Die neue deutsche Bundesregierung will das Tempo bei Klimaschutz und Energiewende deutlich erhöhen. Das ist uneingeschränkt begrüßenswert. Ob sie dabei erfolgreich sein wird, hängt u. a. davon ab, ob es den Koalitionspartnern gelingt, ein gemeinsames Verständnis zur effizienten Rolle des Staates in diesem Transformationsprozess zu entwickeln.
Der Autor ist dabei skeptisch gegenüber Konzepten, die eine sehr weitgehende zentrale staatliche Verantwortung für Planung, Umsetzung und Finanzierung der Dekarbonisierung vorsehen. Unverzichtbar ist hingegen die Vorgabe klarer und belastbarer Rahmenbedingungen, mit denen das Handeln von Akteuren in Wirtschaft und Gesellschaft auf das langfristige Ziel der Klimaneutralität ausgerichtet wird. Dabei kommt einer CO2-Bepreisung mit sozialem Ausgleich eine zentrale, wenn auch nicht unbedingt exklusive Rolle zu. Allerdings wäre es hier wünschenswert, die Ebene der ideologisch aufgeladenen Debatte zwischen den Verfechtern des Emissionshandels einerseits und den Proponenten einer CO2-Steuer andererseits zu verlassen. Emissionshandel wie Steuer erhalten ihre Wirkung nur durch staatliches Handeln. Beide sind dennoch marktwirtschaftliche Lösungen, die auf Signale und Anreize statt auf direkte Steuerung setzen. Und in der wissenschaftlichen Debatte besteht mittlerweile ein weitgehender Konsens, dass es bei einer optimalen CO2-Bepreisung nicht um ein Entweder-Oder, sondern um die Verbindung der Stärken beider Modelle gehen sollte. So erlaubt der Emissionshandel flexibel auf exogene Entwicklungen wie z. B. die aktuelle Gaspreiskrise und daraus resultierende Bedeutungsverschiebungen zwischen unterschiedlichen Technologien bei der Stromerzeugung zu reagieren und dennoch Emissionsziele einzuhalten. Gleichzeitig können vorgegebene Preiskorridore Erwartungen von Akteuren stabilisieren und Risiken begrenzen. Das Bekenntnis zu einem Mindestpreis im ETS und der Einführung des ETS2 im Koalitionsvertrag sind vor diesem Hintergrund erste hoffnungsvolle Signale. Leider steht dem ein offensichtlich stark gebremster Handlungswille für ein ambitionierteres Vorgehen im Bereich des nationalen CO2-Preises für die Nicht-ETS-Sektoren gegenüber.
Eine entscheidende Rolle kommt staatlichem Handeln bei der Planung und Finanzierung von für die Energiewende notwendigen Infrastrukturen zu. Dennoch liegen auch hier die Herausforderungen im Detail, wie nachfolgend anhand der Bereiche Stromnetze, Wasserstoffnetze und Ladeinfrastruktur für Elektromobilität diskutiert werden soll.
Die Bedeutung des Ausbaus der Stromnetze für die Energiewende wird vielfach betont. Dabei liegt der Fokus in der Regel auf dem Transport von Windstrom aus den windreichen Regionen im Norden und Osten Deutschlands in die Industriezentren im Westen und Süden. Diese Verengung auf innerdeutsche Nord-Süd-Ausbauprojekte unterschätzt aber die Relevanz auch grenzüberschreitenden Netzausbaus. Untersuchungen u. a. des Autors für das Bundeswirtschaftsministerium[1] zeigen, welche Rolle einem deutlich über den status quo hinausgehenden grenzüberschreitenden Stromnetzausbau zukommt. Grenzüberschreitende Vernetzung ist ein wesentlicher und – trotz enormer Investitionskosten – im Vergleich zu Alternativen kostengünstiger Flexibilitätslieferant für ein von variablen erneuerbaren Energien dominiertes Stromsystem. Weil Europa aus unterschiedlichen Wetterräumen besteht und Windflauten in der Regel nicht gleichzeitig auftreten, weil die Potenziale für die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien nicht gleichverteilt sind und weil z. B. hydraulische Speicher im Alpenraum und in Skandinavien vergleichsweise günstig Flexibilität bereitstellen können, erlaubt eine stärkere grenzüberschreitende Vernetzung der europäischen Stromsysteme nicht nur eine deutlich kostengünstigere Energiewende, sondern steigert auch Resilienz und Versorgungssicherheit. Um das Potenzial dieser Vernetzung erschließen zu können, ist allerdings staatliches Handeln auf unterschiedlichen Ebenen notwendig.
Die Beschleunigung von Genehmigungsverfahren in Hoch- und Höchstspannungsnetzen ist offensichtlich ein erster wesentlicher Schritt. Hier bleibt zu hoffen, dass die identifizierten Verbesserungsansätze mit Blick auf diese primär juristische Herausforderung tragfähig sind.
Gleichzeitig ist die aktuelle Planungspraxis der Stromnetze innerhalb Deutschlands viel zu restriktiv. Neue Übertragungsnetzleitungen werden heute nur dann in den Bundesbedarfsplan aufgenommen, wenn sie sich in allen bei der Planung betrachteten alternativen Entwicklungen als notwendig erweisen. Als Konsequenz dürfte – selbst ohne Verzögerungen bei der Umsetzung einmal beschlossener Vorhaben – das Netz in jeder real eintretenden Entwicklung unterdimensioniert sein. Berücksichtigt man den Optionswert und Versicherungscharakter der Netze und den Bedarf, der auch über den heutigen Betrachtungshorizont der Netzplanung hinaus ansteigen wird, sollten die Hürden für die Aufnahme von neuen Leitungen in den Bundesbedarfsplan deutlich niedriger liegen als in der Vergangenheit. Daraus resultierende Risiken einer (temporären) Überdimensionierung sind wesentlich geringer als die möglichen Konsequenzen einer Unterdimensionierung des Übertragungsnetzes, die von fehlenden Nutzungsmöglichkeiten für erneuerbar erzeugten Strom und hohe Engpassmanagement-Kosten bis hin zu Versorgungssicherheitsproblemen reichen. Generell wäre es hilfreich, bei der Begründung von Netzausbaumaßnahmen stärker auf Kosten-Nutzen-Betrachtungen zu setzen als mit angeblicher und für ein einzelnes Projekt kaum nachzuweisender technischer Notwendigkeit zu argumentieren.
Ergänzend muss der grenzüberschreitende Stromnetzausbau bei der Netzausbauplanung stärker berücksichtigt werden. Hier sind Aktionen auf unterschiedlichen Ebenen notwendig. Der Ausbau von Stromnetzen, um mehr grenzüberschreitenden Stromhandel zu ermöglichen, ist in der öffentlichen Meinung in Deutschland denkbar negativ besetzt. Der oben angesprochene vielfältige Nutzen der grenzüberschreitenden Vernetzung sollte besser vermittelt werden. Zudem sollten bei der regulatorischen Prüfung grenzüberschreitender Verbindungsleitungen Fragen der langfristigen Vorteilhaftigkeit deutlich mehr im Fokus stehen als z. B. kurzfristige Folgen für die Engpassmanagementkosten. Vor allem aber sind international nicht nur auf Netzbetreiber-, sondern auch auf staatlicher Ebene die Bemühungen um grenzüberschreitende Kooperationen und die Planung von grenzüberschreitenden Netzausbauprojekten vor dem Hintergrund langfristiger Ziele zu intensivieren.
Dazu gehört auch die Bereitschaft zur – theoretisch auch heute möglichen, aber praktisch wenig bedeutsamen – zwischenstaatlichen, grenzüberschreitenden oder europäischen Finanzierung solcher Projekte. Denn angesichts komplexer Verteilungswirkungen grenzüberschreitender Netzausbauprojekte verhindert ein – bisher überwiegend übliches – nationales Kosten-Nutzen-Kalkül viele aus einer gesamteuropäischen Sicht wohlfahrtssteigernde Projekte. Solche Projekte werden von den oft unter dem Einfluss nationaler Regierungen und Regulierungsbehörden stehenden Übertragungsnetzbetreibern gar nicht erst vorgeschlagen oder bei der Investitionsprüfung von nationalen Regulierungsbehörden negativ bewertet.
Ein stärker grenzüberschreitend vernetztes Stromversorgungssystem bedeutet auch, dass die Gewährleistung von Versorgungssicherheit zunehmend zu einer europäischen Gemeinschaftsaufgabe wird. Last und Erzeugung auf nationaler Ebene auszugleichen ist für Versorgungssicherheit im Strombinnenmarkt weder notwendig und effizient noch hinreichend. Allerdings bestehen heute bei unterschiedlichen gesellschaftlichen Gruppen erhebliche Sorgen vor Abhängigkeiten von Stromimporten und „Grenzschließungen“ in Knappheitssituationen. Zwar legt der unmittelbar anwendbare Rechtsrahmen für den europäischen Strommarkt u. a. mit Strombinnenmarktverordnung und Risikovorsorgeverordnung fest, dass Kooperationsprinzipien und Marktmechanismen in Versorgungskrisen nicht außer Kraft gesetzt werden können. Auch sind Abhängigkeiten in der Regel nicht asymmetrisch, sondern wechselseitig. Das zeigen z. B. erhebliche Stromimporte Frankreichs, eines typischen Stromexportlandes, angesichts niedriger Verfügbarkeiten der eigenen Kernkraftwerksflotte im Frühwinter 2021/22. Dennoch sollten EU und Mitgliedsstaaten hier in den nächsten Jahren zusätzliches Vertrauen aufbauen, z. B. durch klare und transparente Regeln zum Umgang mit gleichzeitigen Knappheitssituationen
Die Refinanzierung der notwendigen Investitionen im Stromnetz ist kein grundsätzliches Problem und kann durch die Nutzer geleistet werden. Zwar müssen in den nächsten beiden Jahrzehnten alleine in den Übertragungsnetzen hohe zweistellige Milliardenbeträge investiert werden. Im Verteilungsnetz sind die absoluten Volumina sogar noch höher, die Umsetzungsprobleme allerdings geringer. Angesichts eines stark steigenden Stromverbrauchs muss es dennoch nicht zu erheblich steigenden spezifischen Netznutzungsentgelten (in ct/kWh) kommen. Allerdings ist eine Reformierung des Netzentgeltsystems dringend notwendig. Angesichts offenkundiger Trade-Offs z. B. bzgl. Anreizwirkungen und Sozialverträglichkeit sollte hierüber politisch und nicht technokratisch entschieden werden. Leider scheint dies nach dem kürzlich ergangenen Urteil des EuGH zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde Bundesnetzagentur nur noch bedingt möglich.
Deutlich anders stellen sich die Herausforderungen und Handlungsnotwendigkeiten für zukünftige Wasserstoffnetze dar. Zwar können nicht mehr benötigte Erdgasleitungen vielfach als Wasserstoffpipelines weitergenutzt werden. Damit ist aber ein nicht unerheblicher Umrüstungsaufwand verbunden. Zudem wird zumindest in den nächsten Jahren eine Nutzungskonkurrenz mit dem weiter benötigten Erdgastransport bestehen. Deshalb wird ein flächendeckendes und alle denkbaren Nutzungen ermöglichendes Wasserstoffnetz auf absehbare Zeit nicht zur Verfügung stehen. Während ein Wasserstofftransportnetz für den Anschluss industrieller Verbraucher und wasserstoffbasierter Stromerzeugungsanlagen, die speziell als Backup während Phasen geringer Verfügbarkeit erneuerbarer Energien fungieren, in Energiesystemstudien als no-regret-Option erscheint, ist die Notwendigkeit einer Verteilnetzinfrastruktur für Wasserstoff auch langfristig unklar. Sie hängt insbesondere von der Nutzung von Wasserstoff in den Bereichen Raumwärme und Individualverkehr ab. Aktuell halten die meisten Studien für diese Anwendungen nicht die Nutzung von Wasserstoff, sondern von strombasierten Technologien wie Wärmepumpen oder batterieelektrischen Fahrzeuge für effizient. Gleichzeitig kann, abhängig z. B. vom technologischen Fortschritt und der Entwicklung der Preise für klimaneutral hergestellten Wasserstoff, eine Konkurrenzfähigkeit wasserstoffbasierter Technologien aber auch nicht völlig ausgeschlossen werden. Diese Möglichkeit rechtfertigt aber vermutlich nicht den flächendeckenden Ausbau eines Wasserstoffverteilnetzes. Vielmehr wird auf absehbare Zeit eine aktive Entscheidung notwendig, welche Nutzer bzw. Nutzergruppen wann Zugang zum Wasserstoffnetz erhalten sollen. Diese Entscheidung erfordert eine Abwägung z. B. auch mit industriepolitischen Zielen und kann nicht von Netzbetreibern oder Regulierungsbehörden getroffen werden, sondern benötigt politische Legitimation. Der geeignete Prozess dafür könnte eine der heutigen Netzentwicklungsplanung vorgeschaltete sektorenübergreifende Systementwicklungsplanung sein, die in eine politische Entscheidung über die relevanten Randbedingungen und Szenarien für die eigentliche Netzplanung mündet.
Neue Wege müssen auch bei der Finanzierung von Wasserstoffnetzen gegangen werden. Eine ausschließliche Nutzerfinanzierung über regulierte Netznutzungsentgelte wie bei Strom- und Gasnetzen ist während der Hochlaufphase nicht sinnvoll. So sollte das Wasserstofftransportnetz von vornherein auf den zukünftig erwarteten und nicht auf den kurzfristig bestehenden Bedarf ausgelegt werden. Zudem kann die Transportmenge gerade in der Anfangszeit mit wenigen, sehr großen industriellen Nutzern wie Stahlwerken und Raffinerien stark schwanken. Eine Nutzerfinanzierung würde deshalb gerade in der Hochlaufphase zu spezifisch hohen und mit erheblichen Unsicherheiten behafteten Entgelten führen und könnte somit ein erhebliches Hemmnis für den Umstieg auf Wasserstoff darstellen.
Auch als Betreiber erscheinen private, aber der Regulierung unterworfene Unternehmen, die eine regulatorisch festgelegte Verzinsung auf das eingesetzte Kapital erhalten, für die Hochlaufphase nicht unbedingt optimal. So muss dieser Zinssatz, wie auch schon in der Wasserstoffnetzentgeltverordnung angelegt, zur Kompensation spezieller Risiken der Markthochlaufphase wie des Ausfalls von Ankerkunden höher festgelegt werden als bei Strom- und Gasnetzen mit etablierter Nutzerstruktur, ohne dass diese Risikoallokation ein besonders effizientes Handeln der Netzbetreiber befördern würde. Zudem führt der Ansatz der Verzinsung eingesetzten Kapitals gerade mit Blick auf die anstehende Frage der Umnutzung von bestehender Gasinfrastruktur vs. der Neuerrichtung dedizierter Wasserstoffleitungen möglicherweise zu verzerrten Anreizen bei gewinnorientiert arbeitenden Netzbetreibern.
Beim Aufbau der Wasserstoffnetze ist staatliches Handeln somit auf mehreren Ebenen erforderlich. Das umfasst mindestens die Bereiche der Planung und der Regelung des Zugangs zu Wasserstoffnetzen sowie deren staatliche (Teil-)finanzierung. Auch die Frage eines öffentlichen Betreibers der Wasserstoffnetze zumindest während der Hochlaufphase sollte zumindest diskutiert werden.
Wiederum anders gelagert sind die Herausforderungen bei der Ladeinfrastruktur für Elektrofahrzeuge. Der gesellschaftliche Nutzen der aktuellen staatlichen Förderung privater Ladeinfrastruktur kann aus ökonomischer Perspektive kritisch hinterfragt werden. Aber auch beim Aufbau öffentlich zugänglicher Ladeinfrastruktur ist eine dauerhafte starke Rolle des Staates nicht zwingend. Anders als bei Strom- und Wasserstoffnetzen handelt es sich bei Ladeinfrastruktur nicht um ein natürliches Monopol und bestehende Wettbewerbsprobleme sind nicht unbedingt ein Beleg für die Notwendigkeit staatlichen Handelns, sondern vielmehr oft gerade dessen Folge, wie z. B. bei der Vergabe exklusiver Lizenzen durch Kommunen. Jedoch kann die sichere Verfügbarkeit von öffentlich zugänglicher Ladeinfrastruktur auch bei noch begrenzter Verbreitung von Elektrofahrzeugen zukünftigen Nutzern Sorgen vor dem Umstieg nehmen. Sie stellt somit eine positive Externalität dar. Eine begrenzte staatliche Förderung in der Hochlaufphase ist deshalb vertretbar. Nach Überzeugung des Autors wird die Zukunft des öffentlichen Ladens aber nicht beim unkomfortablen langsamen (Über-Nacht-)Laden an Straßenlaternen und auf öffentlichen Parkplätzen liegen, auch wenn solche Ladesäulen bisher im Fokus der öffentlichen Förderung standen. Vielmehr werden (Schnell-)Lademöglichkeiten zunehmend zum Bestandteil des Serviceangebots von Gewerbe- und Dienstleistungsbetrieben gehören. Entsprechende Initiativen sind jüngst von mehreren derartigen Unternehmen angekündigt worden. Damit kann das Laden von Elektrofahrzeugen friktionsfrei in die Abläufe des täglichen Lebens integriert werden. Die Klärung des lokalen vorhandenen Bedarfs nach solchen Schnelllademöglichkeiten sowie der von den Ladekunden gewünschten Produktqualität und -differenzierung und dafür bestehender Zahlungsbereitschaften wird dezentralen im Wettbewerb stehenden Akteuren mit lokalem Wissen aber mit hoher Wahrscheinlichkeit besser gelingen als staatlichen Stellen.
Dr. Christoph Maurer
[1] Fraunhofer ISI, Consentec u. a., „Langfristszenarien für die Transformation des Energiesystems in Deutschland 3 (Kurzbericht: 3 Hauptszenarien)“, 21. Juni 2021, https://www.langfristszenarien.de/enertile-explorer-wAssets/docs/LFS_Kurzbericht_final_v5.pdf.