Spielräume für den Energiemix der Zukunft

Jeder Energiemix der Zukunft kann sich nur aus dem Energiemix von heute entwickeln, der zumindest kurz- und mittelfristig prägend bleiben wird. Der Primärenergieverbrauch Deutschlands im Jahr 2010 war noch immer zu knapp 80% durch fossile Energieträger bestimmt - Mineralöl, Erdgas, Stein- und Braunkohle. Der Anteil der Kernenergie lag bei knapp 11%, der Anteil aller erneuerbaren Energien zusammen bei gut 9%.

In der Stromerzeugung ist die Struktur des Energiemixes eine andere. Denn dabei spielen Mineralöl und Erdgas eine wesentlich geringere Rolle: Sie dominieren weitgehend die Primärenergieversorgung des Wärme- und des Transportsektors. Die Stromerzeugung Deutschlands basiert bislang hauptsächlich auf Kohle (im Jahr 2010 zu 23% auf Braunkohle und zu 19% auf Steinkohle) sowie Kernkraft (23%). Erst dann folgen die erneuerbaren Energien (17%) und das Erdgas (14%). Nicht hinzu gerechnet werden hier die Primärenergieeinsätze der Stromimporte, weil 2010 wie seit Jahren gleichzeitig ein größerer Teil der inländischen Bruttostromerzeugung (im Saldo knapp 3%) exportiert wurde.

Die mit dem Energiekonzept und der Energiewende angestrebte Energieversorgung der Zukunft muss sich demnach gewaltig von der Gegenwart unterscheiden. Denn darin übernehmen die erneuerbaren Energien den Löwenanteil, die fossilen Energieträger sollen eine immer geringere Rolle spielen und die Kernenergie hingegen gar keine mehr. Das betrifft allerdings nicht nur die Energiequellen und -technologien, mit denen der künftige Energiebedarf gedeckt werden soll, sondern auch das Niveau des Energieverbrauchs, das durch Energiesparen bzw. Verbesserung der Energieeffizienz drastisch sinken soll. Dafür wird eine "Effizienzrevolution" für nötig gehalten, und die wäre auch nötig: Die Energieszenarien 2010 haben deutlich gemacht, dass die Ziele des Energiekonzepts 2010 nur erreichbar sind, wenn die Energieproduktivität bis 2050 im Durchschnitt pro Jahr um 2,3% gesteigert werden kann. Dies gilt unter Annahme eines verhaltenen Wirtschaftswachstums von knapp 1% p. a. kontinuierlich über 40 Jahre. In den letzten 20 Jahren seit 1990 konnte die Energieproduktivität in Deutschland selbst unter Einbeziehung des Effekts der Wiedervereinigung nur um 1,6% p.a. gesteigert werden. Damit gehört Deutschland allerdings heute schon zu den energieeffizientesten Volkswirtschaften der Welt. Auch wenn es Bereiche mit noch großen unerschlossenen Effizienzpotenzialen gibt - etwa den Gebäudesektor oder das Transportwesen: Die jährliche Steigerungsrate der Energieeffizienz müsste massiv und dauerhaft über die historischen Erfahrungswerte angehoben werden, was in der Tat revolutionäre technologische Durchbrüche erfordern würde.

Selbst wenn diese in absehbarer Zeit gelingen würden, könnte sich der "Wunderglaube an die Energieeffizienz" als trügerisch erweisen, wie etwa im Handelsblatt vom 25. April 2011 dargelegt wurde. Erinnert werden muss an die Mahnung, die schon 1865 der berühmte britische Ökonom William Stanley Jevons in seinem Buch "The Coal Question" ausrief. Damals fürchteten die Briten mitten in der industriellen Revolution, ihre Kohlenvorräte könnten schneller als erwartet zur Neige gehen und damit ihrem Wohlstand ein Ende setzen. Es war damals eine Befürchtung, die sich zwar nicht bewahrheitet hat, doch aus anderen Gründen als vermutet. Damals kamen neue Hochöfen mit geringerem Kohlenverbrauch auf, und mit ihnen die Erwartung, diese höhere Energie- bzw. Rohstoffeffi-zienz werde den Kohlenverbrauch reduzieren. Jevons widersprach dieser These. Das genaue Gegenteil sei wahr: Effizientere Hüttentechnik ließ die Stahlpreise sinken, was die Stahlnachfrage anregte - und damit das Wachstum der Stahlproduktion und mit ihr auch das (absolute) Wachstum des Kohlenverbrauchs. Jevons hatte Recht, und nach ihm ist das so genannte Jevons-Paradoxon benannt. Heute spricht man in ähnlichen Zusammenhängen von Boomerang- oder Reboundeffekten: Wachstum schlägt (oft) Effizienz! Das gilt auch für den Energieverbrauch. Die Folgen solcher Effekte sind immens. Die geplante Halbierung des Energieverbrauchs bis 2050 lässt sich nicht annähernd erreichen, wenn das Wirtschaftswachstum in Deutschland bis 2050 stärker ausfallen würde als in den Energieszenarien 2010 unterstellt (also im Schnitt um deutlich mehr als 1% p. a.) und wenn die Energieeffizienz weniger stark gesteigert werden kann als angenommen - beides wären alles andere als unrealistische Abweichungen. Eine verantwortungsvolle Energiepolitik muss derartige Möglichkeiten zumindest prüfen und dafür Sorge tragen, dass künftig auch ein höherer Energieverbrauch als in den Zielszenarien vorgegeben gedeckt werden kann.

Ein besonders realistischer Ansatz zur Verbesserung der Energieeffizienz bei gleichzeitiger Umwelt-, Klima- und Ressourcenschonung liegt zweifellos in der stärkeren Ausschöpfung der Potenziale der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK). Durch die gekoppelte Erzeugung von Strom und Wärme kann ein größerer Teil der eingesetzten Primärenergie in Nutzenergie umgewandelt werden - vorausgesetzt, der jeweils zu deckende Strom- und Wärmebedarf lassen sich synchronisieren. Was den Wärmesektor betrifft, kann die "Effizienztechnologie KWK" (dena) im industriellen Bereich eingesetzt werden zur Bereitstellung von Prozessenergie, in zentralen Heizkraftwerken zur Versorgung ganzer Stadtteile mit Fernwärme sowie auch zur dezentralen Objektversorgung mit Heizenergie und Strom (hier in Form der Mini- und sogar Mikro-KWK-Anlagen). Die Bundesregierung hatte den Ausbau der KWK-Förderung in ihrem Energiekonzept 2010 noch unter einen Prüfvorbehalt gestellt. In ihren energiepolitischen Eckpunkten vom Juni 2011 hatte sie aber hingegen angekündigt, "die Energieerzeugung aus KWK-Anlagen deutlich zu stärken" und ihre Förderung über das KWK-Gesetz mit einer Novelle des Gesetzes "über 2016 hinaus fortzusetzen." Dabei können bereits gewachsene Strukturen zukunftsgerichtet weiter entwickelt werden. Im dicht besiedelten Ruhrgebiet etwa hat die Fernwärme eine lange Tradition. Seit 1978 gibt es mit der Fernwärmeschiene Ruhr das erste überregionale Fernwärmeverbundsystem in Deutschland. Beteiligt daran sind die Essener STEAG als größter Fernwärmeanbieter in NRW sowie weitere Unternehmen und Stadtwerke. Hier wird Fernwärme in erster Linie aus KWK in Heizkraftwerken mit Kohle-, Gas-, aber auch Biomassebasis gewonnen. Abwärmenutzung aus der Industrie kommt hinzu. Ähnliches gilt für die Fernwärmeschiene Saar. Die STEAG ist im Verbund mit den Stadtwerken prädestiniert, künftig nach längerem Stillstand beim Fernwärmeausbau im Ruhrgebiet das Fernwärmesystem in ganz NRW zu optimieren. Neben den beträchtlichen Vorteilen im Hinblick auf die Minimierung von Brennstoffverbrauch und Schadstoffbelastungen wird dadurch auch der Wettbewerb im Energiemarkt belebt. Die besonderen Vorteile der Fernwärme werden zum Beispiel auch durch das diesbezügliche Engagement der STEAG im Projekt der InnovationCity Ruhr verdeutlicht, mit dem die Bergbaustadt Bottrop zu einer Modellstadt für Energieeffizienz entwickelt wird ("Innovation City").

Realismus ist auch gefragt in Bezug auf die Chancen und Probleme der einzelnen Energieträger für den Energiemix von morgen. Die erneuerbaren Energien sollen die zukünftige tragende Säule unserer Energieversorgung werden. Doch bis dahin ist es noch ein weiter, steiniger und keineswegs eindeutiger Weg. In Deutschland wird der Ausbau der erneuerbaren Energien bislang am stärksten in der Stromerzeugung vorangetrieben. Dabei spielen aber gerade dort die fossilen Energieträger Mineralöl und Erdgas nur eine nachrangige Rolle: denn sie dominieren bisher zwar unsere Energieversorgung, ihre Vorräte aber weisen weltweit wie auch hierzulande die geringste Reichweite auf. Unter dem Gesichtspunkt der Ressourcenknappheit müssten eigentlich Öl und Gas am ehesten durch Erneuerbare ersetzt werden. Eine Antwort auf das in den kommenden Jahren erwartete Überschreiten des globalen Fördermaximums an Mineralöl ergibt sich durch die Stromeinspeisung Erneuerbarer allenfalls für den Teil des Ölverbrauchs, der durch Elektromobilität auf regenerativer Basis ersetzt werden kann. Dabei ist der so genannten Peak-Oil-Problematik von einer zu Jahresbeginn 2011 abgeschlossenen Studie des Transformationszentrums der Bundeswehr der Rang eines "systemischen Sicherheitsrisikos" für die gesamte Wirtschaft zugemessen worden ("Peak Oil - Sicherheitspolitische Implikationen knapper Ressourcen").

In der Debatte über den Atomausstieg und die Energiewende in Deutschland kaum beachtet worden ist auch folgender Umstand: Die in Deutschland noch verfügbaren konventionellen Öl- und Gasreserven werden nach den jüngsten Erhebungen bei heutiger Förderung bis 2022, spätestens 2025 vollständig erschöpft sein. Dann wird Deutschland auch bei Mineralöl und Erdgas total von Importen abhängig sein, ebenso wie bei der Steinkohle - bei dieser allerdings nicht aus unbeeinflussbaren geologischen, sondern aus gewollten politischen Gründen. Demzufolge wird sich Deutschlands hohe Abhängigkeit von Primärenergieimporten, die bei über 70% liegt, in den vor uns liegenden Jahren und Jahrzehnten noch verschärfen. Heute schon tragen allein die Öl-, Gas- und Kohlenlieferungen aus Russland zu 21% zur gesamten deutschen Primärenergieversorgung bei - genauso viel wie Kernenergie und erneuerbare Energien zusammen.

In den Energieszenarien für das Energiekonzept 2010 war heraus-gearbeitet worden, dass Deutschlands Energiemix auf dem Weg in das Zeitalter der Erneuerbaren noch mindestens bis 2040 von fossilen Energieträgern dominiert wird - das heißt künftig zu 100% von fossilen Energieimporten. Dies war bereits vor dem Beschluss zum beschleunigten Ausstieg aus der Kernenergie absehbar. Hinzu kommt noch ein zunehmender Anteil von Stromimporten. Deshalb ist schwer verständlich, dass von vielen Seiten in erster Linie der Stromerzeugung aus Erdgas die Ausgleichsfunktion für die Kernenergie zuerkannt wird. Denn diese kann ausschließlich durch zusätzliche Erdgasimporte geleistet werden. Ob und wann eventuell unkonventionelle heimische Schiefergasvorkommen nennenswerte Versorgungsbeiträge liefern können, wird zwar in jüngster Zeit intensiv geprüft und diskutiert. Es lässt sich jedoch noch nicht seriös abschätzen. Zu bedenken ist auch, dass die Erdgasnutzung unter den fossilen Energien zwar gewisse Umweltvorteile bietet, insbesondere wegen des geringeren CO₂-Gehalts. Diese Betrachtung blendet jedoch im Hinblick auf Erdgasimporte die ökologische Gesamtbilanz von Erdgasgewinnung und -transport aus. Dies gilt auch für die Frage, welche Ersatzenergien unter welchen Bedingungen von den Erdgasexportländern genutzt werden. Ob der Erdgaseinsatz zur Stromerzeugung unter ökonomischen Aspekten - auch bei Berücksichtigung der CO₂-Bepreisung - wirklich dauerhaft vorteilhafter erscheint, kann stark bezweifelt werden angesichts der bislang relativ hohen und volatilen Preise. Investitionen in neue Gaskraftwerke rentieren sich für viele Energieunternehmen nicht. "Auch die Gas-Brücke wackelt", schrieb deshalb etwa die Westdeutsche Allgemeine Zeitung.

Abzuwarten bleibt, wie viele zusätzliche Gaskapazitäten über die derzeit neun im Bau befindlichen bzw. genehmigten Gaskraftwerks-projekte im Umfang von 2,8 GW mit Zeithorizont bis 2014 hinaus tatsächlich realisiert werden. Auf Kohlebasis sind in Deutschland bis dahin ebenfalls neun Kraftwerks-projekte genehmigt und in Bau, allerdings mit einer Kapazität von 10,4 GW (nicht eingeschlossen ist darin das fast fertige, aber rechtlich umstrittene Kraftwerk Datteln). Somit werden in den nächsten drei Jahren neue Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von mehr als 13 GW verfügbar sein, um eine mögliche Versorgungslücke zu schließen. Dabei eignen sich Kohlekraftwerke technisch für den Ausgleich fluktuierender erneuerbarer Stromerzeugung inzwischen nicht weniger als Gaskraftwerke. Steinkohlekraftwerke etwa werden seit langem flexibel in der Mittellast gefahren. Auch können neue Steinkohlekraftwerke heute ohne wesentliche Wirkungsgradverluste binnen kurzer Zeit erheblich gedrosselt werden. Hinzu kommen die Fragen der Zuverlässigkeit und Diversifizierung der Brennstoffversorgung. Unter dem Aspekt der Versorgungssicherheit gelten alle bisherigen Bedenken gegen zusätzliche Erdgasimporte auch weiterhin. Die konventionellen Erdgasreserven der Welt konzentrieren sich ähnlich wie die globalen Ölreserven auf relativ wenige Länder. Dies sind Länder, die mit der GECF eine der OPEC ähnliche Kartellorganisation bilden. Sie verfolgen zum Teil ausgeprägte Machtinteressen und liegen in geopolitischen Risikozonen. Auch ein großer Teil der internationalen Gastransportwege - seien es Pipelines oder Schiffsrouten für Liquefied Natural Gas (LNG) - führt durch Krisenregionen unserer Welt.

Erneuerbare Energien können dagegen weitgehend als heimische Energiequellen angesehen werden. Doch auch hier werden Importe ebenfalls an Gewicht gewinnen: teils direkt bei Einfuhren von Biomasse und Biosprit, teils indirekt - etwa bei "Ökostrom" aus nicht inländischer Wind- und Wasserkraft und beim geplanten Projekt DESERTEC auch aus Solarenergie. Doch selbst wenn man die Problematik der Importabhängigkeit in Bezug auf die Erneuerbaren ausklammert: Es stellen sich auch bei ihnen Fragen bezüglich ihrer Versorgungssicherheit. Aufgrund der naturbedingten Unstetigkeiten in ihrer Verfügbarkeit kann bislang nur ein minderer Teil ihrer Kapazität als gesicherte Leistung angesehen werden. Die Bundesnetzagentur etwa hat in ihrer oben erwähnten Analyse im Durchschnitt nur rund 20% der regenerativen Stromerzeugskapazitäten in Deutschland als gesichert angesetzt. Diese Nichtverfügbarkeiten ließen sich nur überbrücken durch eine Reihe bisher unerprobter Maßnahmen: durch flexibel zu fahrende konventionelle Kraftwerke - die dafür zeitweise unterausgelastet bleiben; durch Einbeziehung der Verbraucher beim Lastmanagement (Verbrauchsverlagerungen, unterbrechbare Lieferungen, dezentrale Eigenversorgung etc.) - wofür es noch keine passende Regulierung gibt; durch Entwicklung zusätz-licher regenerativer Potenziale - die bisher wenig erschlossen sind; oder durch großtechnische Stromspeicher - die es noch nicht gibt. Speziell auf dem Gebiet der Speichertechnologie wird zwar derzeit intensiv geforscht - zentrale und dezentrale Speicherkonzepte, mechanische Speicher wie Pumpspeicher, Schwungmassen- und Druckluftspeicher, elektronische Speicher (insbesondere in Form von Batterien) oder auch intermediäre elektro-chemische Wasserstoff-Methan-Speicher-,ein Patentrezept hat sich jedoch daraus noch nicht ergeben. Als wirtschaftlich tragfähig gelten vor allem Pumpspeicher und in geringerem Umfang Druckluftspeicher. Deren in Deutschland verfügbare Kapazität (an Pumpspeichern derzeit rund 7 000 MW) müsste allerdings bis 2030 ungefähr versiebzigfacht werden, um zum Beispiel eine windfreie Woche sicher überbrücken zu können. Dafür wird künftig mit Sicherheit jeder Baustein gebraucht werden.

Große Anstrengungen erfordert eine auf erneuerbare Energien gestützte Stromversorgung auch im Hinblick auf die Kapazitätserweiterung der Leitungsnetze. Darum unternimmt die Bundesregierung so große Bemühungen um die Beschleunigung des Netzausbaus. Die dena-Netzstudie II hat 2010 Folgendes errechnet: Für die Integration von 30% Strom aus erneuerbaren Energien ist allein im Hochspannungsnetz ein Trassenzubau in Deutschland von 3 600 km nötig, der binnen des kommenden Jahrzehnts realisiert werden müsste. Dies erfordert nicht nur eine enorme Beschleunigung des bisher üblichen Planungs-, Genehmigungs- und Ausbautempos, sondern auch beträchtliche Investitionskosten. Die dena schätzt das Kostenvolumen auf knapp 10 Mrd. ?. Technologische Alternativen wie etwa Erdkabel wären noch erheblich teurer. Der Ausbau der Stromnetze ist nicht nur in quantitativer Hinsicht vonnöten, weshalb zum Beispiel die Mitnutzung bestehender Verbundnetze wie dem der Deutschen Bahn sehr hilfreich sein könnte. Benötigt wird auch eine qualitative Verbesserung der Leitungskapazitäten, wie sie unter dem Schlagwort "smart grids" zusammengefasst wird. Hier gibt es faszinierende technologische Entwicklungen nicht nur im Bereich "intelligenter Stromnetze", deren Massentauglichkeit allerdings noch nicht erprobt ist. Mit der raschen Erweiterung und Verflechtung der Netze kann sich unterdessen das Störpotenzial so genannter "kritischer Infrastrukturen" - etwa an Netzknotenpunkten - ebenfalls ausweiten.

Der Ausbau der erneuerbaren Ener-gien und mit ihnen der Speicher und der Netze stellt neben den technologischen auch außerordent-liche ökonomische und zum Teil auch ökologische Herausforderungen dar. Diese müssen gemeistert werden, um die energie-, umwelt- und rohstoffpolitischen Nutzenwirkungen der Energiewende auch wirklich zu erreichen. Die EEG-Umlage, mit der die Stromverbraucher die Mehrkosten der Stromeinspeisung erneuerbarer Energien tragen, wird 2011 mit einem Umlagesatz von 3,5 Ct/kWh und einem Volumen von rund 13 Mrd. ? voraussichtlich einen neuen Rekordwert erreichen. Die Differenzkosten zwischen der Einspeisevergütung für regenerativen Strom und dem Markt- bzw. Börsenpreis für Strom sind ökonomisch einer Subvention gleichzusetzen. Dabei werden Wind-, Solar- und Biostrom inzwischen jeweils für sich höher subventioniert als die heimische Steinkohle. Hinzu kommen weitere spezifische staatliche Fördermaßnahmen für erneuerbare Energien wie das Marktanreizprogramm, die FuE-Förderprogramme oder zinsverbilligte KfW-Darlehen für Investitionsprojekte im Bereich erneuerbarer Energien. Die Vorausschätzung des 2011 vom BMU vorgelegten EEG-Erfahrungsberichts beziffert das kumulierte Volumen der Differenzkosten für den Zeit-raum 2012 bis 2030 auf rund 175 Mrd. ?. Das ebenfalls 2011 vom BMU veröffentlichte, bereits 2010 erstellte Leitszenario für den Ausbau erneuerbarer Energien bis 2030 unterscheidet verschiedene Varianten, je nach Strompreispfad und einem hypothetischen Ansatz externer Kosten. Doch auch hier zeigt jede Variante einen weiter steigenden Trend, der sich erst gegen 2020 umkehrt. Ein breiter Durchbruch der Wirtschaftlichkeitsschwelle wird für die erneuerbaren Energien nicht vor 2025, unter Umständen auch erst später für möglich erachtet. Mindestens solange muss die deutsche Volkswirtschaft also die Mehrkosten für den politisch allseits gewollten Ausbau der Erneuerbaren tragen, um die mit ihnen verbundenen Chancen realisieren zu können.

Auch unter Umwelt- und Akzeptanzgesichtspunkten bedingt ein flächendeckender Ausbau der erneuerbaren Energien (und der Netze) bestimmte Probleme. So sind vielfältige Konflikte mit dem Natur- und Landschaftsschutz sowie mit Anwohnerinteressen zu erwarten. Sie müssen in den Planungen von vorneherein berücksichtigt und erfolgreich vermittelt werden. Hinzu kommt die Verwendungskonkurrenz um knappe Flächen und Rohstoffe mit anderen Verwendungsoptionen, etwa für den landwirtschaftlichen und industriellen Bedarf. Umso wichtiger werden Optionen, die solche Verwendungskonkurrenzen vermeiden helfen und eine neue Nutzung schon etablierter und akzeptierter Infrastrukturen erlauben. Nötig ist also auch eine sachgerechte und sorgfältige Abwägung der regenerativen Ausbaualternativen.

Es gibt also bei einer so großen Aufgabe wie der Umstellung des Energiesystems viele Unwägbarkeiten. Deshalb ist es besonders wichtig, dass die Stromversorgung auf dieser Reise in die Zukunft ein verlässliches Rückgrat behält. Da auch gemäß der ehrgeizigen Ausbaupläne des Energiekonzepts 2020 noch bis zu 65% und 2030 noch 50% der Stromerzeugung auf nicht-regenerativer Basis zu decken sind, bleibt dafür ein ausgewogener Energiemix unabdingbar. Darin muss die Kohle neben den Erneuerbaren eine wichtige Rolle behalten und darf nicht durch Gas verdrängt werden. Die Kohle ist bislang, unabhängig von ihrer Bedeutung als Rohstoff für nicht-energetische Zwecke, der Energieträger Nr. 1 in der Stromerzeugung - weltweit (Anteil: 41%) und in Deutschland (Anteil: 43%). Diese globale Vorrangstellung wird sie auch in den nächsten 25 Jahren behalten, so das Hauptszenario des World Energy Outlook 2010 der IEA. In der letzten Dekade war sie weltweit sogar der Energieträger mit der größten Zuwachsrate. Denn sie weist im Vergleich zu Konkurrenzenergien beträchtliche Vorteile beim Preis und auch bei der Versorgungssicherheit auf. Ihre Umweltnachteile können nachhaltig begrenzt werden durch moderne saubere Gewinnungs- und Nutzungstechnologien - künftig möglicherweise durch CCS - und in der Stromerzeugung durch weitere Wirkungsgradverbesserungen. In einem Energiemix mit zunehmendem Anteil Erneuerbarer relativieren sich ihre Nachteile ohnehin. Die Ethik-Kommission "Sichere Energieversorgung" hat ihren Empfehlungen zur Energiewende zwar Gaskraftwerken eine "tragende Funktion" zugedacht. Sie hat aber auch für die Inbetriebnahme aller in Bau befindlichen oder bereits zugelassenen Kohlekraftwerke votiert und außerdem eine "Hightech-Strategie für saubere Kohle" sowie für die CO₂-Verwertung und eine Wiederbelebung der Kohlechemie angeregt. Unstreitig gilt: Die Kohlereserven reichen weltweit und hierzulande noch sehr viel länger als die von Erdgas. Das Weltmarktangebot an Steinkohle ist geografisch breiter gestreut und durch Wettbewerb geprägt. Deutschland verfügt selbst über kostengünstige Braunkohle aus Tagebauen, die noch einige Jahrzehnte betrieben werden können. Noch verfügt Deutschland auch über die heimische Steinkohle, die allerdings nur mit Spitzentechnik im weniger kostengünstigen Tiefbau gewonnen werden kann und deren subventionierte Förderung bis Ende 2018 auslaufen soll. Bis dahin leistet sie ihren Versorgungsbeitrag, wenngleich in schwindendem Maße. Die großen heimischen Steinkohlenvorräte verschwinden dadurch jedoch nicht. Koalitionsvertreter im Wirtschaftsausschuss des Deutschen Bundestages haben in der Debatte über die Streichung der so genannten Revisionsklausel im Frühjahr 2011 eingeräumt, dass Möglichkeiten eines subventions-freien Steinkohlenbergbaus in Deutschland durchaus geprüft werden sollten, wenn dies die Weltmarktpreise erlauben. Weil das aber nicht absehbar sei, sind die Weichen für den Auslauf gestellt worden. Noch besteht immerhin die Möglichkeit, Vorkehrungen zu treffen, um das im deutschen Steinkohlenbergbau gewachsene Know-how und eventuell auch einen Zugriff auf seine Vorräte für kommende Generationen zu sichern. Was die Bergbau-Infrastruktur betrifft, geschieht das schon - als Beitrag zu einer nachhaltig "grünen" Energiezukunft.