Infrastruktur ermöglichen. Milliardenbeträge werden so aber kaum zusammenkommen – für die wirklich großen Investitionen brauchen wir die institutionellen Anleger wie Versicherungen und Pensionskassen.

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Vorfahrt für frei gebildete grosshandelspreise

Wettbewerb macht kreativ und erzwingt die preisgünstigste Lösung, meint Stefan Judisch von RWE Supply & Trading. Im Energiegroßhandel sieht er das freie Spiel der Marktkräfte allerdings zunehmend durch Regulierung und Subventionen behindert.

Herr Judisch, welche Rolle spielt der Energiegroßhandel heute und wie ist Ihre Vision für die weitere Entwicklung? Stefan Judisch Der Energiegroßhandel steuert über Preissignale die kurzfristige (Nicht-)Beschäftigung von Anlagen und damit den spezifischen Energiefluss in Europa und die Energieimportströme nach Europa. Er löst durch tatsächliche oder vermeintliche relative Wertdifferenzen zwischen Energiearten oder derselben Energieart in verschiedenen Regionen Arbitrage und damit Kreativität aus und sendet mittel- und langfristig (Des-)Investitionssignale. Damit leistet der Markt wichtige, weil auch antizipierende, Beiträge zur Versorgungssicherheit. Diese, für alle Marktteilnehmer transparenten Preissignale ersetzen zentralisierte Planung. Nur der Risikotransfer über frei zugängliche Großhandelsmärkte erlaubt es Unternehmen, Teile der Wertschöpfungskette zu besetzen und sich auf diese zu konzentrieren. Andernfalls müsste die Versteti-

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gung der unterschiedlichen Zyklizität der Margen in den jeweiligen Stufen der Wertschöpfungskette durch (Re-)Integration in die Wertschöpfungskette erfolgen. Durch zunehmende Eingriffe in die europäischen Energiemärkte durch Subventionen und begleitende Regulierung ist die wettbewerbliche, marktbasierte Verfassung dieser Märkte extrem gefährdet. Wir erleben gerade, wie sich Ludwig von Mises „Ölflecktheorie“ vor allem in der deutschen Energiewirtschaft ausbreitet, aber sich auch auf unsere europäischen Nachbarn auswirkt. Ich fürchte, es besteht die Gefahr, dass sich auf dem Energiemarkt die vielen „Ölflecke“ zu einem „Ölteppich“ verbinden und den Binnenmarkt für Energie ersticken. Es gibt einige in der Energiewirtschaft, die sich die alten Zeiten von „Cost+“ – früher der „K-Bogen“ – zurückwünschen, denn die Zeiten, in der höherer Gewinn nur mittels höherer Kosten erwirtschaftet werden konnte, waren doch aus heutiger Perspektive für viele schöne Zeiten. Nur die wird es nicht mehr geben. Die Regulierer verstehen sich auf Anreizregulierung und wir sind über Gas bzw. LNG und Kohle immer mehr mit den internationalen Energiemärkten verbunden. Dort gewinnen marktbasierte Prinzipien zunehmend an Akzeptanz. Das bedeutet für uns: weniger Markt in Europa heißt


Stefan Judisch

ist Vorsitzender der Geschäftsführung von RWE Supply & Trading. Das Unternehmen verbindet die RWE-Gruppe mit den globalen Märkten für Energie und Energierohstoffe.

weniger Wettbewerbsfähigkeit für Europa in der Welt. Ich fürchte, dies ist nicht mehr die Mehrheitsmeinung in diesem Land und die Epoche des Neo-Biedermeier, die jetzt der Periode Neo-Liberalismus folgt, hat erst begonnen. Während die Preise für Primärenergieträger in den vergangenen Jahren deutlich teurer geworden sind, bleibt der Großhandelspreis für Strom auf dem Niveau von 2001. Wie passt das zusammen? Judisch Die Stromhandelspreise sind heute ca. doppelt so hoch wie 2001, allerdings inklusive CO2, was aber bei den derzeit geringen CO2-Preisen nur einen Preiseffekt von weniger als einem Zehntel des Jahrespreises für Grundlaststrom hat. Eine zwingende Korrelation zwischen Primärenergiepreisen und Strompreisen ist so nicht gegeben, zumal die (noch) freie Primärenergie Wind und Sonne plus Einspeisevergütung für zunehmende Teile der Stromerzeugung zu variablen Kosten von minus Unendlich (–∞) führt. Darüber hinaus gab es in den letzten 11 Jahren Effizienz- und Technologiegewinne. Auch der marktbasierte Wettbewerb hat zum Beispiel dazu geführt, dass die Großhandelspreise für Gas ca. 10 Euro/MWh unter den ölgebundenen Gasimportpreisen liegen. Das bedeutet, dass selbst für moderne Gaskraftwerke der Grenzangebotspreis sich um 20 Euro/MWh gesenkt hat – mit entsprechenden Auswirkungen auf das Preisniveau des Gesamtsystems Strom.

Welche Rolle spielt die Optimierungsfunktion der Energiehandelsunternehmen bei einer steigenden, dezentralisierten Erzeugung? Und welche Auswirkungen hat die Integration der erneuerbaren Energien auf den Energiegroßhandel?

Judisch Die Preise sind kurzfristig volatiler und schwerer vorhersagbar geworden, aber die Amplituden haben abgenommen. Gleichzeitig nimmt die Kleinteiligkeit zu. Das alles führt dazu, dass die Optimierungsfunktionen für Mensch und Maschine anspruchsvoller werden. Dieser Trend wird nicht nur anhalten, sondern sich verstärken. Für die konventionelle Stromerzeugung gibt es auch keinen Weg, sich in die Wettbewerbsfähigkeit und Profitabilität zu sparen – gegen Kosten von minus Unendlich kann man nicht ansparen. Wettbewerbsfähigkeit und Profitabilität können nur durch Flexibilität erhalten bleiben, dies ist aber nicht nur eine operative Flexibilität, sondern die gesamte Ressourcenbasis muss flexibilisiert werden.

Wird die für die Systemsicherheit notwendige Flexibilität zukünftig durch den Markt angeboten oder muss diese durch Eingriffe der Netzbetreiber gewährleistet werden? Wird Flexibilität heute angemessen vergütet oder welche Mechanismen verhindern einen fairen Preis? Judisch Eingriffe der Netzbetreiber können zwar temporäre Leitungsengpässe beheben, sind aber kein Ersatz für Systemreserven. Im Gegenteil: Zu viele Eingriffe in den Einsatzspielraum der Kraftwerke machen eine adäquate Vermarktung der Kapazität unmöglich, entziehen den Kraftwerksbetreibern Rentabilität und tragen somit dazu bei, dass keine neuen Reserven für die Systemsicherheit aufgebaut werden. Wir lesen, dass immer mehr alte Gaskraftwerke, die früher einen wesentlichen Beitrag zur Systemsicherheit geleistet haben, stillgelegt werden sollen. Die wenigen Volllaststunden und die geringen Regelenergieerlöse decken selbst die Cash-Fixkosten nicht mehr. Es kann sein, dass wir nicht mehr genügend konventionelle Erzeugung im System haben, die über Regel- oder Redispatch-Möglichkeiten verfügt. Diesen Winter war es ja schon fast so weit. Das könnte weitere regulatorische Eingriffe nach sich ziehen und es werden weitere „Ölflecken“ produziert.

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Wir haben ja noch ein weiteres ökonomisches Risiko: Das ist die Quasi-Preisdeckelung von flexibler Kraftwerkskapazität. Von daher kann man die Frage, ob Flexibilität heute angemessen vergütet wird, klar mit „nein“ beantworten. Derzeit werden daher verschiedene Modelle zur Abhilfe diskutiert. Das vom BMWi vorgestellte Optionsprämienmodell scheint dabei ein zumindest konsensfähiger Vorschlag zu sein. Die von der Bundesnetzagentur und den Netzbetreibern vorgestellte Kompensationsmechanik ist es nicht, weil sie nicht erlaubt, dass auch die Kapitalkosten verdient werden können. Noch funktioniert dieses Durchlavieren mit ein bisschen Deckelung, ein bisschen Regulierung, ein bisschen Markt, weil wir aus dem Kapazitätszubauprogramm – das durch entsprechende Preissignale ausgelöst wurde – bis ca. 2018 genügend Kraftwerksflexibilität zur Verfügung haben, wenn es im frühen Winter nicht zu kalt wird und niemand den Gasimport reduziert. Das ist so, weil Aktionäre aus dem In- und Ausland in der Vergangenheit in die deutsche Energiewirtschaft investiert haben, im Vertrauen auf einen funktionierenden Markt und die Schaffung werthaltiger Assets. Es sind daher ihre Investitionen, die die Energiewende maßgeblich stützen – auf eigenes Risiko und ganz ohne Subventionen. Dieselben Aktionäre wenden sich heutzutage allerdings dankend ab, wenn von neuen Erzeugungskapazitäten in Deutschland die Rede ist. Zu groß ist das Unverständnis über eine Politik, die genau jene Branche ins Abseits stellt, die die Energiewende befördern soll. Woher sollen die viel zitierten neuen Gaskraftwerke also kommen? Was ist nach 2018? Deutschland ist Teil des europäischen Binnenmarkts. Welche Rahmenbedingungen müssen dringend harmonisiert werden? Judisch Überall dort, wo nationale Insellösungen einen fairen europäischen Binnenmarkt für Energie behindern, müsste Abhilfe geschaffen werden. Die Liste ist lang und die Abstrusität nationaler Regelungen ist hoch korreliert mit dem Kreditrating des jeweiligen Landes. Je abstruser einzelne Regelungen sind, desto schlechter das internationale Kreditrating. Märkte, Wohlstand und Wettbewerbsintensität haben scheinbar doch etwas miteinander zu tun. Das heißt: Vorfahrt für freie Bildung der Großhandelspreise in allen Mitgliedstaaten ohne Tarifgrenzen und andere künstliche Wettbewerbsbeschränkungen! Dazu gehört auch die Harmonisierung der Fördermechanismen, und zwar marktbasiert, für erneuerbare Energien in Europa, direkt verknüpft mit dem Emissionshandel durch holistisch festgesetzte Emissionsminderungsziele.

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Derzeit steht der CO2-Preis bei unter zehn Euro. Wie steht es um die Zukunft des CO2-Emissionshandels und welche Rolle wird er im Rahmen der Energiewende spielen? Der Emissionshandel ist neben der Förderung erneuerbarer Energien das zentrale Instrument europäischer Klimapolitik. Dass der Preis seit Monaten unterhalb von 10 Euro/T notiert, heißt nicht, dass der Markt für Verschmutzungsrechte nicht funktioniert. Im Gegenteil: Der Markt funktioniert. Durch den stärker als geplanten Zubau an erneuerbaren Energien, verstärkt durch die schwache Konjunktur in weiten Teilen Europas und den damit verbundenen Rückgang an industrieller Produktion, wird weniger CO2 emittiert als erwartet und damit werden weniger Emissionszertifikate benötigt. Weniger Nachfrage als Angebot: Der Preis sinkt – so sollen Märkte funktionieren. Die EU diskutiert jetzt ja, Angebot aus dem Markt zu nehmen. Dass ist sicher eine denkbare, noch einigermaßen marktkonforme Intervention. Die richtige Lösung ist aber, alle Instrumente der Emissionsminderung in ein gemeinsames Minderungsziel zusammenzuführen und den Kräften des Marktes auszusetzen, was nicht bedeutet, dass alle Instrumente den gleichen Preis oder gar dieselbe Subvention haben müssen. Der Markt überrascht uns immer wieder mit Lösungen, die wir nicht erwartet hätten. Wie schon Goethe seinen Faust sagen lässt: „Es gibt mehr Dinge zwischen Himmel und Erde, als ihr euch in eurer Schulweisheit erträumt“. Judisch

Können die Risikoabsicherungsmaßnahmen der Handelshäuser die notwendigen langfristigen Investitionen in Erzeugung unterstützen? Judisch Im Großhandelsmarkt kann sicher keine Kraftwerksinvestition über die Lebensdauer von 25+ Jahren hinaus abgesichert werden. Aber es gibt verschiedene Transaktionen im Markt, die Kraftwerksscheiben über lange Zeiträume durch so genannte Tollingverträge absichern. Die große Anzahl von Kraftwerkszubauten in den letzten Jahren ist ein Beweis dafür, dass die Preissignale alleine schon ausreichen, um zu investieren. Genauso werden die Preissignale in den nächsten Jahren dafür sorgen, dass alte Kraftwerke stillgelegt werden. Der Markt funktioniert. Stabilität bei regulatorischen und politischen Rahmenbedingungen hilft immer, das unternehmerische Risiko einer Kraftwerksinvestition etwas zu mindern – aber davon kann ja in den letzten Jahren nicht die Rede gewesen sein.

Seit dem 28. Dezember 2011 gilt die Verordnung zur Transparenz und Integrität der Energiegroßhandelsmärkte (REMIT). Wie wirkt sich dies auf den Handelsmarkt aus? Weiter droht eine Ausweitung der Finanzmarktregulierung (MiFID, EMIR). Gefährdet ein Überstülpen der Regeln für Banken auch energiewirtschaftliche Kernbereiche?


»weniger Markt in Europa heiSSt weniger Wettbewerbsfähigkeit für Europa in der Welt.« Judisch Mit der Transparenz-Offensive ist unser Unternehmen, die RWE, seit 2007 ein Vorreiter für Transparenz und bietet dem Markt umfassende Informationen über die Stromproduktion an. Wir begrüßen die Schaffung einer vergleichbaren Transparenz durch REMIT in ganz Europa und für alle Marktteilnehmer, da hierdurch den Strom- und Gasmärkten alle preisrelevanten Informationen zur Verfügung gestellt werden. Wir verstehen den Wunsch der Energieregulatoren, noch besseren Einblick in das Handelsgeschehen zu erhalten, obwohl wir heute hier schon hohe Transparenz durch die elektronischen Handelsplattformen in allen relevanten Handelsmärkten sehen. Wenn es dazu beiträgt, das Vertrauen in die Energiemärkte weiter zu stärken, ohne bürokratische Monster zu bauen, hilft es dem Markt insgesamt. Die REMIT kann so auch dazu beitragen, einen funktionierenden Energie­ binnenmarkt und effektiven Wettbewerb zu schaffen. Sie schafft eine maßgeschneiderte Regulierung, die den Besonderheiten und Bedürfnissen der Energiemärkte Rechnung trägt.

Ganz anders sieht es bei MiFID und EMIR aus: Eine wahllose Ausweitung der Finanzmarktregulierung auf die Energiewirtschaft, so wie sie bei der Novelle der MiFID zunächst angedacht war, halten wir für unnötig und schädlich. Der Rohstoffhandel und seine Akteure verursachen keine systemischen Risiken für den Finanzmarkt, sie brauchen keine Rettungspakete vom Staat und gefährden auch nicht die Ersparnisse von normalen Bürgern. Daher müssen hier nicht die gleichen Regeln gelten wie für Banken, die ein solches systemisches Risiko darstellen können. Mit der durch REMIT geschaffenen vollen und permanenten Transparenz aller Rohstoff-Transaktionen und damit auch der Nettopositionen aller Marktteilnehmer gibt es mehr als ausreichende Aufsichtsinstrumentarien, um das ordnungsgemäße Funktionieren der Energiehandelsmärkte zu gewährleisten. Falls trotzdem Positionsgrenzen auferlegt werden, sollten diese nur als eine Ultima-Ratio-Maßnahme eingesetzt werden und die legitimen Risikomanagementaktivitäten des jeweiligen Unternehmens ausnehmen. Darüber hinaus ist eine weitere Klarstellung in den Definitionen für Finanzinstrumente notwendig. Alle physisch erfüllten Warentermingeschäfte (z. B. Strom- und Gaslieferung) sollten, wie in den USA nach dem U.S. Dodd-Frank Act, nicht als Finanzinstrumente behandelt werden, um die weitere Verlagerung von Rohstoffhandelsaktivitäten in andere Rechtsräume zu vermeiden.

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Wolfgang Eisele

ist seit 2003 als kaufmännischer Geschäftsführer der Landeswasserversorgung verantwortlich für die Trinkwasserversorgung von rund drei Millionen Menschen in Baden-Württemberg und Bayern. Das Unternehmen ist einer der größten und traditionsreichsten Fernwasserversorger Deutschlands.


Vier Fragen an Wolfgang Eisele im Zuge der Energiewende sollen zahlreiche Windkraftanlagen gebaut werden. Welche Konflikte ergeben sich mit dem Trinkwasserschutz?

Befürchten Sie, dass die Versorgung mit einwandfreiem Trinkwasser der Versorgung mit Strom untergeordnet wird?

Die Auswahl möglicher Standorte für neue Windräder wird durch mehrere Faktoren begrenzt, etwa durch die Netzanbindung und den nötigen Abstand zur Wohnbebauung. Deshalb werden auch vielfach Standorte außerhalb von Ortschaften ins Gespräch gebracht, die aber aus der Sicht des Naturschutzes und eines Wasserversorgers ungeeignet sind. Denn bei aller Sympathie für die Energiewende und die erneuerbaren Energien: Für mich haben eine sichere öffentliche Trinkwasserversorgung und der Schutz der Rohwasservorkommen absoluten Vorrang.

Bei vielen Standortdiskussionen zeigt sich, dass nicht alle Ansprüche gleichzeitig erfüllt werden können, wenn die geplante Zahl von Windkraftanlagen realisiert werden soll. Das bedeutet: Bei der Genehmigung muss man etwa die Lärmbelastung für Anwohner und den Trinkwasserschutz gegeneinander abwägen. Meine Forderung lautet, beim Wasserschutz keine faulen Kompromisse einzugehen. Es gilt die Faustregel: Trinkwasser ist für den Menschen lebensnotwendig.

Wie könnte der Konflikt entschärft werden? Wie kann denn ein Windrad das Grundwasser gefährden? Windräder der neuesten Generation haben eine Nabenhöhe von mehr als 100 Metern. Um solche Anlagen sicher zu verankern, müssen insbesondere bei weichen Böden lange Pfähle in tragfähige, tiefer liegende Erdschichten gebohrt oder gerammt werden. Das ist ein Eingriff in die Deckschichten und die oberflächennahen wasserführenden Schichten, der die Wasserqualität dauerhaft gefährden kann. Außerdem erfordert der Betrieb eines Windrads große Mengen wassergefährdender Stoffe wie Trafo- und Hydrauliköl. Sie kennen sicherlich die Faustformel, dass ein Liter Öl eine Million Liter Wasser ungenießbar machen kann. Ein großes Windrad enthält mehrere Hundert Liter Öle – bei einem Unfall können diese Substanzen das Grundwasser verseuchen. Schon beim Bau des Fundaments und beim Aufstellen einer Windkraftanlage kommen schwere Baumaschinen und Transportfahrzeuge zum Einsatz, die ebenfalls Öl und andere wassergefährdende Stoffe an Bord haben. Auch hier besteht bei einem Unfall akute Gefahr fürs Grundwasser.

In unmittelbarer Nähe von Brunnen, also in den so genannten Wasserschutzzonen I und II, sind Windräder derzeit nicht zulässig. Daran müssen wir festhalten! Im weiteren Einzugsgebiet eines Brunnens, also der Wasserschutzzone III, könnten Windräder im Einvernehmen mit der Wasserbehörde und dem Wasserversorger genehmigt werden. Dort ist aber die Lagerung wassergefährdender Stoffe nur unter strengen Voraussetzungen erlaubt, etwa in doppelwandigen Behältern. Auch diese Bestimmung darf nicht aufgeweicht werden: An Windräder in der Zone III sind strenge Sicherheitsanforderungen zu stellen. In jedem einzelnen Fall müssen die örtlichen geologischen und hydrologischen Gegebenheiten berücksichtigt werden. Beispielsweise ist die Schwäbische Alb ein Karstgebirge, Niederschläge versickern schnell in weit verzweigten unterirdischen Klüften und Spalten. Tief reichende Fundamente können diese Hohlräume einbrechen lassen oder verschließen – dann sucht sich das Wasser einen neuen Weg, vorhandene Brunnen fallen möglicherweise trocken, belastende Stoffe treten plötzlich an anderen Stellen wieder aus. An solchen Standorten müssen vor dem Bau eingehende geologische Untersuchungen vorgenommen werden. Grundsätzlich verlange ich, dass kein Windrad ohne die vorherige Zustimmung von Wasserbehörden und Wasserversorgern gebaut wird. Speziell in Baden-Württemberg, dem Land mit der größten Brunnendichte der Republik, sollten wir bei der Standortplanung für Windkraftanlagen besonders sorgfältig vorgehen. Umweltverträglichkeit ist hier auch Pflicht.


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Kontroverse ums Gas ›

Position des BDEW zu Gas aus unkonventionellen Lagerstätten. Die von der Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten betroffenen Unternehmen haben gemeinsam Vorschläge für den zukünftigen Umgang, mit der Frage, wie die sichere und umweltverträgliche Nutzung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten in Deutschland sichergestellt werden kann, erarbeitet. Die Zielsetzung der Vorschläge des BDEW ist: Die Sicherheit der Ressource Trinkwasser darf nicht gefährdet werden. Trinkwasser ist das wichtigste Lebensmittel in

Deutschland. Der hohe Standard bei der Sicherheit bei der Trinkwasserversorgung ist aus diesem Grund für die Gesundheit der Bevölkerung von immenser Bedeutung. Diese Sicherheit wird durch die im BDEW vertretenen Unternehmen in Zusammenarbeit mit den zuständigen Gesundheitsund Umweltbehörden gewährleistet. Die Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten muss möglich sein, sofern Umwelt- und Sicherheitsfragen dem nicht entgegenstehen. Erdgas ist ein heute

verfügbarer hocheffizienter Energieträger, der für die Umsetzung der Energiewende und der Klimaschutzziele der Bundesrepublik Deutschland gebraucht wird. Ohne den Einsatz von Erdgas lassen sich die ehrgeizigen Ziele bei der CO2-Einsparung und dem Energiekonzept nicht erreichen. Aus diesem Grund fordert der BDEW eine differenzierte Betrachtung der konkreten Maßnahmen je nach Untergrund und der wasserwirtschaftlichen Bedeutung der betroffenen Gebiete. [Kurzfassung]

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»Keine Gefahr für das Trinkwasser«

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Dr. Gernot Kalkoffen, ExxonMobil, will Deutschland durch einen verantwortungsbewussten Ausbau der heimischen Förderung unabhängiger von Importen machen.

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Welche Bedeutung hat Erdgas in Deutschland? Welche Rolle spielt dabei die heimische Erdgasproduktion für die Versorgungssicherheit? Dr. Gernot Kalkoffen Erdgas hat eine große Bedeutung für Deutschland, immerhin beträgt der Erdgasanteil an der gesamten Energienachfrage über 20 Prozent. Wer an Erdgas denkt, hat zumeist Importe z. B. aus Norwegen oder Russland vor Augen. Tatsächlich aber wird auch in Deutschland schon seit Jahrzehnten Erdgas produziert, und zwar in einer Größenordnung, die etwa der Hälfte der russischen Importe entspricht. Brauchen wir dieses Erdgas auch in Zukunft? Ja, unbedingt. Wie sind mitten in der Energiewende und stehen damit vor der Herausforderung, Versorgungssicherheit zu gewährleisten, auch dann, wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint. Erdgas gewinnt dabei zunehmend an Bedeutung. Die heimische Förderung ist hierbei klar im Vorteil: Sie trägt in Milliardenhöhe zur inländischen Wertschöpfung bei, gewährleistet hohe Umweltstandards und vermeidet CO2-Emissionen, da lange Transportwege entfallen. Wir sollten die Augen nicht verschließen und darauf vertrauen, dass andere es für uns schon richten werden. „Made in Germany“ ist ein Gütesiegel – das gilt auch für Erdgas.

Welchen Beitrag kann Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten mittel- und langfristig zu einer sicheren, umweltverträglichen und bezahlbaren Energieversorgung leisten? Kalkoffen Die Ressourcenschätzungen der deutschen Rohstoffagentur gehen von rund 830 Milliarden m3 Erdgas in Deutschland aus, 80 Prozent davon in so genannten unkonventionellen Lagerstätten. Wie viel davon tatsächlich förderbar ist, muss sich noch erweisen, aber es wäre falsch, dieses Potenzial zu verschenken, gerade wenn wir wissen, dass der Bedarf an Erdgas in der Zukunft noch zunehmen wird. Wir müssen jetzt handeln, um dieser Nachfrage auch in Zukunft gerecht werden zu können, ohne uns dabei vollständig von Importen abhängig zu machen.

Es gibt bereits Erfahrungen mit der Förderung aus Schiefergestein, etwa in den USA. Was lässt sich aus den Erfahrungen z. B. in Pennsylvania für deutsche Verhältnisse lernen? Kalkoffen Die USA sind von einem Erdgasimporteur zu einem Erdgasexporteur geworden. Der Preis für Erdgas ist in den USA weniger als halb so hoch wie in Europa. Wenn uns davon auch nur ein Teil in Deutschland gelingt, ist das viel wert, gerade für die Verbraucher, die ja an einer bezahlbaren Erdgasversorgung interessiert sind. Die Erfahrungen aus den USA zeigen auch, dass nach allen bisherigen Untersuchungen bei rund einer Million Frac-Maßnahmen – und diese Zahl ist mit Deutschland natürlich nicht vergleichbar – kein einziger Fall dokumentiert ist, wo dieses Verfahren zu einem Umweltschaden geführt hat. Auf der anderen Seite gibt es Bilder von obertägigen Verschmutzungen, die zeigen, wie wichtig es ist, hohe Sicherheits- und Umweltschutzanforderungen zu haben und diese auch einzuhalten. Der deutsche Umweltschutz- und Rechtsrahmen liefert dafür hervorragende Voraussetzungen.

Dr. Gernot Kalkoffen

ist der Vorsitzende des Vorstandes der ExxonMobil Central Europe Holding. Der größte Produzent von deutschem Erdgas steht im Fokus der Diskussion.

Kalkoffen

Das Frac-Verfahren ist in einigen Erdgaslagerstätten erforderlich, um dem Erdgas im Gestein Fließwege zu verschaffen. Dieses Verfahren kommt in Deutschland seit den 1960er Jahren sicher zum Einsatz und versorgt heute mehr als 2,5 Millionen Haushalte mit Erdgas. Die dabei eingesetzte Flüssigkeit besteht in allererster Linie aus Wasser und Sand. Sie ist nicht giftig und auch nicht umweltgefährdend. Zu einem geringen Teil, bei Schiefergaslagerstätten sind dies weniger als 0,5 Prozent, werden chemische Zusätze benötigt. Dabei handelt es sich nicht um exotische Substanzen, sondern um Stoffe, die man ganz überwiegend auch in alltäglichen Produkten findet. Dennoch wird durch entsprechende Gestaltung des Bohrplatzes, durch Mehrfachverrohrung des Bohrlochs und durch umfassende Planung und Überwachung während der Arbeiten dafür Sorge getragen, dass die Flüssigkeit nur da wirkt, wo sie wirken soll, nämlich in der Erdgaslagerstätte. Und obwohl wir davon überzeugt sind, dass keine Gefahr für das Trinkwasser besteht, arbeiten wir kontinuierlich daran, die Zusammensetzung weiter zu verbessern. Hier machen wir stetig Fortschritte. Die Zusammensetzung historischer FracFlüssigkeiten ist mit heutigen Maßstäben nicht zu vergleichen. Wie wollen Sie die Kritiker überzeugen? Kalkoffen Wir nehmen die Sorgen der Bürger und der Wasserwirtschaft sehr ernst, und auch für uns haben die Sicherheit der Anlagen und der Schutz des Grundwassers oberste Priorität. Ich glaube, dass die zwischen der Gas- und Wasserwirtschaft hier beim BDEW im letzten November gemeinsam entwickelte Position eine gute Basis dafür ist. Wir fördern seit vielen Jahrzehnten sicher Erdgas in Deutschland. Gleichzeitig müssen wir offen sein für Verbesserungen und wollen mit Sachlichkeit und Transparenz zur Aufklärung und letztlich Akzeptanz beitragen. Daher veröffentlichen wir die detaillierte Zusammensetzung von Frac-Flüssigkeiten, stellen uns allen Fragen in einer Vielzahl von Diskus­ sionsveranstaltungen und haben bereits Anfang 2011 einen umfassenden Dialogprozess ins Leben gerufen. In diesem Dialogprozess werden alle Fragen rund um das Thema aufgegriffen und von hochrangigen, unabhängigen Wissenschaftlern untersucht. Zugleich sind alle Interessierten aktiv in den Prozess eingebunden, seien es Wasserversorger, Wasserverbände, Gemeinden, Kirchen, Anwohnergruppen etc. Wir schauen gespannt nach Osnabrück, wo die Ergebnisse und Empfehlungen im Rahmen einer Abschlusskonferenz am 25. April vorgestellt werden.

Kritiker warnen vor dem Einsatz chemischer Stoffe bei der Hydraulic Fracturing Methode. Wie stellen Sie den Schutz des Grundwassers sicher? wasserwirtschaft Streitfragen 01|2012

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»Chemikalien bereiten uns Kopfzerbrechen.«

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Henning Deters von Gelsenwasser sieht etliche Risiken. Unter anderem vermisst er eine Lösung für die Entsorgung der zur Gasgewinnung eingesetzten Chemikalien.

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Henning Deters

ist seit 2011 Vorstandsvorsitzender der Gelsenwasser AG. Die Gesellschaft ist eines der größten Trinkwasserversorgungsunternehmen Deutschlands.

Viele Vertreter der Wasserwirtschaft fürchten, dass die Erschließung unkonventioneller Gasvorkommen durch Fracking das Grundwasser verunreinigen kann. Was genau kann Ihrer Ansicht nach passieren – bei der Bohrung, während der Förderung, nach dem Ende der Förderung? Henning Deters Insbesondere in Wasserschutzgebieten bereiten uns die vielen Bohrungen, der mit dem Fracking verbundene Transport und der Umgang mit wassergefährdenden Stoffen Kopfzerbrechen. Pro Bohrung werden bis zu 60 Tonnen Chemikalien eingebracht. Eine vollumfängliche Rückgewinnung – gerade in ehemaligen Bergbaugebieten – ist äußerst schwierig. Zudem ist das Problem der Entsorgung des Rückflusses nicht gelöst. Normale Kläranlagen sind für die Reinigung dieser Abwässer aufgrund der Inhaltsstoffe nicht geeignet. Es ist bekannt, dass Schäden und Gefährdungen durch unkontrolliertes Austreten von Gas in den USA aufgetreten sind. Wir haben uns 2011 selbst ein Bild davon gemacht. Aus Niedersachsen sind Bodenverunreinigungen mit Schwermetallen und Kohlenwasserstoffen durch das Handling mit Abwässern in dafür ungeeigneten Rohrleitungen bekannt geworden und in Basel ist es infolge von Geothermiebohrungen mit Fracking zum Auslösen von Erdbeben gekommen. Es handelt sich bei dieser Form der Erdgasgewinnung eben um einen komplexen technischen Prozess, bei dem Fehler nicht ausgeschlossen werden können.

Fasst man die Erfahrungen der bisherigen Erkundungs- und Gewinnungsaktivitäten zusammen, sind Umweltauswirkungen wie Gewässer- und Bodenverunreinigungen, unkontrollierte Methangasaustritte, Verletzung von Deck- und Trennschichten, undichte Bohrungen, die unsachgemäße Abwasserentsorgung, ein Auslösen von Erdbeben durch Fracking-Vorgänge sowie mengenmäßige Beeinträchtigung bestehender Wassernutzungen durch konkurrierende Wasserentnahmen für das Fracking grundsätzlich nicht ausgeschlossen. Gesicherte Erkenntnisse über die Folgen der Erdgasgewinnung aus unkonventionellen Lagerstätten liegen nach Ansicht des Umweltbundesamtes für Deutschland nicht vor. Derzeit wird daher in verschiedenen Forschungsvorhaben versucht, diese Wissenslücken zu schließen bis hin zur Lösung der Frage, ob die bestehenden gesetzlichen Regelungen ausreichen. Wissenschaftler warnen davor, dass Frac-Abwässer u. a. Schwermetalle wie Quecksilber, radioaktive Substanzen und krebserregende Stoffe enthalten können. Wie können diese Abwässer – aus der Sicht der Abwasserwirtschaft – nach den allgemein anerkannten Regeln der Technik und umweltverträglich gereinigt werden? Gibt es für übrig bleibende Gefahrstoffe genügend sicheren Deponieraum?

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»Wir brauchen ein umweltverträgliches Umgehen mit der Behandlung und Entsorgung des Frac- und Formationswassers.« Deters Die bisher vor allem in Niedersachsen ausgeübte Praxis der Verpressung des Rückflusses in benachbarte Bohrungen, so genannte Disposalbohrungen, ist nach Auffassung von Fachleuten nicht als Stand der Technik einzustufen. Damit ist auch keine abschließende Lösung gefunden, sondern nur eine unkontrollierte Lagerung erfolgt. Wir brauchen ein umweltverträgliches Umgehen mit der Behandlung und Entsorgung des Frac- und Formationswassers. Dieses Thema ist nicht trivial, da durch die wechselnde Zusammensetzung des Abwassers je nach Ablauf des Frac-Vorgangs entsprechend angepasste Aufbereitungen notwendig sind. Dafür gibt es bisher weltweit keine etablierten Behandlungsanlagen. Wenn die berechtigten Bedenken gegen das Fracking ausgeräumt werden sollen, müssen aber für die Abwasserbehandlung zuverlässige Anlagen zur Verfügung stehen. Theoretisch stehen Verfahren wie Flotation, Fällung und Membrantechnik zur Verfügung. Die weitere Forschung muss zeigen, welche Art der Technik oder möglichen Kombinationen zum Zuge kommen.

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Fest steht, dass es sich beim so genannten Flowback gesetzlich gesehen um Abwasser handelt, da es durch den Gebrauch verändertes Wasser und nicht reines Formationswasser ist. Diese Art des Abwassers ist allerdings in der derzeitigen Abwassergesetzgebung nicht erfasst, d. h., es gibt keine Einleitgrenzwerte. Hierzu sind erweiterte Vorschriften notwendig, die klare Verantwortungen schaffen und die notwendigen Investitionen einschließlich der indirekten Kosten zur Wasseraufbereitung klar zuordnen. Ansonsten bleiben die Kosten beim Bürger hängen, das kann nicht gewollt sein. Skeptiker meinen, dass in Fracking-Gebieten nicht nur Wassergewinnung, sondern auch Landwirtschaft, Siedlungsräume und Tourismus leiden würden. Teilen Sie diese Einschätzung? Deters Angesichts der Fülle an möglichen Auswirkungen ist natürlich nicht auszuschließen, dass außer unseren Trinkwasserressourcen weitere Schutzgüter, wie etwa Naturschutzgebiete, betroffen sein können. Für uns ist es auf jeden Fall wichtig, dass die Erkenntnis auch in der Politik und Gesetzgebung Fuß fasst, dass es aus Gründen der Vorsorge geboten ist, auf das Fracking in Wasserschutzgebieten zu verzichten.


Inwieweit auch andere betroffen sein können, kann man nur am jeweiligen Standort der Erdgasgewinnung durch eine angepasste Untersuchung klären. Erschütterungen, Lärm- und Geruchsbelästigungen, ein hohes Verkehrs- und Transportaufkommen, Bodenbelastungen durch Havarien können dazu führen, dass andere Schutzziele betroffen und diese Einflüsse nicht hinnehmbar sind. Es ist daher auf jeden Fall erforderlich, die möglichen Auswirkungen rechtzeitig vorher zu erkunden – auch im Hinblick auf eine spätere Diskussion über mögliche Regressansprüche bei Unfällen oder bei technischem Versagen.

Gasgewinnung grundsätzlich außerhalb von Wasserschutzgebieten denkbar. Inwiefern dies im Rahmen der bestehenden Überversorgung mit Erdgas derzeit notwendig ist oder zu einem späteren Zeitpunkt mit weiterentwickelten Technologien erfolgen kann, sollte Teil der Diskussion bleiben.

Unter welchen Bedingungen, in welchen Regionen könnte die Wasserwirtschaft Fracking akzeptieren?

Deters Transparenz ist das Gebot der Stunde. Die Festlegung von „Claims“, von denen man aus der Zeitung erfährt, oder das Nicht-Offenlegen der eingesetzten Additive sowie das Negieren jeglicher Umweltauswirkungen müssen der Vergangenheit angehören. Wir brauchen einen offenen Prozess unter Einschluss aller Beteiligten, Betroffenen und Fachbehörden. Dazu geeignet sind Umweltverträglichkeitsprüfungen, sie erfüllen gut die genannten Bedingungen. Das Beispiel Stuttgart 21, aber auch das Kraftwerk in Datteln belegt dieses eindrucksvoll. Die Umweltverträglichkeitsprüfung bietet ein erprobtes Verfahren an, dem die Fracking-Betreiber im BDEW-Papier zugestimmt haben.

Deters Oberstes Ziel der Wasserwirtschaft ist es, dass vor allen Dingen die genutzten und reservierten Trinkwasserressourcen nicht beeinträchtigt werden. Darum ist in Wasserschutzgebieten auf jeden Fall auf das Fracking zu verzichten. Ebenso notwendig sind die Pflicht zur Umweltverträglichkeitsprüfung, die zwingende Einbeziehung der Wasserbehörden sowie der betroffenen Wasserunternehmen und die Ausklammerung der Bergbaugebiete. Daher stehen wir zu der gemeinsamen Positionierung mit der Energiewirtschaft im BDEW, die all diesen Punkten zugestimmt hat. Darüber hinaus gilt in Bezug auf das Wasser die allgemeine Sorgfaltspflicht, wie sie im § 5 des Wasserhaushaltsgesetzes niedergeschrieben ist. Danach ist eine nachteilige Veränderung der Gewässereigenschaften zu vermeiden. Das gilt flächendeckend in Deutschland. Weitere gesetzliche Schutzvorschriften beispielsweise aus den Bereichen Umwelt- und Naturschutz sind zu beachten. Soweit Gefahren für die Gewässer mit Sicherheit ausgeschlossen und weitere negative Umweltauswirkungen vermieden werden können, ist diese Art der

Bisher ist die Akzeptanz der Bevölkerung für Fracking nicht sehr hoch, an vielen Orten gibt es Proteste. Wie müsste Ihrer Ansicht nach ein Genehmigungs- und Beteiligungsverfahren aussehen, das auch die Bevölkerung einbindet und überzeugt?

Was erwarten Sie vom Gesetzgeber und vom BDEW? Deters Aufgrund der Forderung nach einem offenen Prozess würden wir die Einführung einer generellen Prüfpflicht für die Erdgasgewinnung aus unkonventionellen Lagerstätten etwa durch die Änderung der bestehenden gesetzlichen Grundlagen durchaus begrüßen. Zwingend ist die Umweltverträglichkeitsverordnung Bergbau anzupassen. Darüber hinaus sind die Möglichkeiten zu verbessern, Ausschlussgebiete für die Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten festzulegen – etwa mit Rücksicht auf Schutzräume – und Fachbehörden und Betroffene am bergrechtlichen Verfahren zu beteiligen. Dies kann durch Anpassungen im Bundesberggesetz erreicht werden.

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Herausgeber BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.

BDEW-Magazin "Streitfragen!" - 01/2012  

"Streitfragen! - Die Energie- und Wasserwirtschaft im Dialog" Ein Jahr nach der politischen Entscheidung, vorzeitig aus der Kernenergie aus...

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