Thüga über den Umbau des Energiesystems und die Anforderungen an ein unternehmerisch ausgestaltetes Energiemarktmodell.

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1 Presseinformation Thüga über den Umbau des Energiesystems und die Anforderungen an ein unternehmerisch ausgestaltetes Energiemarktmodell. Die Ziele der Energiewende sind klar formuliert. Im Jahr 2022 wird in Deutschland das letzte Kernkraftwerk stillgelegt. Mit einer Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 55 Prozent bis 2030 und mindestens 80 Prozent bis 2050 sind auch die umweltpolitischen Ziele vorgegeben, jedoch sind noch viele Fragen hinsichtlich der Umsetzung offen. Ein klarer, langfristig angelegter Handlungsrahmen, bei dem alle Maßnahmen sinnvoll aufeinander abgestimmt sind, fehlt. Einseitige Subventionen führen nicht zum Ziel. Die Technologien, die am effizientesten sind und das beste Kosten-Nutzen-Verhältnis bieten, sollen sich durchsetzen. Gleichzeitig müssen sich alle Investoren ob Industrie oder Hauseigentümer darauf verlassen können, dass sich ihre Aufwendungen rechnen und ihre Entscheidungen langfristig rechtlich sicher sind. Wenn das der Fall ist, kommt deutliche Dynamik in den Umbau des Systems. Im Folgenden werden die wesentlichen Handlungsfelder beleuchtet, die für das Gelingen der Energiewende maßgeblich sind. 1. Umbau der Erzeugung: Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung soll im Jahr 2050 bei 80 Prozent liegen. Dies bedeutet einen radikalen Umbau der Erzeugungsstruktur. Es sind nicht nur 22 Prozent Strom aus der Kernenergie zu ersetzen, sondern auch ein Großteil der Energiemenge, die heute in Kohle- und Gaskraftwerken produziert wird. Langfristig muss deshalb ein Volumen von jährlich fast 500 Milliarden Kilowattstunden aus regenerativen Quellen zur Verfügung stehen. Dabei sollten die erneuerbaren Energien im Mittelpunkt der Aufmerksamkeit stehen, die einen hohen Anteil an gesicherter Erzeugung vorweisen können. Das zu modifizierende EEG sollte dies berücksichtigen und die Förderung für die hoch volatile und damit ungesicherte Erzeugung aus der Photovoltaik deutlich gekürzt werden. Windkraft, Biomasse, Geothermie sind aufgrund ihrer höheren Verlässlichkeit in der 1 / 7

2 Erzeugung die zu präferierenden Quellen und deutlich näher am Marktpreisniveau der konventionellen Energieträger, als die Photovoltaik. Der Umbau der Erzeugung ist eine Herkules-Aufgabe, die aber einmal erfolgreich umgesetzt auch einen deutlichen Vorteil für den Standort Deutschland darstellt. Die zurückliegende Dekade war die der Förderung der erneuerbaren Energien, die kommende steht im Zeichen der Entwicklung von Speichertechnologien, ohne die die energie-und umweltpolitischen Ziele nicht erreichbar sind. Neben der Erzeugung aus erneuerbaren Energien und der Speicherentwicklung sind langfristig aber auch der Ersatz und die Modernisierung von konventionellen Kraftwerken notwendig. Benötigt werden neue hochmoderne Gaskraftwerke mit verbessertem Wirkungsgrad. In Abhängigkeit von der Entwicklung der Speicherverfügbarkeit ist bis zum Jahr 2050 ein Kraftwerkspark zu schaffen, der den Ausgleich für die nur unregelmäßig einspeisenden Wind- und Solaranlagen übernimmt. Gerade hier bieten sich Gaskraftwerke (auch in KWK-Ausführung) aufgrund ihrer flexiblen Einsatzfähigkeit als Lösung an. Auch vor dem Hintergrund der zu entwickelnden Speichertechnologien sind diese Kraftwerkstypen zu bevorzugen. 2. Wirtschaftlichkeit von Investitionen in Ersatzkraftwerken Gaskraftwerke sind der präferierte Lösungsansatz, um die Phasen auszugleichen, wenn Strom aus Sonne und Wind fehlen. Ob es zu deren Errichtung und Betrieb kommt, hängt von der Wirtschaftlichkeit ab. Bereits heute ist beobachten, dass Bestandsanlagen keine auskömmliche Verzinsung erfahren (missing-money). Das liegt zum einen daran, dass die Einsatzzeiten von Kraftwerken zunehmend kürzer werden, zum anderen ist die Spanne zwischen Gaseinkaufspreis und Stromverkaufspreis zu gering ist. Einhergehend mit dem weiteren Ausbau der regenerativen Energien werden wir bis zum Jahr 2021 eine deutliche Verschiebung der Merit-Order-Linie dem Grenzwert, ab dem sich der Betrieb eines Kraftwerkes noch wirtschaftlich rechnet beobachten können. Die variablen Produktionskosten der erneuerbaren Energien liegen in Summe nahe gegen Null. Dagegen muss der Betreiber eines Kohle- oder Gaskraftwerks den Brennstoff für jede zu 2 / 7

3 erzeugende Kilowattstunde bezahlen. In der Folge gewinnen Anlagen, die auf erneuerbare Energien setzen, bei der Preisgestaltung zunehmend die Oberhand. Scheint beispielsweise mittags zur Spitzenlastzeit viel Sonne, dann verdrängt der Strom aus Photovoltaikanlagen den Strom aus Gaskraftwerken. Spitzenlastkraftwerke werden trotz ihrer Systemrelevanz immer seltener das preisbestimmende Kraftwerk am Markt sein. Dieser Effekt wird sich bis zum Jahr 2050 verschärfen, wenn 80 Prozent der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stammen. Mittel- bis langfristig muss die derzeitige Preisfindung nach der Merit-Order im Energy-Only- Markt überprüft werden. Bei einem Ertrag, der allein auf der gelieferten Arbeit beruht, fehlt der Anreiz zum Aufbau und Halten von Reservekapazitäten mit geringer Auslastung. Daher stehen wir vor der Frage, wie wir die Wirtschaftlichkeit der für die Versorgungssicherheit auch künftig benötigten konventionellen Kraftwerke sicherstellen können. 3. Energiespeicher Die kommende Dekade ist die der Entwicklung der Energiespeicher. Die volatile Einspeisung der EE kann in den nächsten Jahren nur durch schnell hochfahrende Gaskraftwerke kompensiert werden. Mittel-und langfristig müssen neue Speichertechnologien entwickelt werden, die diese Aufgabe verstärkt übernehmen. Pumpwasserkraftwerke haben in Deutschland nur ein begrenztes Zubaupotential. Angesichts der hohen zu speichernden Energievolumina kommt der Power-to-Gas-Technologie eine große Bedeutung zu. Dabei wird der überschüssige Strom aus erneuerbaren Energie genutzt, um über die Elektrolyse Wasserstoff beziehungsweise in einem weiteren Schritt Methan herzustellen. Beides kann in der bestehenden Gasinfrastruktur zwischengelagert und bei Bedarf den zuvor genannten Kraftwerken sowie der Industrie wie auch den Haushalten zur Verfügung gestellt werden. Dies ist derzeit die einzige erkennbare Technologie, um große Mengen Energie zu speichern und gleichzeitig die Stromnetze über ein eigenes Transportsystem zu entlasten. Der flächendeckende Ausbau dieser Speichertechnologie ist derzeit unwirtschaftlich und nicht im bestehenden Marktmodell abbildbar. Zum jetzigen Zeitpunkt muss über Investitionszuschüsse ein deutlicher Anschub für die angedachten Pilotprojekte erfolgen. 3 / 7

4 Zeitgleich muss langfristig über eine geeignete Einbindung dieser Speichertechnologie in das Marktmodell geschaffen werden, ansonsten sind die ehrgeizigen Ziele der Energiewende technisch nicht zu erreichen. 4. Netzinfrastruktur Die vorhandene Leitungsinfrastruktur muss für die Integration der erneuerbaren Energien ausgebaut und ertüchtigt werden. Dies gilt auch für die Smart-Grid-Technologien. Hier kommt den Verteilungsnetzen eine besondere Bedeutung zu. 80 Prozent der EE werden in Endverteilungsnetze eingespeist und auch Smart-Grid-Technologien haben aufgrund der Schnittstelle zum Kunden ihren Platz in den Verteilnetzen. Das derzeitige Regulierungsregime in Deutschland stammt aus einer Zeit, in der die Rendite aus den Bestandsnetzen gekürzt werden sollte. Dieses System ist investitionsfeindlich. Ziel muss ein Regulierungsrahmen sein, der auf die anstehenden Investitionen ausgerichtet ist und diese anreizt. Die Bundesnetzagentur hat für die laufende erste Regulierungsperiode eine Zinsobergrenze von 9,29 Prozent auf das eingesetzte Kapital festgelegt. Nach unabhängigen Berechnungen liegt die tatsächliche Verzinsung bei 4,1 Prozent vor Steuern. Ausschlaggebend dafür ist ein Zeitraum von bis zu fünf Jahren, den die Netzbetreiber vorfinanzieren, ohne aber Erlöse zu realisieren und Abschreibungen vornehmen zu können. Es ist zu begrüßen, dass die Bundesnetzagentur von ihrer ursprünglich für die zweite Regulierungsperiode vorgesehenen Absenkung auf 8,2 Prozent wieder Abstand genommen hat. Dennoch sehen wir weiteren dringenden Gesprächsbedarf, insbesondere hinsichtlich des weiterhin bestehenden Zeitverzugs bei der Kostenanerkennung. Im Bereich der Übertragungsnetze hat die Bundesnetzagentur an dieser Stelle den Handlungsbedarf eingesehen und ihren Kurs korrigiert. Im Bereich der Verteilnetze steht dies noch aus. Nur über eine angemessene Verzinsung kann ein akzeptabler Weg für den weiteren Netzausbau gefunden werden. 4 / 7

5 5. Effizienz und Innovationen Energieeffizienz ist neben der Speichertechnologie der Schlüssel zum Gelingen der Energiewende. Jede nicht verbrauchte Kilowattstunde entlastet die Volkswirtschaft und die Umwelt. Ein riesiges Effizienzpotential schlummert im Bereich des Wärmemarktes. Von den 17,8 Mio. Heizungsanlagen die bundesweit im Einsatz sind, gelten rund 10 Millionen Anlagen als veraltet. Würden diese modernisierungsbedürftigen Heizungsanlagen durch moderne Heizungssysteme ausgetauscht, insbesondere mit Erdgas/Bioerdgas, würde die bis 2020 angestrebte CO 2 -Minderung von 93 Mio. t/a nahezu erreicht. Die Erdgas-Brennwerttechnik in Kombination mit Solarthermie und/oder Bioerdgas ist die effiziente, preiswerte und bewährte Lösung. Berechnet man die die spezifischen CO 2 -Vermeidungskosten, die entstehen, wenn die Vorgaben des Energiekonzeptes realisiert würden, so betragen diese ca. 120 Euro je vermiedener Tonne CO 2. Der gleiche Effekt könnte jedoch auch mit 30 Euro realisiert werden, wenn man dem technologieoffenen Ansatz Dämmung + Heizungserneuerung im Bestand folgt. (Quelle: Einfluss moderner Gastechnologie in der häuslichen Energieversorgung auf Effizienz und Umwelt aktuelle Studie der DVGW- Innovationsoffensive in Zusammenarbeit mit dem Forschungszentrum Jülich). 6. Energiemarktmodell 2.0 Die zuvor genannten Handlungsfelder können durch einzelne, in sich geschlossene Förder-/ Anreizsysteme erschlossen werden. Aus Sicht der Thüga empfiehlt es sich jedoch, das gegenwärtige energy-only Marktmodell zu überprüfen. Ziel sollte ein konsistentes, langfristig angelegtes Marktmodell sein, welches statt auf Subventionen auf unterschiedliche Marktelemente in einem in sich abgestimmten System setzt. Das System muss geeignet sein, um die Ausbauziele bei den erneuerbaren Energien zu erreichen, die Energieeffizienz zu fördern und Anreize für den Leitungs- und Speicherbau zu schaffen. Darüber hinaus stellen Versorgungssicherheit und Preisstabilität Schwerpunkte dar. Und schließlich sollte das neue Marktmodell mit dem europäischen Energiemarkt kompatibel sein. 5 / 7

6 Kennzeichen eines solchen Marktmodells wäre, dass Arbeit und Leistung getrennt am Markt in Form von gesicherter Arbeit bzw. nichtgesicherter Arbeit bepreist würden. Der Vertrieb würde dem Kunden in Abhängigkeit von dessen Bedürfnissen ein Produkt aus Arbeit und Leistung konfektionieren. Durch damit verbundene Leistungsbepreisung sind Investitionen in Kraftwerke, Demand-Side-Management sowie Speicher möglich. Dadurch würden unterschiedliche Marktelemente um die beste und effizienteste Lösung konkurrieren. Ein solches Modell würde gleichfalls Anreize zur Modernisierung von Bestandskraftwerken auslösen und würde eine Entwicklung zu einem reinen Leistungsmarkt ermöglichen. Eine dauerhafte Subventionierung von nicht leistungsgesicherter EE würde notwendig bleiben, da sonst kein Neubau im EE-Bereich erfolgt. 6 / 7

7 Über Thüga: 450 Städte und Gemeinden haben aus Verantwortung für den Lebensraum von rund acht Millionen Menschen ihre 100 kommunalen Energie- und Wasserversorgungsunternehmen in die Thüga-Gruppe eingebunden. Ziel ist, durch Zusammenarbeit Mehrwert für den einzelnen Lebensraum zu schaffen und kommunale Werte nachhaltig zu sichern. Insgesamt arbeiten Mitarbeiter in der Thüga-Gruppe. Diese versorgen knapp 3,6 Millionen Kunden mit Strom, gut 2,1 Millionen Kunden mit Erdgas und 1 Million Kunden mit Trinkwasser. Der Umsatz des Thüga-Netzwerks lag 2011 bei 21,3 Milliarden Euro. Die Thüga-Gruppe ist deutschlandweit das größte kommunale Netzwerk lokaler und regionaler Energieversorger. In der Thüga-Gruppe sind die Rollen klar verteilt: Die 100 Partner sorgen für die aktive Marktbearbeitung mit ihren lokalen und regionalen Marken. Thüga Kapitalpartner der Städte und Gemeinden und in dieser Funktion Minderheitsgesellschafter bei den Unternehmen ist als Kern der Gruppe mit der unternehmerischen Entwicklung beauftragt: Gewinnung neuer Partner, Wertsicherung und -entwicklung des einzelnen Unternehmens, Koordination und Moderation von Projekten sowie Steuerung der Zusammenarbeit in der Gruppe. Anteilseigner der Thüga sind 58 der 100 Unternehmen der Thüga-Gruppe. Pressekontakt: Leiter Unternehmenskommunikation Christoph Kahlen Nymphenburger Straße München christoph.kahlen@thuega.de Tel. +49 (0) Pressesprecherin Carmen Meinhold Nymphenburger Straße München carmen.meinhold@thuega.de Tel. +49 (0) / 7