Wie gestalten wir die Energieversorgung von morgen?

Muss der kostenintensive Stromnetzausbau wie geplant vollzogen werden oder sollte man eher verstärkt Anreize setzen, die ein lokal orientiertes, selbstbestimmtes Energiemanagement der Haushalte und Unternehmen fördern?

Welche Rahmenbedingungen braucht es, um Unsere Anlagen zur Energieerzeugung und -verbrauch (wie z.B. PV, Wärme und Stromspeicher, KWK-Anlagen, Wärmepumpen) netz- und systemdienlich zu betreiben?

Wie sind zeitlich und räumlich differenzierte Preissignale auszugestalten, um einen Ausgleich zu schaffen zwischen dem Nutzen für das Gemeinwohl (Sparen von Netzausbau und Residuallastkraftwerken) und dem Nutzen zum Eigenwohl (Eigenstromnutzung und -erzeugung)?

Im Folgenden werden dazu die bisherigen Planungen der Politik den möglichen Entwicklungen in der Praxis stichwortartig gegenübergestellt?

Schreiben Sie uns Ihre Meinung an info@klimaschutz-im-bundestag.de.

Gut zu wissen…

Im Folgenden einige zusammengestellte Zahlen und Argumente zu den oben angesprochenen Themen:

Wie hoch könnten die Netzentgelte steigen und welche Stromnetzausbaukosten sind geplant?

Die Hinweise nehmen zu, dass die Anschlüsse von Solarstromanlagen, Wärmepumpen oder Ladestationen mancherorts auf Engpässe im Stromnetz treffen und von Verteilnetzbetreibern nur noch schleppend genehmigt werden.

Die Bundesnetzagentur hat am 28. August 2024 eine Festlegung zur Verteilung der hohen Kosten in Netzen mit geringen Verbrauchswerten, aber hoher Einspeisung von erneuerbaren Energie und Umlage der Kosten über die bisherige § 19 StromNEV-Umlage getroffen (BNA 2024). Diese Umlage erhöht sich um 0,917 Cent/kWh von 0,643 Cent/kWh (2024) auf 1,56 ct/kWh in 2025. Die Netzentgelte liegen damit 2025 im Durchschnitt je nach Netzbetreiber zwischen 8,2 und 13 Cent/kWh. Der Anteil für das Übertragungsnetz (Höchst- und Umspannungsnetz) steigt durchschnittlich 2025 auf 6,65 Cent gegenüber 6,43 Cent im Jahr 2024.

Bisherige Investitionen und Aufwendungen für die Stromnetzinfrastruktur der Netzbetreiber (in Mrd. €) Quelle: BNA Monitoringbericht 2024.

Laut Bundestags – Drucksache 20/12078 belaufen sich die geplanten Investitionen der Übertragungsnetzbetreiber nach dem Netzentwicklungsplan (NEP) 2037/2045 (2023) bis 2037 auf bis zu 284 Mrd. € (vgl. Tabelle).

Geplante Investitionen der Übertragungsnetzbetreiber bis 2037 nach dem Netzentwicklungsplan (NEP) 2037/2045 (2023)

Netzbetreiber [Mrd. €]	landseitig	Offshore	Summe
Amprion	37,50	60,87	98,37
50 Hertz	42,45	16,81	59,26
TenneT	58,70	47,21	105,91
TransnetBW	21,32		21,32
Summe	159,97	124,89	284,86

Studien befürchten eine Verdreifachung der Netzentgelte bis 2045 (Ruhr GmbH 2024, Langfristszenarien 2024, S.12). Ihre Kosten werden verallgemeinert und bislang nicht verursachergerecht umgelegt. Wenn kleine und mittlere Erzeuger und Verbraucher beispielsweise nur eine Netzebene in Anspruch nehmen, um sich den Strom zu liefern, fallen Netzentgelte für alle Netzebenen an. Großverbraucher erhalten bislang Rabatte (§ 19 Absatz 2 StromNEV) statt netz- und systemdienliche Leistungspreise, die auch die Treibhausgase in den Blick nehmen.

---

Sondernetzentgelte für Industriekunden

Die Beschlusskammer 4 der Bundesnetzagentur hat mit Veröffentlichung eines Eckpunktepapiers am 24.07.2024 gemäß §§ 21 Abs. 3 Satz 4 Nr. 3 lit. f), S. 5; 29 Abs. 1 EnWG ein Verfahren für eine von § 19 Abs. 2 StromNEV abweichende Festlegung zur Setzung systemdienlicher Anreize durch ein Sondernetzentgelt für Industriekunden eingeleitet. Im veröffentlichten Text heißt es wörtlich: „Die Reform der Netzentgeltrabatte für Industrie- und Gewerbekunden ist aus Sicht der Beschlusskammer unausweichlich. Aktuell gelten für diese Kundengruppen gemäß § 19 Abs. 2 der Stromnetzentgeltverordnung die sog. atypsiche Netznutzung und die Bandlastprivilegierung. Diese Regelungen entsprechen nicht mehr den Anforderungen eines Stromsystems, das von hohen Anteilen erneuerbarer Stromerzeugung geprägt ist.“ (Bundesnetzagentur 2024, zuletzt abgerufen am 30.07.2024).

Der Nettostromverbrauch (20217-2023) sinkt und damit die Basis zur Umlage der Erhaltungs- und Ausbaukosten unseres Stromnetzes.

Zahlreiche Szenarien gehen von einem bis 2030 stark ansteigenden Stromverbrauch in der Größenordnung von 750 TWh in Deutschland durch Zunahme durch Wärmepumpen und Stromverbrauch (Gassubstitution) in der Industrie und Zunahme der Elektromobilität aus (vgl. z.B. ISE 2024). Real beobachten wir einen abnehmenden Stromverbrauch bei Haushalten, Gewerbe, Handel, Dienstleistungen und Industrie seit 2017 vgl. Abbildung).

Endenergieverbrauch Strom in Deutschland nach Sektoren (AGEB-Auswertungstabellen). Aufgrund der großen Menge an dezentralen Einzelanlagen liegt keine gesetzliche Vollerfassung vor. Die eigenerzeugten und selbst verbrauchten Strommengen sind als Schätzung enthalten. Der Selbstverbrauch aus Photovoltaikanlagen wird für 2023 auf etwa 7,5 bis 8,0 TWh abgeschätzt (Mitteilung Thomas Nieder, 4.11.24).

In den ersten neun Monaten 2024 lag der Stromverbrauch nach Angaben des BDEW um 7 TWh (2,1%) höher als 2023.

Photovoltaik & Kleinspeicher für alle? Lässt sich der Batterie-Tsunami noch stoppen? Stellen Batteriespeicher den Stromnetzausbau grundsätzlich in Frage?

Photovoltaik und Kleinspeicher: Der Zubau auf Eigenstromerzeugung optimierter Anlagen (kleine Batteriespeicher, PV-Anlagen etc.) boomt. Die Leistung und Kapazität von kleinen Stromspeichern hat sich seit 2020 mehr als verzehnfacht.

Entwicklung der Speicherleistung in Deutschland. Quelle: Battery Charts RWTH Aachen auf Grundlage Meldungen MaStR. Figgener et al., The development of battery storage systems in Germany: A market review (status 2023), 2023

In den aktuellen Statistiken zum Stromverbrauch wird der Eigenstromanteil bislang nur grob abgeschätzt. Die Zahl der Kilowattstunden, auf die Netzentgelte umgelegt werden, sinkt. Eine sich selbst verstärkende Entwicklung hat bereits eingesetzt. Speicher verkaufen sich u.a. aufgrund des Bedürfnisses, unabhängiger von hohen Strompreisen werden zu wollen. Die Aussage des Umweltbundesamtes „Batteriespeicher bei Steckersolargeräten unrentabel“ ist entweder nicht mehr aktuell oder spielt bei der Kaufentscheidung nicht die entscheidende Rolle (UBA 26.11.2024).

Die Folge: Die Kosten der Stromnetzinfrastruktur werden auf immer weniger Schultern (kWh) umgelegt.

Strom aus Photovoltaik: 2025 wird in Deutschland die Marke von 4 Millionen PV-Anlagen mit einer elektrischen Spitzenleistung von mehr als 90 GWpeak erreicht. Die theoretisch mögliche Einspeiseleistung liegt damit mehr als doppelt so hoch wie die Minimallast z.B. an An Sonn- und Feiertagen in Deutschland von 30 bis 40 GW. Die Hälfte der Anlagen haben eine Leistung unter 100 KWel., die meisten davon speisen ungeregelt ein. So besteht bereits heute an sonnigen Sonn- und Feiertagen die Gefahr von Netzüberlastungen.

Präsident der Bundesnetzagentur, Klaus Müller, sorgt sich in einem Interview mit der Frankfurter Allgemeinen Zeitung am 16. November 2024 über die Geschwindigkeit des Ausbaus von Solar- und Windstromanlagen (faz: 17.11.24). Ein großer Teil der installierten Solaranlagenleistung bis 100 kWel. lassen sich von den Netzbetreibern nicht in ihrer Einspeiseleistung herunterregeln.

Eine von Netzbetreibern geäußerte Befürchtung ist: An sonnenreichen Sonn- und Feiertagen könnte die Einspeisleistung dieser ungeregelten Anlagen bereits in 2025 den Verbrauch übersteigen und damit zu partiellen Abschaltungen im Netz führen.

Die Ampelkoalition wollte im Rahmen einer Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes gegensteuern, indem die Netzbetreiber auch Zugang zu kleineren Anlagen bekommen und diese abregeln können, die Pflicht zur Direktvermarktung auf Anlagen ab 25 Kilowatt (kW) Leistung abzusenken und dass die Betreiber in Zeiten negativer Preise keine Vergütung mehr bekommen. Ob solche Regelungen noch vor der Bundestagswahl umgesetzt werden und wann sie greifen bleibt unklar.

Der Youtuber Andreas Schmitz, bekannt als akkudoktor, zeigt in seinem Video vom 29.11.2024 anhand von der Einspeisekurve von 80 Anlagen, dass Heimspeicher die o.g. Problematik bei derzeitigem Betrieb eher noch verschärfen.

Eine Studie kommt zu ähnlichen Ergebnissen u.a. durch die Analyse einer empirischen Stichprobe von 947 einjährigen Lastprofilen von Haushaltsbatteriespeichersystemen. Es zeigt
sich, dass eine eigenverbrauchsfördernde Regelung zu einem Betrieb von
Batteriespeichern führt, der für das Energiesystem insgesamt so gut wie keinen
zusätzlichen Wohlfahrtsnutzen bringt, während die Batteriebesitzer davon profitieren. „In Einzelfällen führt diese Regelung sogar zu zusätzlichen Kosten, die unter den Energieverbrauchern sozialisiert werden“ (Semmelmann et al. 2024).

Die Studie ist eine weitere Begründung für die Notwendigkeit auch Heimspeicher netz- und systemdienlich anhand zeitlich und räumlich differenzierte Preissignale zu betreiben.

Statt weiterer rechtlicher Eingriffsregelungen könnte dieses Problem auch durch lokale Anreize (dynamische Strompreise, zeitvariable Netzentgelte) gelöst werden, um die zunehmende Anzahl an Batteriespeichern so zu laden, dass sie die Einspeisespitzen abfangen.

Großspeicher: Eine ähnliche Entwicklung wie bei den Kleinspeichern zeichnet sich derzeit auch bei den Großspeichern ab. Aktuell sind in Deutschland nur Batteriegroßspeicher mit einer Leistung von etwa 1,4 GW installiert. Bei den Übertragungsnetzbetreibern liegen inzwischen Anschlussbegehren für Batteriespeicher mit einer Leistung von insgesamt 161 Gigawatt vor (Johannsen 2024). Angetrieben werden die Nachfragen durch die täglichen Schwankungen des Strompreises. Die mittlere tägliche Standardabweichung lag 2023 bei rund 4 Cent/kWh, der maximale tägliche Spread beim Day-Ahead-Preis bei knapp 10 Cent/kWh und beim viertelstündlichen kontinuierlichen Intraday-Handel bei mehr als 20 Cent/kWh (FfE 13.3.2024).

Was sich in Deutschland abzeichnet, scheint in anderen Ländern bereits eine enorme Dynamik zu entwickeln. So hat die USA inzwischen Groß-Batteriespeicher mit einer Leistung von mehr als 22 GW am Netz. Davon wurden allein 6,7 GW in den ersten 3 Quartalen 2024 in Betrieb genommen (EIA). Weit überwiegend handelt es sich dabei um Lithium-Ionen-Batterien.

Aber auch Natrium-Ionen-Batterien sind in naher Zukunft am Markt zu erwarten, sie sind noch einmal um etwa 30% günstiger. In Guangxi, im Südwesten Chinas, wurde eine 10-MWh-Natrium-Ionen-Batteriespeicher in Betrieb genommen als erste Phase hin zu einem 100-MWh-Projekt (Zhang 2024). Die seit mehr als 10 Jahren die Politik bestimmende These, dass Netze billiger als Speicher sind, muss aus Sicht des KiB e.V. überdacht werden (These 4,5 Agora 2013).

Autobatterien: Ein bereits existierendes Potential schlummert auch noch in den bereits verkauften Autobatterien mit einer Kapazität von bis zu 100 GWh (vgl. Mobility Charts).

Was wissen wir über den Auslastungszustand der unteren Stromnetzebenen, insbesondere des Niederspannungsnetzes?

Ein sehr großer Teil des Stromverbrauchs findet auf der Niederspannungsebene statt. Wie viel genau, darüber gibt es bislang keine genauen Angaben. Ebenso hängt der weitaus überwiegende Anteil an Stromerzeugungsanlagen und Stromspeicherkapazität am Niederspannungsnetz.

Es macht also Sinn darüber nachzudenken, wie man bereits auf der Niederspannungsebene des Stromnetzes regenerative und residuale Erzeugung und Verbrauch zeitgleich oder über Speicher in Deckung bringt.

Anreize wie lokale dynamische Strompreise gibt es bislang nur von wenigen einzelnen Anbietern. Eine gesetzliche Grundlage dafür gibt es bislang nicht. Im Gegenteil die Politik favorisiert nach wie vor die einheitliche Preiszone für Deutschland. Dahinter steht die Hoffnung, die energieintensive Industrie an den bestehenden Standorten vor allem im Süden halten zu können und ihnen über den Strommarkt günstige Strompreise anbieten zu können.

Wann kommen lokale zeitvariable Netzentgelte als Anreit zum netzdienlichen Betrieb von Erzeugungs- und Vernrauchsanlagen?

Laut einer Umfrage bei Netzbetreibern nutzen in der Mittelspannung 36% und im Niederspannungsnetz 23% der Unternehmen hochaufgelöste Messdaten zur Berechnung der Auslastung ihrer Stromnetze (Envelio & energate 2024).

Zu transparenten Daten oder entsprechenden Anreizen wie zeitvariablen Netzentgelten mit denen Haushalte und Unternehmen ihre Anlagen, wie Photovoltaik, Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, Wärmepumpen und Speicher netzdienlich betreiben könnten, liegen also noch große Herausforderungen.

Es gibt jedoch Ansätze, wie sich mit wenigen Messdaten, sinnvoll verteilt im Verteilnetz, die Auslastung des Netzes bestimmen und aus der Wetter- und anderen Daten aus der Vergangenheit lernen lässt, wie sich die Netzauslastung in den nächsten Stunden entwickeln könnte (z.B. Koster 2024).

In einem ersten Schritt könnten diese Prognosedaten den Willigen, die ihre Anlagen auch netzdienlich betreiben wollen, transparent zugänglich gemacht werden.

Im einem zweiten Schritt könnten darauf aufbauend Anreize in Form lokaler zeitvariabler Netzentgelte entwickelt werden, um Anlagen netzdienlich zu betrieben und damit Netzsausbau einsparen zu helfen.

Sind Spotmarktpreise einer einheitlichen Strompreiszone für den Klimaschutz ein geeignetes Signal?

Niedrige und negative Strompreise entstehen in einem Grenzkostenmarkt am Kurzfristmarkt Spotmarkt (day ahead, intraday), wenn die Dampfkessel fossiler Kraftwerke keine schnellen Temperaturgradienten vertragen, und daher „angeheizt“ bleiben müssen, auch wenn der Strombedarf gleichzeitig durch Erneuerbare gedeckt werden könnte. Statt Flexibilität anzuregen, führt der Grenzkostenmarkt deshalb bei hohen Anteilen an erneuerbaren Energien zu geringen und negativen Strompreisen.

Je höher die erneuerbaren Stromanteile steigen, um so weniger werden sich die Investitionskosten in einem Grenzkostenmarkt refinanzieren können. Im Gegensatz zu vielen konventionellen Kraftwerken kann man Solar- und Windkraftwerke nahezu ohne Aufwand und Kosten schadlos herunterfahren (bei PV „aus dem Arbeitspunkt regeln“, bei Wind „aus dem Wind drehen“ bzw. Blattwinkel verstellen). Daher müssen andere Wege als ein bundeseinheitlicher Grenzkostenmarkt mit negativen Strompreisen gefunden werden, um den Ausbau und die Finanzierung der Erneuerbaren langfristig abzusichern.

Der Spotmarktpreis der einheitlichen Strompreiszone setzt in vielen Fällen aus Sicht des Klimaschutzes ein falsches Signal.

Fallbeispiel 1: Wenn Betreiber von hochflexiblen KWK-Anlagen in Süddeutschland ihre Anlagen aufgrund niedriger oder gar negativer Erlöse am Spotmarkt (z.B. bei hoher Winderzeugung im Norden oder Osten Deutschlands) für den eingespeisten Strom abregeln, müssen dort stattdessen Wärme und Strom getrennt und mit höheren Emissionen erzeugt werden (z.B. Wärme über Gas- und Strom über Kohlekraftwerke).

Fallbeispiel 2: Bei niedrigen oder negativen Strombörsenpreisen können Nutzende eines dynamischen Strompreises innerhalb von Sekunden ihren Batteriespeicher auf Laden setzen. Tun das in einer Region, in der das Netz bereits ausgelastet ist, gleichzeitig Viele, dann kann es zu Netzüberlastungen und im Extremfall zu Netzausfällen kommen. Häufiger aber noch kann es dazu kommen, dass in einer Region, in der gerade weder Wind weht noch die Sonne scheint, aufgrund der Batterieladungen ein fossiles Kraftwerk hochgefahren werden muss, mit entsprechend höheren Treibhausgasemissionen. In diesem Fall wird das Netz weder entlastet noch überschüssiger erneuerbarer Strom gespeichert, um zu anderen Tageszeiten fossilen Strom zu ersetzen.

Braucht es lokale Strompreise? GrünstromIndex als Beispiel für Signalalternative zum Spotmarktpreis.

Gemäß § 41 EnWG sind Stromanbieter zur Bereitstellung dynamischer Stromtarife verpflichtet.
§ 3 Nr. 31b EnWG legt dabei eine Orientierung an Börsenpreisen (EPEX Spot) fest, die keine lokalen Preissignale unterstützen.

Der GrünstromIndex liefert über das Internet eine frei verfügbare Vorhersage (forecast) der lokalen Emissionen des stündlichen Strommixes abrufbar nach Postleitzahlen.

Auf der gleichnamigen Internetplattform findet sich der absolute Wert sowie eine dreistufige, stündlich aufgelöste, farbige Darstellung. Grau bedeutet „wenig regenerativer Strom verfügbar“ und damit die Empfehlung, Geräte mit großem Stromverbrauch nicht zu nutzen. Gelb steht für einen durchschnittlichen Anteil an regenerativ erzeugtem Strom und rät dazu, mit Strom sparsam umzugehen, und Grün zeigt an, dass ein hoher Anteil des bezogenen Stroms aus regenerativen Quellen stammt.

Stromkunden können so ihre variablen Stromverbraucher, wie Wärmepumpen, Waschmaschinen etc., möglichst emissionsarm betreiben und Erzeugungsanlagen (BHKW) netzdienlich aktivieren (vgl. z.B. https://gruenstromindex.de/waermepumpe.html).

Energieversorger können den Grünstromindex als Basis für eigene zeitvariable dynamische Stromtarife nutzen, die den Anteil des erneuerbar erzeugten Strombezuges in der Region des jeweiligen Kunden anzeigen. Der Index kann mit einer Fair Use Policy postleitzahlenscharf per API abgerufen werden.

Die über eine API-Schnittstelle für Forschungszwecke verfügbaren Daten (https://corrently.io/books/grunstromindex) schaffen so Transparenz und eine Grundlage für dezentral organisierte Flexibilität (Ausgleich von erneuerbarer Erzeugung und Verbrauch) und Anreize zur Verbrauchssteuerung, Lastverschiebung, Suffizienz etc.

Entwickelt wurde der GrünstromIndex von dem Unternehmen STROMDAO, das über „Corrently“ selbst einen entsprechenden Tarif als Energieversorger anbietet und stetig weiterentwickelt.

Der Index verarbeitet über Algorithmen folgende Daten:

• Daten zur aktuellen und erwarteten Stromerzeugung von Übertragungsnetzbetreibern, Energieerzeugern und Aggregatoren.
• Wetterinformationen von meteorologischen Diensten und Wettervorhersagemodellen, wie Windgeschwindigkeit, Sonneneinstrahlung und Niederschlagsmenge, werden verwendet, um die erwartete Leistung der erneuerbaren Energiequellen vorherzusagen.
• Historische Stromerzeugungs- und Verbrauchsdaten, um Muster und Trends via Machine Learning mit Hilfe eines Graphenmodells zu analysieren.
• Weitere Betriebsdaten von Kraftwerken, wie z.B. geplante Wartungsarbeiten, geplante Einspeisungen erneuerbarer Energien, zur Verbesserung der Vorhersagegenauigkeit.

Aufgabe eines Strommarkts der Zukunft muss es sein, die Informationsverarbeitung privater Plattformen wie dem Grünstromindex auf eine rechtliche Grundlage zu stellen, die stetig für eine wissenschaftlich abgesicherte Datenbasis sorgt. Lokale Informationen und Preissignale sollten so weiterentwickelt werden, dass auch z.B. Kombinationen vor Ort aus Solarstromanlagen, KWK-Anlagen, Wärmepumpen und Speichern treibhausgasarm und netz- und systemdienlich betrieben werden und die Kosten für die Netzinfrastruktur bezahlbar bleibt.

Wie können sich auch Mietende heute schon an der Energieversorgung von morgen beteiligen?

Bereits heute ist es auch für viele Mietende technisch möglich, ihre Energieversorgung teilweise selbst in die Hand zu nehmen. Mit der gesetzlichen Privilegierung der Steckersolargeräte kann Mietenden z.B. ein Balkonkraftwerk in der Regel nicht mehr verwehrt werden.

Kleinspeicher sind technisch inzwischen nicht nur in der Lage, den eigenen Solarstrom zwischenzuspeichern und damit den Eigenstromanteil zu erhöhen, sondern auch dann Strom aus dem Netz zu beziehen, wenn er gerade günstig ist (dynamische Strompreise müssen ab dem 1.1.2025 angeboten werden).

Die Frage, wieviel Haushalte und Unternehmen zukünftig ihre Energieversorgung mit Photovoltaik, Batteriespeicher, Wärmepumpe zumindest teilweise selbst in die Hand nehmen, wird darüber entscheiden, wieviel Stromnetzausbau notwendig ist und wie teuer die Energiewende für alle wird. Im Internet wird dafür inzwischen mit Slogans wie „Balkonkraftwerk-Speicher zum Black Friday: 50-Prozent-Aktion bringt ihn in jeden Haushalt“ geworben.

Wenn sich der sich abzeichnende Trend fortsetzt, wird der Gesetzgeber mit lokalen Preissignalen reagieren müssen, um die vielen Speicher auch netz- und systemdienlich einzusetzen. Dann werden aber auch Netzausbau und Kraftwerksstrategie überdacht werden müssen.

Förderung mit der Gießkanne oder orientiert am individuellen Bedarf?

Damit die Energiepreise oder notwendige Sanierungen für viele Menschen nicht zur unzumutbaren finanziellen Belastung werden, sind bedarfsorientierte Maßnahmen dringend notwendig, um Armut zu reduzieren und einkommensschwachen Haushalten eine Teilhabe an der Transformation zu ermöglichen. Wie sich aus den statistisch ermittelten Persona des Sozial-klimarates ergibt, ist der Förderbedarf je nach Person sehr unterschiedlich.

Die nachfolgenden den Persona zugeordneten Fragen und aus ihnen abgeleiteten Schlussfolgerungen stammen nicht vom Sozial-Klimarat sondern vom Autor dieses Beitrages.

So bräuchte Magda Meyer (die hier für etwa 15% der Bevölkerung steht und im Eigentum lebt) z.B. entweder ein Angebot für eine bezahlbare Wohnung in der Nachbarschaft und ggf. Umzugshilfe oder ein z.B. bis zum Lebensende tilgungsfreies zinsgünstiges Darlehen und entsprechende Unterstützung bei der Auswahl und der Betreuung der Handwerker in der Sanierungsphase.

_{https://www.sozial-klimarat.de/post/auf-dem-weg-zu-einem-klimapolitischen-lagebild, abgerufen 14.11.2024}

Im Fall der mietenden Alia Yücel mit geringem Einkommen (die für 14% der Bevölkerung steht) sind dagegen eher Anreize gefragt, die den Wohnungseigentümer zu einer bezahlbaren Sanierung motivieren. Dazu gehört auch ein gesetzlicher Rahmen, der verhindert, dass hohe Fernwärmepreise allein auf die Mietenden abgewälzt werden können.

_{https://www.sozial-klimarat.de/post/auf-dem-weg-zu-einem-klimapolitischen-lagebild, abgerufen 14.11.2024}

Viele Fernwärmepreise liegen inzwischen deutlich über den Energiekosten für eine Hybridlösung (z.B. Wärmepumpe + Gaskessel) (vgl. https://waermepreise.info/preisuebersicht/)

Mit der Wärmepumpe kommt der Strom in den Blick?

Bislang war beim Heizungstausch der Austausch eines alten Heizkessels durch einen neuen der Regelfall. Mit dem Gebäudeenergiegesetz will die Politik einen Paradigmenwechsel einläuten und mit dem Einsatz der Wärmepumpe und dem Einsatz von „grünem Strom“ statt fossiler Brennstoffe schnell Treibhausgasemissionen einsparen.

Mit der Wärmepumpe stellen sich deutlich mehr Fragen als beim Heizkessel.

In der Auslegung und dem Betrieb einer Wärmepumpe liegen aber auch eine Menge Chancen, bei beschränkten Ressourcen (Arbeitskraft und Budget) Treibhausgase und Geld gleichermaßen einzusparen, sofern sie Flexibilität durch Kombination mit anderen Wärmeerzeugern erlaubt.

In der Kombination mit einem Gaskessel beispielsweise kann auch in kleineren Gebäuden die Heizungsregelung auf Strompreissignale regarieren und immer dann die Wärme erzeugen und ggf. in einem Pufferspeicher zwischenspeichern, wenn der Strom entweder von der Solarstromanlage vom eigenen Dach oder gerade günstig und treibhausgasarm aus dem Netz bezogen werden kann.

Daraus ergibt sich z.B. bei beschränktem Budget eine flexiblere Sanierungsstrategie gegenüber der bisher von vielen favorisierten Lösung, zunächst zu dämmen und erst dann die Heizung zu tauschen.

Positive und negative Residuallast: Tagesschwankungen und „Kalte Dunkelflaute“

Ein Szenario vor dem gewarnt wird ist die fehlende Kapazität an Kraftwerken, wenn der Strombedarf einmal über mehrere Tage hoch ist.

Beispiel: An vier aufeinanderfolgenden Tagen Anfang November lieferte Wind- und Solaranlagen kaum Energie. Die Nachfrage konnte zwar gedeckt werden aber mit hohen Preisschwankungen an den Börsen. Insbesondere Abends zwischen 17-18 Uhr waren die Strombörsenpreise hoch und stiegen bis auf 80 Cent/kWh.

Die Bundesregierung hat das Ziel bis zum Jahr 2030 etwa 80% des Bruttostromverbrauchs im Jahresdurchschnitt durch Erneuerbare Energien zu decken. Bei der Bilanzierung bleibt unberücksichtigt, dass auf Grund der Schwankungen (der sog. Volatilität) von Wind- und Sonnenstrom ein großer Teil des Stroms keine Verwendung findet, weil er zu falschen Zeiten produziert wird. Da im Stromnetz zu jedem Zeitpunkt ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch herrschen muss, wird dieser Strom heute noch weitgehend abgeregelt. Über Abregelungen informiert z.B. die Netzampel. Man bezeichnet dies auch als negative Residuallast.

Die positive Residuallast (Strom) ist definiert als die verbleibende Stromlast nach Abzug der aktuellen Leistung der nicht regelbaren erneuerbaren Energien (Sonne, Wind, Wasser, Biomasse) von der aktuellen Gesamtlast (Stromverbrauch).

Erneuerbare Strommengen, die abgeregelt werden müssen, obwohl sie zwar an anderen Orten fossile Erzeugung ersetzen könnten, aber nicht über das Stromnetz zum Ort des Verbrauchs transportiert werden können bezeichnet man als Redispatch (vgl. netztransparenz.de)

Zu anderen Zeiten reicht das Angebot an Erneuerbarer Energie nicht zur Deckung des Strombedarfs aus und entsprechend muss das Defizit z.B. durch konventionelle Kraftwerke gedeckt werden.

Die Residualleistung ist über das Jahr sehr unterschiedlich verteilt, abhängig vom Dargebot von den Erneuerbaren, vor allem Sonne und Windstrom.

Eine vorliegende statistisch mathematische Analyse der Residuallast hat untersucht, wieviel Erneuerbaren Strom und welche Speichererfordernisse erforderlich sind, um die Residuallast zu decken (Seelmann-Eggebert 2024). Sie unterteilt die Residuallast dazu in zwei Anteile:

• den „Interdies“-Anteil, der die Bilanz aus Tagesertrag und Tagesverbrauch widerspiegelt und die saisonale Abhängigkeit einschließt, sowie
• den „Intradiem“-Anteil, der alle Tageszeiten mit Unterdeckung aufsummiert.

Unter der Vereinfachung, dass übers Jahr genauso viel Strom aus Erneuerbaren erzeugt wie verbraucht wird und sich die Tagesverbräuche relativ gleichmäßig über das Jahr verteilen, ergibt sich folgendes Bild:

• Wann immer der Tagesertrag einer Solaranlage den Tagesverbrauch übersteigt, kann der Intradiem-Anteil der Residuallast z.B. vollständig durch Batteriespeicher ausgeglichen werden. Pro kWp installierte Leistung Solar ist dabei eine Kurzzeitspeicherkapazität von etwa 1,5 kWh notwendig.
• Werden bei einer reinen Versorgung mit Solarstrom keinerlei Speicher oder Maßnahmen zur Lastverschiebung eingesetzt, so beträgt die Residual­last wegen dem großen Intradiem-Anteil bei bilanziell ausgeglichener Jahres­versorgung mehr als 60%. Kurzzeitspeicher sind in der Lage unter anderem die Nachtlücke auszugleichen und damit den nutzbaren Solarstrom zu verdoppeln!
• Da der Wind auch nachts weht, zeigt Windstrom im Gegensatz zum Solarstrom durchschnittlich keine Korrelation mit der Tages­zeit und lediglich schwache saisonale Tendenzen. Grundsätzlich entstehen Unterdeckungssituationen Intradiem in deutlich geringerem Umfang. Bei einer reinen Windkraftversorgung, bei der in der Jahresbilanz genauso viel Windstrom erzeugt, wie durch Lasten verbraucht wird, beträgt die Intradiem-Residuallast durchschnittlich etwa 7% und kann schon durch Batterien mit 10% bis 20% Kapazität einer durchschnittlichen Tageslast durchweg überbrückt werden. Über­raschender­weise ist die Interdies-Residuallast von Windkraft ähnlich hoch wie bei der Photo­voltaik. Auch hier können mehr als 30% des Stroms nicht direkt genutzt werden. 

Ein selbstversorgendes System muss hinreichend Überschuss für die Produktion von synthetischem Brennstoff für Residuallastkraftwerke produzieren. Abhängig vom Wirkungsgrad für Rückverstromung gibt es einen Minimalwert für den notwendige Überschuss, um über einen Langzeitspeicher (wie z.B. eine Wasserstofferzeugung mit Rückverstromung) die Interdies-Residuallast zu decken. Dieser Minimalwert beträgt ein Vielfaches der Interdies-Residuallast.

Rechenbeispiel: Wieviel Erneuerbaren Strom braucht es, um die Residuallast vollständig über Kurz- und Langzeitspeicher zu decken? 

Unter der vereinfachten Annahme, dass sich die Tagesverbräuche relativ gleichmäßig über das Jahr verteilen, braucht es zur Abdeckung eines Strombedarf von z.B. 750 TWh (100%) eine Ertragsmenge von 1014 TWh (135%) aus Windkraft und Sonnenstrom. Dabei können statistisch etwa 662 TWh des Stroms direkt oder über einen Kurzzeitspeicher (Batterie etc.) genutzt werden, der die Tagesschwankungen ausgleicht. Etwa 351 TWh (47%) des Stroms fallen statistisch zu Zeiten an, in denen er nicht genutzt werden kann (Seelmann-Eggebert 2024). Dieser Strom kann aber z.B. über Wasserstoff oder Biomethanerzeugung und Rückverstromung um die Interdies-Residuallast dezentral zu erzeugen.

Variable Netzentgelte für abschaltbare Lasten nach §14a EnWG

Seit dem 1. Januar 2024 dürfen Netzbetreiber den Strombezug der steuerbaren Verbrauchseinrichtung, wie nicht private Ladepunkte für Elektro-Autos (Wallboxen), Wärmepumpen, Kälte-/Klimaanlagen und Stromspeicher mit Anschluss am Niederspannungsnetz temporär auf bis zu 4,2 kW (Mindestleistung) reduzieren. Damit soll eine Überlastung des lokalen Stromnetzes abgewendet werden. Der Haushaltsstrom ist davon nicht betroffen. Dazu müssen zukünftig alle regelbaren Verbrauchseinrichtungen mit einem intelligenten Zähler incl. Smart Meter Gateway ausgerüstet sein. Als „Gegenleistung“ erhalten die Betreibenden eine Netzentgeltreduzierung für den Strombezug dieser variablen Verbrauchsanlagen (vgl. Bundesnetzagentur). Bei der Netzentgeltreduzierung kann der Betreibende aus 3 Optionen (Modulen) eine auswählen. Option bietet eine jährliche pauschale Reduzierung (etwa zwischen 110-190 €), Option 2 gewährt ein prozentuale Reduzierung der Netzentgelte (auf 40% des Netzentgelt Arbeitspreises) und Option schließlich ein zeitvariables Entgelt, das seitens des Netzbetreibers auch gekoppelt mit Option 1 angeboten werden kann. Das Beispiel von zwei Netzbetreibern zeigt wie unterschiedlich Option 3 ausgestaltet werden kann. Der Netzbetreiber bnnetze macht den Strom in der Nacht z.B. für Wärmepumpen extrem günstig und Netze BW um die Mittagszeit.

Variable Netzentgelte des Verteilnetzbetreiber Netze BW

Variable Netzentgelte des Verteilnetzbetreiber bnnetze

Die Zukunft des Gasnetzes?

Über 554.000 Kilometer Erdgasleitungen verteilen 703 Verteilnetzbetreiber (VNB Gas) jährlich etwa 800 TWh Gas über die 11 Mio. Ausspeisepunkte an Letztverbraucher, Weiterverteiler oder nachgelagerte Netze der Netzbetreiber.

Laut Monitoringbericht 2024 (S. 44) der Bundesnetzagentur betrugen die Investitionen und Aufwendungen für die Erhaltung und Wartung der Netzinfrastruktur Gas (Übertragungsnetz & Verteilnetz) im Jahr 2023 zusammen etwa 2,5 Mrd. Euro. Das entspricht bei einem Erdgasverbrauch im Jahr 2023 von etwa 800 TWh einem Erhaltungsaufwand von etwa 0,31 Cent/kWh. Sollte z.B. der Bedarf an Erdgas, Biomethan oder Gemischen mit Wasserstoff auf z.B. 200 TWh zurückgehen ist aus volkswirtschaftlicher Sicht das Gasnetz mit Erhaltungskosten von unter 2 Cent/kWh eine im Gegensatz zum Stromnetz kostengünstige Infrastruktur.

Ganzheitliche Kosten-Nutzen-Rechnungen fehlen noch weitgehend, ob es sinnvoller ist lokale Überschüsse an Erneuerbarer Energie über das Stromnetz oder über chemische Energiespeicher zu transportieren. Erste Untersuchungen zeigen, dass es in der Gesamtbetrachtung kostengünstiger ist, Windenergie direkt auf See über Elektrolyseanlagen in Wasserstoff zu verwandeln und über eine Gaspipeline zu transportieren, als über eine Stromleitung (Schwaeppe et al. 2024).

In der Systementwicklungsstrategie 2024 des Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) heisst es „Nach 2045 verbleibt ein umfangreiches Gasfernleitungsnetz, dessen Nutzung unklar ist.“ Das BMWK geht davon aus, dass große Anteile der heutigen Gas
verteilnetze, die nicht für die Umstellung auf Wasserstoff, andere klimaneutrale Gase oder den CO2Transport benötigt werden, stillgelegt werden. Mannheim hat bereits verkündet dass sie als erste deutsche Großstadt bis 2035 sein Gasnetz stilllegen will. Mannheim verfügt über ein ausgedehntes Fernwärmenetz.

Die Festlegung der Bundesnetzagentur erlaubt bereits ab 2022 den Netzbetreibern kürzere Nutzungsdauern (Abschreibungsdauern) als bisher. So können aktuell Teile von Gasnetzen in Ausnahmefällen bis zum Jahr 2035, in der Regel bis 2045 abgeschrieben werden. Zusätzlich werden in besonderen Fällen degressive Abschreibungen mit einem Satz von bis zu 12 Prozent erlaubt (Bundesnetzagentur 2024). Die Netzentgelte hängen auch vom Gasverbrauch ab, wenn dieser fällt steigen die Netzentgelte. Geringerer Gasverbrauch und geringere Abschreibungsdauern führen auch 2025 zu deutlich höheren Netzentgelten der Gasnetze.

Mehr Flexibilität durch Biogasspeicherkraftwerke?

Die Internetplattform VisuFlex zeigt, wie weit die Flexibilisierung einiger Biogasanlagen in Deutschland vorangebracht wurde. Mit einer bis zu fünfmal höheren elektrischen Leistung als bei einem gleichmäßigen Betrieb über das ganze Jahr reagieren die bisher in geringer Anzahl flexibilisierten Biogasanlagen im Wesentlichen auf den Börsenstrom- preis (VisuFlex), um höhere Deckungsbeiträge zu erwirtschaften. Bisher können sie so vor allem Tagesschwankungen von Strombedarf und -erzeugung ausgleichen.
Mit dieser Art der Flexibilisierung zum Ausgleich von Tagesschwankungen treten die Biogas- anlagen zunehmend in Konkurrenz mit vermutlich auf Dauer deutlich günstigeren Batterie- speichern.

Biogasanlagen hätten aber noch deutlich mehr Optionen zur Flexibilität, wie z.B.:

• die Speicherung vor Ort über mehrere Tage.
• den Anbau und Lagerung der Einsatzstoffe über viele Monate. Biogasanlagen können zeitweise mehr Substrat oder weniger umsetzen. Silagen aus nachwachsenden Rohstoffen können zwischen einem und zwei Jahren gelagert werden. Manche Biogasanlagen können zeitweise bis auf eine Minimalleistung von 10-20% ihrer maximalen Leistung heruntergefahren werden. Diese minimale Leistung deckt über kleine KWK-Anlage gerade den Wärmebedarf zur Aufrechterhaltung der Temperatur.
• die Einspeisung (Speicherung) von Biomethan im Erdgasnetz.
• biologische oder katalytische Methanisierung in Kombination mit Elektrolyse- Wasserstoff: Biogas besteht in der Regel aus ca. 55 % Methan und 45 % Kohlenstoffdioxid. Durch die Reaktion von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid (Methanisierung) kann der Methangehalt auf bis ca. 95 % gesteigert werden, womit das Biogas im Prinzip einspeisefähig für das Gasnetz wird. Mit der Methanisierung kann somit aus grünem Wasserstoff (erzeugt aus grünem Überschussstrom) Methan erzeugt werden, welches in der vorhanden Gasinfrastruktur genutzt und in gewissem Umfang gespeichert werden kann. Die Effizienz der Biomassenutzung in Biogasanlagen wird somit erhöht.
• die flexible Nutzung von Biogas, Biomethan, Wasserstoff und Erdgas in den überbauten KWK-Anlagen an Biogasstandorten durch entsprechend lokale Preissignale, die einerseits die Residuallast und andererseits Netzengpässe vor Ort adressieren.

Ein solcher Ausbau zur Abdeckung von saisonaler Residuallast erfordert:

• einen Stromnetzanschluß. Biogas kann Strom liefern, wenn PV und Wind dies nicht ausreichend tun. Es kann durch entsprechende Verträge und technische Einrichtungen so abgesichert werden, dass es zeitgleich nicht mit diesen um die Einspeisemöglichkeit konkurriert. Die Netzausbaukosten könnten so reduziert werden. Die installierte Leistung (KW) muss dazu eine 8-10fache Überbauung zulassen, um nur 1000 – 1500 Stunden Strom im Jahr zu produzieren, wenn PV und Wind nicht liefern können.
• einen Gasnetzanschluß. Für eine Dunkelflaute sollte aus dem Gasnetz sicher zusätzliche Energie geliefert werden. Moderne KWK-Anlagen können jede Mischung aus Biogas, Biomethan und Wasserstoff zu Strom und Wärme umwandeln. Die verbrauchten Mengen werden durch Zähler erfasst und lassen sich umrechnen.
• Eine entsprechende Biogasaufbereitungstechnik. Im Sommer Teilmengen und zu Stromüberschußzeiten im Sommer und Winter voll, könnte Biomethan in lokalen Speichern oder im großen Gasnetz gespeichert und bei Bedarf gehandelt, genutzt oder rückgespeist werden. Dazu müssten Anlagenbetreibern ähnliche Bedingungen gewährt werden, wie auch anderen Großkraftwerken.
• Dezentrale Elektrolyseure und biologische oder katalytische Methanisierungsanlagen an Biogasstandorten. Aus einem Anteil Kohlendioxid (CO2) und vier Anteilen Wasserstoff (H2) werden ein Anteil Methan (CH4) und ein Anteil Wasser (H2O).
• Die Erschließung von Wärmesenken, z.B. über kommunale Energieleitpläne bzw. überörtliche Infrastrukturplanung. Bisher fehlt die Einbeziehung von flexibilisierten Biogasstandorten in der kommunalen Wärmeplanung.

Schematische Darstellung zur Ausgestaltung von Speicherkraftwerken, um die mehrtägige Residuallast abzudecken.

Das Bruttoinlandsprodukt, kurz BIP, ist das Maß für die gesamte wirtschaftliche Produktion eines Landes und der Indikator, der seit Jahrzehnten unser Bild von Wohlstand und Fortschritt prägt. Doch ist dieser Maßstab, der ursprünglich zur Einschätzung der wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit eines Landes entwickelt wurde, tatsächlich geeignet, um den Zustand und die Qualität unserer Gesellschaft zu messen? Die Fixierung auf das BIP als Hauptindikator für Wohlstand und Erfolg ist aus vielerlei Gründen problematisch – und es wird Zeit, dies kritisch zu hinterfragen. 

Beginnen wir mit einem simplen, aber aufschlussreichen Beispiel: Zwei Öltanker, einer erreicht sein Ziel ohne Zwischenfälle, der andere hat einen Unfall, erleidet ein Leck und verliert daraufhin einen Teil seiner Ladung auf offener See. Die Ökosysteme leiden, die Crew ist traumatisiert – und das BIP „profitiert“ dennoch von der Katastrophe. Kosten für Reinigung, Bergung und die Förderung von Ersatzöl werden in die Wirtschaftsleistung einberechnet und lassen das BIP wachsen, obwohl gesellschaftlich kein Mehrwert entsteht.  Im Gegenteil: Die Folgen sind langfristig schädlich für Umwelt und Menschen, doch in der Logik des BIPs tragen sie positiv zur „Leistung“ des Landes bei. 

Gleichzeitig gibt es zentrale Tätigkeiten, die im BIP nicht abgebildet werden, obwohl sie essenziell für unser Wohlbefinden sind. Dazu zählen vor allem unbezahlte Care-Arbeiten wie Kinderbetreuung, Haushaltsführung oder das Unterstützen von Angehörigen. Diese Leistungen bleiben in unserer Wirtschaftsstatistik unsichtbar, obwohl sie einen enormen gesellschaftlichen Wert haben. Die Folgen sind weitreichend, denn das, was nicht gemessen wird, findet in der politischen Entscheidungsfindung oft wenig Beachtung. 

Dass das BIP nur einen Teil des gesellschaftlichen Wohlstands erfasst, war übrigens schon dem „Vater“ des BIPs, Simon Kuznets, bewusst. Bereits in den 1930er Jahren warnte er davor, das BIP als Maßstab für das Wohlbefinden einer Gesellschaft zu verwenden (Felix Dorn, 2022). Doch seine Warnungen wurden ignoriert – und so wurde das BIP zum Inbegriff des Fortschritts, obwohl es viele wesentliche Aspekte des Lebens außer Acht lässt. Die Kritik am BIP ist also keineswegs neu: Bereits 1974 zeigte der Ökonom Richard Easterlin, dass ein höheres BIP ab einer bestimmten Schwelle nicht automatisch zu einem höheren Lebensglück führt – eine Erkenntnis, die als „Easterlin-Paradox“ bekannt wurde (Easterlin, 1974). 

Die Faktoren, die das Leben tatsächlich lebenswert machen – soziale Bindungen, eine stabile Gesundheit, eine erfüllende Arbeit – stehen oft in keinem direkten Zusammenhang mit einem höheren BIP (Van Soest et al., 2009). Studien zeigen, dass das Einkommen das Lebensglück nur bis zu einem gewissen Niveau steigert. Ist diese Schwelle erreicht, machen zusätzliche Einkommenszuwächse kaum noch einen Unterschied in der Lebenszufriedenheit. Einkommen ist also besonders dort entscheidend, wo es knapp ist und existenzielle Unsicherheit ausgleicht – nicht jedoch als ultimatives Maß für ein erfülltes Leben. 

Die politische Praxis sieht allerdings anders aus: BIP-Wachstum gilt nach wie vor als zentrale Messlatte für den Erfolg einer Regierung. Ein stagnierendes oder rückläufiges BIP wird oft als Alarmzeichen interpretiert, als drohende Krise. Wenn Judith Rakers bei der Tagesschau mit ihrem ernstesten Gesichtsausdruck vor die Kamera tritt, weiß man sofort, dass entweder ein Krieg ausgebrochen oder die Wirtschaft geschrumpft ist. 

Die Fixierung auf dieses eine Maß verengt jedoch den Blick: Wir werden immer besser darin, mehr Güter und Dienstleistungen zu produzieren, unabhängig davon, ob wir diese wirklich brauchen oder ob sie unsere Lebensqualität steigern. Doch was bringt uns materieller Reichtum, wenn er auf Kosten unserer Umwelt und unseres sozialen Zusammenhalts geht? 

Der Nobelpreisträger Joseph Stiglitz gehört zu den lautesten Kritiker*innen dieser Fokussierung auf das BIP. Unter seiner Leitung analysierte die Stiglitz-Sen-Fitoussi-Kommission die Defizite des BIPs und legte Alternativen vor, die besser geeignet sind, um gesellschaftlichen Wohlstand und Fortschritt zu messen. Sie schlugen vor, auch „weiche“ Faktoren wie Lebenszufriedenheit, soziale Beziehungen und Umweltqualität in die Messungen einzubeziehen. So könnten Fragen zur Verteilungsgerechtigkeit, zur persönlichen Sicherheit und zur intakten Umwelt einbezogen werden, um ein realistischeres Bild vom Zustand einer Gesellschaft zu erhalten (Stiglitz et al., 2009). 

Die Verteidiger*innen des BIP argumentieren, dass sich Wirtschaftswachstum und CO₂-Ausstoß entkoppeln ließen, und somit die Wachstumsmaxime weiterverfolgt werden könne. Doch dies übersieht wesentliche Aspekte. Erstens: Das BIP bleibt ein Indikator, der stark an den Energieverbrauch gekoppelt ist. Ein steigendes BIP bedeutet oft auch mehr CO₂-Ausstoß, besonders in Ländern, die stark auf fossile Brennstoffe angewiesen sind. Zweitens: Selbst ein „grünes“ Wachstum erfordert Ressourcen – sei es für den Bau von Windkraftanlagen, den Abbau seltener Erden oder die Versiegelung von Flächen. Auch erneuerbare Energien haben ökologische Kosten, deshalb ist der bewusste Umgang mit jeder Kilowattstunde Strom sehr wichtig, egal ob erneuerbar oder fossil. 

Ein Ansatz ist die Weiterentwicklung des BIPs, sodass unerwünschte Ausgaben in Schäden negativ in die Bilanz eingehen und “Blind Spots” wie z.B. unbezahlte Care-Arbeit positiv einfließen. Mit genau dieser Zielsetzung ging 1989 der “Index of Sustainable Economic Welfare” (ISEW) an den Start. Ausgaben durch negative Ereignisse wie z.B. Unfälle, Kriminalität, Naturkatastrophen werden abgezogen. Ebenso wird die jährliche Umweltzerstörung ermittelt und negativ bilanziert. Die unbezahlte Leistung im Care-Bereich wird geschätzt und positiv berücksichtigt. Insgesamt setzt sich der Indikator aus 20 Komponenten zusammen, die einzeln aufgeschlüsselt werden, was für die Transparenz und Nachvollziehbarkeit ein großer Pluspunkt ist (Imzuwi, n.d.). Der “Genuine Progress Indicator” (GPI) wurde auf Grundlage des ISEW entwickelt und punktuell für einige Staaten in den USA (Vermont, Maryland, Colorado, Ohio, Utah) berechnet. Hawaii ist der einzige Staat, der die Berechnung des GPI zu seiner jährlichen Routine gemacht hat (Hawaii, n.d.). 

Noch vielversprechender ist der Ansatz, für jedes Policy-Feld verschiedene Indikatoren-Sets (Dashboards) zu entwickeln, wobei das BIP nur als ein Indikator von vielen gesehen wird. Außerdem sind die Berücksichtigung von subjektiven Faktoren und des Umweltverbrauchs wesentlich, um von der Messung der reinen “ökonomischen Wohlfahrt” zur Messung des Wohlergehens zu kommen. Der von einem britischen Think-Tank entwickelte „Happy Planet Index“ macht es vor: Er setzt Lebenszufriedenheit ins Verhältnis zum ökologischen Fußabdruck eines Landes und fordert ein gutes Leben innerhalb planetarer Grenzen (Lexikon der Nachhaltigkeit, n.d.). Auch eine Neuausrichtung der Wirtschaftspolitik hin zu weniger Ressourcenverbrauch und mehr Lebensqualität ist denkbar. Die Frage sollte nicht lauten „Wie können wir immer mehr produzieren?“, sondern „Was brauchen wir für ein gutes Leben – und wie lässt sich dies nachhaltig erreichen?“. Einen Lösungsbaustein auf diesem Weg bietet die Arbeit von Veléz-Henao und Pauliuk. Sie haben untersucht, welche Materialflüsse wir wirklich benötigen, um ein gutes Leben zu führen (Veléz-Henao/Pauliuk, 2023). Die Fokussierung auf Realgrößen statt Finanzkennzahlen kann dabei helfen, die richtigen Entscheidungen zu treffen. 

Eine solche Perspektive würde unsere Wirtschaftspolitik auf lange Sicht radikal verändern. Statt jeden Produktivitätsfortschritt in mehr Produktion umzumünzen, könnten wir höhere Produktivität für mehr Freizeit und Lebensqualität nutzen. Eine interessante Arbeit auf diesem Gebiet kommt von Wissenschaftlern von dem IAB. Sie haben berechnet, dass unsere Produktivität im Vergleich zur neolithischen Revolution (die Sesshaftwerdung der Menschen) um den Faktor 90 zugenommen hat. Sprich heute können wir in einer Stunde 90 mal mehr herstellen, als zu der Zeit, in der wir alles per Hand hergestellt haben (Amlinger et al., 2023). Wir würden gut daran tun, diese erhöhte Produktivität in mehr Freizeit zu stecken, denn mehr Freizeit bedeutet weniger Stress, mehr Raum für zwischenmenschliche Beziehungen, Kreativität und persönliche Entwicklung – Aspekte, die unser Lebensglück nachhaltig steigern.  

Dass wir das BIP von heute auf morgen in den Ruhestand schicken, wird allerdings nicht gelingen. Es ist in viele politische Kennzahlen eingebunden und muss nach und nach abgelöst werden. Und für manche Zwecke wird es nach wie vor seine Aufgabe erfüllen. Vor allem die Globalisierung macht eine einseitige Aufgabe des Indikators schwierig. Wünschenswert wäre ein international abgestimmtes Vorgehen, um das BIP auf seinen rechtmäßigen Platz zu verweisen. Auch haben starke Schwankungen des BIPs durchaus einen Einfluss auf die Lebenszufriedenheit – in der kurzen Frist, nicht in der langen (Easterlin, 2010). 

Die Herausforderung bleibt, die Dringlichkeit für eine Abkehr vom BIP als Hauptindikator zu vermitteln. Die Bundesregierung hat bereits die Enquete-Kommission „Wachstum, Wohlstand, Lebensqualität“ beauftragt, alternative Messgrößen zu erarbeiten. Die Enquete-Kommission hat 2013 auf 844 Seiten ganz ähnliche Erkenntnisse wie die Stiglitz-Sen-Fitoussi-Kommission vorgelegt (Deutscher Bundestag, 2013). Doch die Umsetzung dieser Erkenntnisse steht noch aus. Was also tun? Ein gesellschaftlicher Diskurs ist notwendig, der die Frage ins Zentrum stellt, was ein gutes Leben ausmacht und wie eine nachhaltige Wirtschaft dies unterstützen kann. Die Einführung neuer Wohlstandsindikatoren erfordert politische Entschlossenheit und eine breite gesellschaftliche Unterstützung. 

Eine vielversprechende Möglichkeit, diesen Wandel zu fördern, ist die Einbeziehung von Bürger*innen: Ein Bürgerrat könnte eine Plattform bieten, um über alternative Wohlstandsindikatoren und ein neues Verständnis von Fortschritt zu diskutieren. Derzeit wird an einem solchen Rat gearbeitet, der pünktlich zur nächsten Regierungsbildung seine Ergebnisse vorlegen soll (New Wohlstand, n.d.). 

Wer sich intensiver mit diesem Thema auseinandersetzen möchte, ist herzlich zu unserer nächsten Online-Veranstaltung am 19. November eingeladen. Dort diskutieren wir mit dem Filmemacher Martin Oetting, der in seinem Film „Purpose“ Fragen zur Lebenszufriedenheit aufwirft, und dem ehemaligen Bundestagsabgeordneten Hermann Ott, der 2013 an der Enquete-Kommission „Wachstum, Wohlstand, Lebensqualität“ beteiligt war. Wir freuen uns auf einen spannenden Austausch und Ihre Fragen! 

Die AfD hat bei Landtagswahlen in drei östlichen Bundesländern zugelegt. Seitdem überlegt sich die Klimablase, wie man die Klimakommunikation verbessern kann. Die Frage kann man besser formulieren. Von Craig Morris

Beginnen wir mit einer kurzen Frage: Wer hat Folgendes geschrieben, und vor allem wann? (Antwort steht am Ende des Textes – googeln ist mogeln!)

„Soweit unerwünschte Tatsachenwahrheiten in freien Ländern toleriert werden,
werden sie häufig, bewusst oder unbewusst, in Meinungen umgewandelt.“

Und jetzt zur Aktualität: Nach dem Erfolg der AfD in drei Landtagswahlen suchen Klimaschützer das richtige Framing für die Klimakommunikation. Framing ist nicht unwichtig, aber wenn das die Hauptlösung wäre, hätte man in den 80ern mit „die Schöpfung bewahren“ sehr viele Konservative überzeugt.

Oft heißt es, wir brauchen positive, optimistische Botschaften – wohl ein Grund, warum das Limit von 1,5°C nicht bereits für überschritten erklärt worden ist. Führende Klima-Expert*innen betonen, dass sie optimistisch seien (Claudia Kemfert vom DIW) und warnen davor, zu viel Pessimismus zu verbreiten (Hannah Ritchie von Our World in Data).

Aber der größte Durchbruch in den letzten Jahren kam wohl von Fridays for Future, und ihre Botschaft war wenig optimistisch: „Ihr wollt von uns jungen Menschen Hoffnung – How dare you!“ Die Menschen sind unterschiedlich: Manche mögen Schokolade, manche Vanille.

Vor allem basieren die Meinungen der Wissenschaftlerinnen Kemfert und Ritchie zur Klimakommunikation nicht auf der Wissenschaft, sondern das ist eher ihr Bauchgefühl. Was sagt die Sozialforschung zur Klimakommunikation?

Listen to the science

2017 fasste der US-Journalist David Roberts die peer-reviewed Forschungsergebnisse zusammen: „there’s unlikely to be any all-purpose emotional recipe that will satisfy all customers“. Zu Deutsch: Es gibt keine eierlegende Wollmilchsau bei der Klimakommunikation. 2018 betonte er (wie viele andere), dass die Menschen vor allem „fellowship“ wollen: Wir können Krisen meistern, wenn wir das Gefühl haben, dass alle an einem Strang ziehen. Nur dumm, dass die Gesellschaft immer gespaltener ist und wir uns immer einsamer fühlen.

Der konservative US-Podcaster und Gründer von Strong Towns, Chuck Marohn, setzt sich für 15-Minuten-Städte ein. Er sucht dabei nicht nach einem Framing. Wenn er in eine Gemeinde eingeladen wird, setzt er sich hin und hört zu. Wo drückt der Schuh in der Gemeinde? Erst wenn alle sich gehört und ernst genommen fühlen, redet er davon, wie man die Gemeinde stark machen kann.

Aktuelles deutsches Beispiel: Nam Duy Nguyen hat soeben in Sachsen für die Linke ein Direktmandat geholt – eines von nur zwei. Seine Taktik: Er hat an knapp 50.000 Türen geklopft und zugehört. Er fand heraus, dass vor allem drei Themen die Menschen dort beschäftigen: Mietpreise, ÖPNV (Preise und Anbindung), und Inflation. Nun könnte ein Klimaschützer leicht von Lösungen reden, die diese Probleme angehen – und nebenbei das Klima schützen.

Klimaschützer treten eher anders auf: Die Fakten sind auf unserer Seite, wir haben einfach recht – basta! Das kann unsympathisch rüberkommen. Man versteht die Reaktion „Meine Gefühle interessieren sich nicht für deine Fakten“ besser mit einem Spruch aus den USA: „they don’t care to know until they know you care.” Erst wenn die Menschen wissen, dass du sie ernst nimmst, sind sie offen für dein Wissen.

Dann stellt man fest, dass die Menschen beim Klimaschutz gar nicht so gespalten sind; Mehrheiten sind dafür, aber viele denken, die anderen wollen nicht (Umfrage von More in Common). Die Sozialwissenschaften sprechen von „pluralistischer Ignoranz“: Man fühlt sich alleine, auch wenn die eigene Meinung weit verbreitet ist. Man weiß es nur nicht, weil wir uns immer weniger treffen. Außerdem argumentiert More in Common, man müsse sich besser um das „unsichtbare Drittel“ kümmern: Menschen, die eben nicht in prekären Verhältnissen leben, sondern sich einsam fühlen und nicht wissen, wie sie sich wirksam einbringen können (Die andere deutsche Teilung).

Die Frage lautet also nicht (nur): Welches Framing für die Klimakommunikation? Sondern: Wie können wir uns wieder treffen und reden? Wie Rainald Manthe, Vorstand von Stiftung Bildung, sagt: „Gesellschaft braucht Orte, an denen sie einander begegnet.“ Begegnungsorte sind „dritte Orte“ neben Zuhause und Arbeit: Kirchen, Kneipen, Kinos, Parks, Buchhandlungen, Sportvereine usw. Diese Orte besuchen wir immer weniger; wir sitzen auf der Couch mit Netflix, das Essen wird geliefert. Dann treffen wir uns in unserer Blase, um darüber zu reden, wie man mit Anderen reden sollte, wenn man sie träfe – anstatt sie zu treffen.

Demokratie weiterentwickeln

Die Politik sollte die Richtung angeben, aber die Ampelkoalition zeigt bereits, dass das Parteiensystem an seine Grenzen kommt. Jetzt wird es noch schwieriger: Die CDU muss sich mit Sahra Wagenknecht arrangieren. Man befürchtet, dass uns die Demokratie abhandenkommt. So schrieb Jonas Schaible im Spiegel: „Die Zeit des demokratischen Siechtums ist die Zeit, in der wir leben.“

Das deutsche politische System war 1949 die beste verfügbare Technik – ein Bollwerk gegen den Faschismus. Kommt es in die Jahre? Wenn ja, wie könnte man es weiterentwickeln?

Expertise gibt es vor allem in den Ministerien. Es gibt Vorschläge, wie man dieses Wissen aus den verkrusteten preußischen Strukturen der Ministerien befreien könnte – die Welt lässt sich immer weniger in Einzelthemen einsortieren, die Namen der Ministerien werden immer länger –, aber generell wird nicht beklagt, dass Wissen fehlt. Wir streiten uns eher über die Ausgestaltung z.B. des Klimaschutzes: Wohin geht die Reise?

Das soll die Politik sagen. Auch wenn es nicht schadet, wenn Politiker*innen Expertise besitzen: Die Politik vertritt eher unsere Werte. Sind wir z.B. der Meinung, es sollte eine Maut auf der Autobahn geben, dann sagt das Verkehrsministerium mit seiner Expertise, wie das konform mit EU-Recht ginge – so jedenfalls sollte unser politisches System funktionieren. Aber mit den immer weiter gespreizten Koalitionen weiß die Politik nicht mal mehr, was sie will.

Einen Ausweg bieten Bürgerräte. Hier kommt eine Gruppe von zufällig ausgewählten Menschen zusammen, um miteinander und Expert*innen vertieft über ein gesetztes Thema zu sprechen und Lösungsvorschläge zu entwickeln. Dank dieser Expertise sind das keine Stammtischgespräche, und die Bürgerräte entkräften den Vorwurf, dass „die da oben“ entscheiden.

Hier treffen sich die Menschen außerhalb ihrer Blase, und die Gespräche sind konstruktiv. Es zeigt sich international, dass diese Vorschläge ehrgeiziger sind, als sich die Politik erlaubt. Noch nimmt die Politik solche Vorschläge zur Kenntnis, setzt sie aber nicht konsequent um. Man sollte Bürgerräte häufiger, vielleicht laufend als Dritte Orte, abhalten, und die Empfehlungen sollten als Auftrag an die Ministerien gehen, die dann untersuchen, wie man sie umsetzen kann.

Und nun des Rätsels Lösung

Obiges Zitat:

„Soweit unerwünschte Tatsachenwahrheiten in freien Ländern toleriert werden,
werden sie häufig, bewusst oder unbewusst, in Meinungen umgewandelt.“*

stammt von Hannah Arendt (Original auf Englisch) aus dem Jahr 1967 Wir denken, dass wir seit Kurzem im Zeitalter des Postfaktischem leben, aber Arendt hat das alles vor mehr als einem halben Jahrhundert analysiert. Sie ist nicht unumstritten. Dennoch: Was würde sie heute wohl sagen? Ich denke, zwei Sachen.

Erstens: Wahrheiten** wirken in der Politik tyrannisch; die Politik lebt von der Vielfalt der Meinungen. Dass bedeutet nicht, dass Fakten nicht mehr gelten, sondern dass man mit Meinungen anfängt. (Beispiel: Katja Diehls „willst Du oder musst Du Auto fahren“ kommt eher empathisch als belehrend rüber.)

Zweitens: „Die Vernunft ist nicht auf der Suche nach Wahrheit, sondern nach Sinn“ (Vom Leben des Geistes, posthum 1977). Arendt hat die Zeit vom Nazi-Regime bis in die 1970er Jahre hinein analysiert. Hitler gab vielen Menschen einen Sinn im Leben. Die AfD liefert auch eine Definition für dieses Deutschland – eine, die mir nicht gefällt. Unsere freiheitliche Wirtschaft liefert leider keine. Um Jacques Delors zu zitieren: „Niemand verliebt sich in einen Binnenmarkt“. Weltweit gehen Geburtenraten zurück, selbst wenn der Staat Familien mit Kindern besser finanziell unterstützt. Immer mehr junge Menschen fragten sich offenbar: Wozu Kinder kriegen in dieser sinnlosen Welt?

Wofür steht dieses Deutschland? Wie kann Klimaschutz zur Sinnstiftung beitragen?

Wenn es stimmt, dass uns der Sinn des Lebens zunehmend abhandenkommt, dann sind wir endlich im eisernen Käfig des Soziologen Max Webers angekommen: Wir interagieren miteinander nach den rationalen Regeln des Kapitalismus, aber ohne dass diese Begegnungen Sinn stiften. Oder wie der Anthropologe David Graeber gesagt hätte: Wir wollen eigentlich, dass der Bäcker sagt: Guten Morgen, heute wieder zwei Brötchen und ein Croissant? Der Markt hat uns früher zusammengebracht und zur Bildung einer Gemeinschaft beigetragen; er soll nicht nur effizient, sondern sinnstiftend sein. Stattdessen sitzt der Bäckermeister heute fernab in einer Halle, und an der Theke steht eine wechselnde Bedienung, die nur 4,97 Euro von uns will. Sobald wir bezahlt haben, sind wir quitt: Wir schulden einander nichts und müssen uns nicht wiedersehen. Eine Welt voller finaler Transaktionen ohne gesellschaftlichen Kitt – wie kommen wir da raus?

Beginnen wir die Sinnsuche wie Chuck Marone, indem wir uns treffen und aussprechen, z.B. an Dritten Orten und in Bürgerräten – wo drückt der Schuh? So bauen wir Vertrauen und Sympathie füreinander auf – Roberts „fellowship“. Dann suchen wir gemeinsam nach Lösungen. Diese sind wissenschaftsbasiert; die Fakten kommen erst hier rein. Oder wie jemand mal auf einer Veranstaltung gesagt hat: Die AfD erzählt faktische Lügen, aber emotionale Wahrheiten; wir erzählen faktische Wahrheiten, nehmen aber Sorgen und Emotionen zu wenig ernst.

Wir dürfen dabei nicht vergessen, dass die Transformation des Klimaschutzes wohl der größte Umbau seit Gründung der Bundesrepublik sein wird. Bei Veränderungen gibt es Gewinner und Verlierer. Man muss den Leuten die Existenzangst nehmen. Wir müssen uns gegenseitig klarmachen, dass wir füreinander da sein werden. Ob die Transformation eine Chance oder eine Bedrohung ist, ist ein Gefühl – kein Fakt.

Lesen Sie zum selben Thema „ZuverZicht: It’s a Kulturkampf, stupid!“ vom Mai 2024.

Wer sich mehr mit wissenschaftsbasierter Klimakommunikation beschäftigen mag, findet bei Klimafakten viele wertvolle Ressourcen.

* Es gibt ein (weniger elegantes) Zitat auf Deutsch dazu von Arendt aus dem Jahr 1963: „Wo immer andererseits in der freien Welt unliebsame Tatsachen diskutiert werden, kann man häufig beobachten, daß man ihre bloße Feststellung nur darum toleriert, weil dies von dem Recht zur freien Meinungsäußerung gefordert werde….“

** Arendt unterscheidet (nach Leibniz) zwischen Vernunftwahrheiten (Logik) und Tatsachenwahrheiten (Empirie). Die Klimaforschung fällt unter Tatsachenwahrheiten.

Diskussionsbeitrag von Dr. Jörg Lange und Craig Morris

Im Juli entbrannte ein Streit in der FAZ. Los ging es mit einem Aufruf von 12 Ökonomen nach lokalen Strompreisen. An der schlichten Tatsache, dass der deutsche Spotmarkt in Leipzig die Physik in den Netzen nicht abbilden kann, komme man nicht vorbei.

Eine Woche danach sprachen sich allerdings 15 Verbände für die Beibehaltung der landesweiten Einheitspreiszone aus (wie z.B. in Frankreich oder Spanien). Auch der Bundesverband Erneuerbare Energien ist dafür. Die Verbände befürchten eine Abwanderung der Industrie aus hohen in niedrigere lokale Preiszonen. Beim BEE geht es um die Planbarkeit von neuen Wind- und Solarprojekten. Dennoch zeigten sich die Verbände offen für (nicht weiter definierte) lokale Preissignale unterhalb des bundesweiten Spotmarkt-Preises.

BMWK favorisiert Kapazitätsmarkt

Dann kam im August ein konkreter Vorstoß aus dem Wirtschafts- und Klimaministerium mit einem Optionenpapier zum „Strommarkt der Zukunft“ und einem „Überblick zur Ausgestaltung eines kombinierten Kapazitätsmarktes“.

Die Idee des bereits über viele Jahre diskutierten Kapazitätsmarktes nun neu in der Kombination mit einer dezentralen Komponente ist nicht unkompliziert: Zunächst würde es in der zentralen Komponente Ausschreibungen für neue Erzeugungsanlagen (wie Gaskraftwerke) geben. Die bezuschlagten Angebote bekämen Zahlungen für die Bereitstellung von Kapazität unabhängig von der erzeugten Strommenge. Später käme die zweite Komponente hinzu: Zertifikate aus der zentralen Komponente für (dezentrale) Bilanzkreisverantwortliche (also Stromhändler und -lieferanten).

Der „kombinierte Kapazitätsmarkt“ kompensiert (so die Ansicht des BMWK) schwindendes Vertrauen in den „Energy-Only Markt“ und die CO₂-Bepreisung.

Die dezentrale Komponente des kombinierten Kapazitätsmarktes delegiert die Verantwortung für die Erschließung von Flexibilitätsoption auf der Ebene der Endkunden und des Verteilnetzes auf die etwa 900 Bilanzkreisverantwortlichen. Auf den ersten Blick scheint das plausibel, weil sie über Lastgänge größerer Endkunden verfügen und bereits heute einige Akteure auf deren Lastverhalten im Sinne eines effizienter zu führenden Bilanzkreises versuchen einzuwirken.

Aber verfügen sie auch über das Wissen, wie in den Unternehmen und vor allem in Gebäuden Flexibilitätsoptionen umgesetzt werden können? Wurden die Bilanzkreisverantwortlichen gefragt, ob sie die Verantwortung und Aufgabe übernehmen wollen und können?

Zu den vielen gesetzlichen Regelungen, die heute schon nicht konsequent am Klimaschutz und einer Versorgung mit fluktuierenden Erneuerbaren ausgerichtet sind, käme ein weiteres bürokratisch aufwändiges Zertifikatesystem hinzu, dessen Folgen kaum abschätzbar sind.

Nach Ansicht von Kritikern würde ein Kapazitätsmarkt zu höheren volkswirtschaftlichen Gesamtkosten führen. Eine effizientere Alternative wird in einer „Absicherungspflicht“ (Option 1, Kap. 3.2 im Optionspapier) gesehen, wie sie in der europäischen Strommarktrichtlinie vorgegeben ist, und die dem „Strommarkt-Plus“ der Plattform klimaneutrales Stromsystem (PKNS) entspricht (connect 2024). Vereinfacht bedeutet eine Absicherungspflicht, dass Stromversorger ihre Lieferverpflichtungen zum Beispiel am Terminmarkt absichern müssen und damit eine Nachfrage von emissionsarmen Ausgleichskapazitäten auslösen, wenn gleichzeitig der CO₂-Preis entsprechend hoch ist. Derzeit müssen sich Unternehmen nicht absichern und gehen bei starken Preisschwankungen am Spotmarkt große Risiken ein, die zum Konkurs führen können.

Refinanzierung der Investitionskosten von Wind- und Solarkraftwerken

Neben dem Aspekt der Versorgungssicherheit und hierzu ggf. fehlender flexibler Kapazität stellt das Optionenpapier auch vier Vorschläge bezüglich der Refinanzierung der Investitionskosten von Wind- und Solarkraftwerken zur Debatte. Alle vier vorgeschlagenen Optionen basieren, wie bisher auch auf dem gleichen Grundprinzip: der Refinanzierung von Investitionen in Solar und Windstromanlagen über den Spotmarkt und Ausgleich der Differenz zu den Kosten über den Steuerhaushalt. Aufgrund europäischer Vorgaben wird in allen Optionen ein „Rückzahlungsinstrument“ eingeführt, so dass bei hohen Erlösen am Spotmarkt ein Teil des Steuerausgleichs wieder zurückfließt.

Solarstromkraftwerke und Windkraftwerke reagieren auf das Wetter und nicht auf Preise. Sie haben so gut wie keine Grenzkosten. Ihre Refinanzierung am Grenzkostenmarkt führt bei hoher erneuerbarer Stromerzeugung zu niedrigen oder negativen Strompreisen. Mit Strom aus Solar und Windkraftwerken wird am Spotmarkt immer dann wenig Geld erlöst, wenn sie gerade viel produzieren. Alternative Vorschläge zur Refinanzierung von volatilem Sonnen- oder Windstrom werden im Strommarkt der Zukunft nicht erwähnt – es wird auch nicht begründet, warum sie verworfen wurden.

Neuhoff et al. 2024 schlagen z.B. einen Erneuerbaren Energien Pool vor, der langfristige Absicherungsverträge (PPAs) zusammenfasst, die einerseits das Investitionsrisiko von Windkraft- und Solarprojekten reduzieren und andererseits über Verträge mit Endverbrauchern diese ebenfalls gegen Preisrisiken absichern. Damit würde am Ende der erneuerbar erzeugte Strom mittel- bis langfristig ganz aus dem bisherigen Grenzkostenmarkt herausgenommen und nur noch die Residuallastkapazitäten sich an den Grenzkosten orientieren.

Es fehlt an Flexibilität

Die vor mehr als 10 Jahren geäußerten These, der Netzausbau und Residuallasterzeugung über Gasturbinen wären gegenüber einem lokalen Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch die weitaus kostengünstigste Lösung, stößt an seine Grenzen (These 4, 5 Agora 2013). Kosten für den Stromnetzausbau oder das Netzengpassmanagement (smard.de) und damit die Netzentgelte steigen mit noch unklarem Ausgang. Studien befürchten eine Verdopplung der Netzentgelte bis 2045 (Ruhr GmbH 2024). Die Hinweise nehmen außerdem zu, dass in einigen Fällen zusätzliche Wärmepumpen, Lade­sta­tionen und Solarstromanlagen wegen fehlender Netzkapazität nicht angeschlossen werden können. Bei bestehenden Solar- und Wind-Anlagen nehmen die Eingriffe der Netzbetreiber zu. Beispiele wie der Fall einer Metzgerei bei Freising in Bayern bleiben hoffentlich die Ausnahme. Hier wurde nicht nur die Überschusseinspeisung, sondern die gesamte Leistung der eigenen Solarstromanlage auf dem Dach der Metzgerei an vielen Stunden im Jahr auf Null heruntergefahren wird (Fernsehsendung quer vom 4.7.2024).

Der vielfach zitierte Grundsatz „So dezentral wie möglich, so zentral wie nötig“ würde hier helfen.

Lokale Signale statt immer mehr Eingriffe

Stromkunden sollten zukünftig neben der Eigenstromoptimierung auch die Netzdienlichkeit berücksichtigen können. Zu jeder Zeit sollte eine möglichst treibhausgasarme und kostengünstige Energieversorgung möglich sein. Dazu sind zwei lokale dynamische Preissignale notwendig, die Angebot von erneuerbaren Energien (EE), Residuallast (Stromlast abzüglich der Erzeugung aus Erneuerbaren) und Netzauslastung umfassen.

Das erste Signal muss die Information über Engpässe im Stromnetz enthalten. Vergleichsweise einfache mögliche Ansätze liegen vor (Zapf 2024).

Das zweite Signal muss die aktuell regional benötigte fossile Residuallast anzeigen, um danach Erzeugungsanlagen vor Ort treibhausgasarm betreiben zu können. Ein Signal dieser Art ist der bereits verfügbare regionale Grünstromindex.

Beide Signale lassen sich zu einem Signal, idealerweise zu einem Preissignal, miteinander verrechnen. Solange nur Wenige auf ein solches Signal reagieren, reichen Signale wie der Grünstromindex, die sich stündlich ändern. Am Ende der Entwicklung muss das Signal im Bereich von Sekunden zur Verfügung stehen, um überschießende Reaktionen vieler Akteure zu vermeiden. Wie eine Umsetzung in sekündlicher Auflösung erfolgen kann, zeigt das Projekt InterConnect (Walter et al. 2024).

Letztlich müssen die Regeln des Strommarktes der Zukunft abgestimmt werden auf den Instrumentenmix aus CO₂-Bepreisung, Förderung von Transformation und ordnungsrechtlichen Vorgaben. Planbare hohe CO₂-Preise sind notwendig, um dauerhafte Investitionen in z.B. H₂-Elektrolyse und Speicherkraftwerke zu refinanzieren. Die Förderung unterstützt ihre Marktintegration, und das Ordnungsrecht gibt unflexiblen nicht regenerativen Technologien Auslaufpfade vor.

Eine effiziente Elektrifizierung kann nur gelingen, wenn die Politik mit einer modernen, grundlegenden Reform des Strommarktes (inkl. Netzentgeltreform) die geeigneten Anreize setzt, die sowohl auf der Angebots- wie auch der Nachfrageseite Flexibilitäten erzeugen, die Erzeugungskapazitäten und Netzausbau einsparen helfen.

Energiekunden sollten zukünftig ertüchtigt werden, ihr eigenes Energiemanagement leisten zu können. Neben den Kosten der Energieerzeugung sollte das Ziel auch die Minimierung der realen Kosten für Transport, Netzstabilisierung und Emissionen (Vollkosten) zur Versorgung des jeweiligen Verbrauchsorts sein.

Statt einem kombinierten Kapazitätsmarkt braucht es einfache, transparent nachvollziehbare und planbare Anreize für einen Flexibilitätsmarkt vor Ort, der auch den Aufwand für den Transport von Energie verursachergerecht refinanziert – und zwar abgestimmt auf planbare CO₂-Preise.

Lokale Strompreise sind dafür ein sehr geeignetes Instrument. Sie unterstützen Planer und Projektentwickler dabei Flexibilitätsmaßnahmen auf der Erzeuger- und der Verbraucherseite auch betriebswirtschaftlich gegenüber den Investoren begründen zu können.