Verantwortlich handeln. Perspektiven schaffen.

Kapitel 1
Rahmenbedingungen

Klima- und energiepolitische Rahmenbedingungen

Das Energiekonzept der Bundesregierung von 2010 sowie die energiepolitischen Beschlüsse des Bundestages von 2011 zum Atomausstieg – beides durch die Ende 2013 im Bund neu gebildete Große Koalition bestätigt und zum Teil weiter konkretisiert – bilden den politischen Zielkompass für die Energiewende in Deutschland. Diese soll zugleich, wenn nicht sogar prioritär die nationalen Klimaschutzziele umsetzen, wie das 2015 unter der deutschen G7-Präsidentschaft und bei den Vorbereitungen auf die zum Jahresende anstehende 21. Weltklimakonferenz in Paris erneut besonders betont worden ist. Mit dem „Fortschrittsbericht Energiewende“ von Ende 2014 ist die „Zielarchitektur“ der deutschen Energiepolitik neu ausformuliert worden. Was die ehrgeizigen deutschen Klimaschutzambitionen betrifft, hat der Bundesverband der deutschen Industrie e. V. (BDI) darauf hingewiesen, dass Klimaschutzziele und Wirtschaftswachstum weiter ausbalanciert werden müssen. Augenmaß bleibt erforderlich, damit das produzierende Gewerbe in Deutschland nicht seine Wettbewerbsfähigkeit verliert. Wie das Umweltbundesamt (UBA) im Sommer 2015 festgestellt hat, sind die CO2-Emissionen in Deutschland seit 1990 in allen Sektoren deutlich gesunken – nur nicht im Verkehrssektor. Hier, und somit nicht bei der Energiewirtschaft, besteht daher der größte Handlungsbedarf.

Derzeit stehen die Bemühungen um ein neues „Design“ des Strommarkts im Vordergrund der deutschen Energiewendepolitik. Bereits im Herbst 2014 hatte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sein Grünbuch „Ein Strommarkt für die Energiewende“ vorgelegt und bis März 2015 dazu eine öffentliche Konsultation durchgeführt. Das Grünbuch hat aus Sicht der Bundesregierung die wesentlichen Optionen für die künftige Ordnung des deutschen Strommarkts beschrieben – Klärung der Grundsatzfrage „Strommarkt 2.0“ oder Einführung „Kapazitätsmarkt“ – und die ohnehin zu ergreifenden „Sowieso-Maßnahmen“ erläutert (Ausbau der Stromnetze, verstärkte Flexibilisierung und Stärkung der Marktpreissignale, Intensivierung der europäischen Kooperation, Einhaltung der Klimaschutzziele etc.). Auch der GVSt beteiligte sich an dieser Konsultation mit einer Stellungnahme und arbeitete zudem aktiv mit an der Positionierung des BDI. Gefordert worden ist darin eine umsichtige, umfassende und europäisch orientierte Weiterentwicklung des „Energy Only“-Marktes, insbesondere durch stärkere Nutzung der Flexibilisierungsmöglichkeiten wie zum Beispiel ein Ausbau von Speicherkapazitäten und der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) oder Offenheit für moderne flexible Kraftwerke auch auf Kohlebasis. Prinzipiell sollten ein gesetzlicher Standard für die Stromversorgungssicherheit und ein adäquates und regelmäßiges Monitoring der Versorgungssicherheit eingeführt sowie in jedem Fall zumindest übergangsweise eine Kapazitätsreserve vorgehalten werden. Lediglich für den Fall, dass die Sicherheit der Stromversorgung so doch nicht hinreichend oder lediglich zu unangemessen hohen Kosten gewährleistet werden könnte, wäre rechtzeitig und unter Begrenzung regulatorischer Risiken – sozusagen als ein „Plan B“ zur Nothilfe – ein technologieoffener Kapazitäts- mechanismus, orientiert am Modell des dezentralen Leistungsmarkts, zu prüfen.

Letzteres hat sich überholt, denn die Bundesregierung hat sehr schnell zu erkennen gegeben, dass sie der Option „Strommarkt 2.0“ den Vorzug gibt und in Deutschland keinen zusätzlichen Kapazitätsmarkt schaffen möchte. Allerdings soll eine flankierende Kapazitätsreserve eingerichtet werden, in der auch die schon bestehende, regional auf Süddeutschland ausgerichtete Netzreserve integriert wird. Auf dieser Linie bewegen sich die Handlungsempfehlungen des dem Grünbuch nachgefolgten Weißbuchs, das der Einleitung der legislativen Schritte zur Reform des Energiewirtschaftsgesetzes vorgeschaltet worden ist. Die Bundesregierung stützt sich in ihrer Position auf verschiedene Gutachten. Danach kann ein optimierter „Energy Only“-Markt, noch dazu ergänzt durch eine Kapazitätsreserve und eingebunden in den europäischen Elektrizitätsbinnenmarkt, Versorgungssicherheit hinreichend gewährleisten und eine effiziente Transformation des Strommarkts hin zu hohen Anteilen erneuerbarer Energien bewirken. Dies setzt die Entfaltung der Marktkräfte mit ihren Preissignalen als Investitionsanreize sowie mehr Flexibilität aller Akteure am Strommarkt und eine aktivere Bewirtschaftung der Bilanzkreise der Stromanbieter voraus. Die stromintensiven Unternehmen müssen dann allerdings selbst langfristige Vorkehrungen zur Absicherung gegen Preisspitzen und Leistungsdefizite treffen. Dementsprechende Energiewendeprodukte des Stromhandels sind schon in der Vorbereitung. Offen bleibt, wie die durch die Energiewende schon in schwieriges Fahrwasser und tief greifende Umstrukturierungserfordernisse geratenen etablierten Stromversorgungsunternehmen diese Herausforderungen bewältigen. Die Bevorzugung einer marktwirtschaftlichen Lösung für den Strommarkt setzt zwingend auch ein Konzept der Bundesregierung zur vollständigen Marktintegration der erneuerbaren Energieträger voraus.

Gerade für die deutschen Kohleverstromer hat sich 2014/2015 durch die besonderen Ansprüche der nationalen Klimapolitik noch eine zusätzliche Herausforderung ergeben. Ende 2014 beschloss die Bundesregierung ihr neues Aktionsprogramm Klimaschutz 2020, mit dem eine von ihr vorausgeschätzte Lücke bei der Erfüllung des nationalen CO2-Reduktionsziels von 40 % bis 2020 in den kommenden Jahren geschlossen werden soll. Dieses Aktionsprogramm sieht unter anderem auch einen zusätzlichen CO2-Minderungsbeitrag des konventionellen Kraftwerkssektors in Höhe von 22 Mio. t CO2 vor, obwohl dieser bereits seit dem Jahr 2005 komplett den Minderungsvorgaben des Europäischen Emissionshandelssystems (ETS) unterliegt. Adressat dieser Maßnahme ist unverhohlen die Stromerzeugung auf Kohlebasis, die weiter zurückgedrängt werden soll. Schon im Vorfeld des Aktionsprogramms verdeutlichte aber eine Studie im Auftrag des BDI, dass der effektive CO2-Minderungsbeitrag einer solchen Maßnahme nahe null wäre, weil dadurch im Rahmen des ETS bloß Emissionen in andere EU-Länder verlagert würden. In Deutschland wäre dagegen mit spürbar höheren Strompreisen sowie Verlusten an Versorgungssicherheit, Wertschöpfung und Beschäftigung zu rechnen. Mittelbar könnten sogar zusätzliche Emissionen in Nicht-EU-Ländern entstehen, falls industrielle Produktion aufgrund höherer Preise und unsicherer Versorgungslage beim Strom aus Deutschland in Drittländer abwandert.

Im März 2015 legte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) sodann ein Eckpunktepapier „Strommarkt“ vor, in dem angeregt wurde, im Hinblick auf die Neuordnung des deutschen Strommarkts die Grundsatzentscheidungen über das Strommarktdesign, den weiteren Netzausbau, die künftige KWK-Förderung und den CO2-Minderungsbeitrag des Stromsektors miteinander zu verknüpfen. Zu allen vier Punkten wurden bestimmte Vorschläge unterbreitet, zum letztgenannten wurde konkret ein „Klimabeitrag“ empfohlen, der für fossile Kraftwerke mit mehr als 20 Betriebsjahren ab 2017 jenseits bestimmter, schrittweise sinkender Freibeträge den Einzug (und die anschließende Löschung) von deren CO2- Zertifikaten beinhalten soll. Für den Weiterbetrieb der Anlagen müssten die Emissionsberechtigungen dann also doppelt erworben und bezahlt werden. Die zugrunde gelegte Modellanalyse des Öko-Instituts habe gezeigt, dass davon nur rund 10 % der fossilen Kraftwerkskapazitäten tangiert, die Strompreise bloß leicht steigen und die Auswirkungen auf die betreffenden Unternehmen und Beschäftigten moderat bleiben würden. Gegen diese Einschätzung regte sich allerdings sogleich heftiger Protest der Braunkohlenindustrie und von Gewerkschaftsseite, der die Unterstützung der Braunkohlenländer und auch von Teilen der Koalitionsfraktionen fand. Die Preis- und Kostenannahmen der Modellanalyse wurden für fragwürdig erachtet. Zu befürchten sei vielmehr, dass ein großer Teil der bislang noch wirtschaftlichen Braunkohlenkraftwerke unrentabel werden würde und durch „Dominoeffekte“ auch den raschen Niedergang des Braunkohlenbergbaus und seiner Reviere einleiten könnte. Angesichts derartiger Szenarien warnte nicht nur die IG BCE vor einem „sozialen Blackout ganzer Regionen“. Hinzu kamen gravierende europa- und verfassungsrechtliche Bedenken. Daraufhin sind auch von Regierungsseite zunächst Anpassungen am und dann Alternativen zum „Klimabeitrag“ geprüft worden.

Anfang Juli 2015 einigten sich die Parteivorsitzenden von CDU, CSU und SPD auf „Eckpunkte für eine erfolgreiche Umsetzung der Energiewende“, in denen die Grundsatzentscheidung für einen „Strommarkt 2.0“ festgezurrt worden ist. Die Maßnahmen dafür werden in dem angekündigten Weißbuch näher beschrieben, das wiederum Grundlage für den Entwurf der neuen Strommarktgesetzgebung geworden ist. In Verbindung damit sind zugleich Grundsatzentscheidungen für einen bürgerfreundlichen Netzausbau, einen technisch und finanziell sicheren Kernenergieausstieg, eine erhöhte Förderung der KWK sowie über den zusätzlichen CO2-Minderungsbeitrag des Stromsektors bis 2020 getroffen worden. Diesbezüglich hat die Koalition im Bund schließlich das maßgeblich von der IG BCE, der Industrie und den Kohleländern wie Nordrhein-Westfalen verfochtene Alternativkonzept aufgegriffen, schrittweise Braunkohlenkapazitäten im Umfang von 2,7 GW über Verträge mit den Betreibern aus dem Markt zu nehmen und bis 2020 in die vergütete Kapazitätsreserve für den Strommarkt einzubringen. Hinzu kommt eine Reform der KWK-Förderung, aufgrund der zudem bis 2020 alte KWK-Anlagen auf Kohlebasis durch Erdgas-KWK ersetzt werden sollen: Aus Steinkohlensicht ist das eine Diskriminierung! Von diesen beiden Maßnahmen wird eine zusätzliche CO2-Einsparung von 16,5 Mio. t erwartet. Die Differenz zur Zielgröße von 22 Mio. t CO2 sollen Effizienzmaßnahmen im Gebäudebereich, bei den Kommunen, in der Industrie und im Schienenverkehr erbringen. Der „Klimabeitrag“, der von den Grünen, Umweltorganisationen, dem UBA, einigen umweltorientierten Wissenschaftlern und auch dem Sachverständigenrat für Umweltfragen stark befürwortet worden war, wurde damit hinfällig. Das Instrument des Klimabeitrags in der vom BMWi zunächst vorgeschlagenen Form ist auch von Steinkohlenseite mit großer Skepsis betrachtet worden, selbst wenn die unmittelbaren Auswirkungen gering oder vielleicht sogar vorübergehend günstig für die Steinkohlenverstromung gewesen wären. Es hätte nämlich eine rechtlich wie ordnungspolitisch mehr als zweifelhafte Diskriminierung des Energieträgers Kohle dargestellt und den Hebel zur Eliminierung der Kohlenverstromung insgesamt schaffen können, was von einigen Umweltorganisationen auch genau so gefordert worden war. Unverständlich wäre auch die Verknüpfung mit dem Betriebsalter eines Kraftwerks, denn dessen Leistungsfähigkeit kann durch Retrofit- und Modernisierungsmaßnahmen auch nach vielen Betriebsjahren erhalten und sogar gesteigert werden. In jedem Fall wäre das EU-weit geltende ETS durch einen deutschen Alleingang unterminiert worden.

Die Energiewende und die Klimaziele stellen zweifellos vor allem konventionelle Kraftwerke vor Probleme, sie werden auch bei der Steinkohlenverstromung weitere Anpassungen verlangen. Maßgeblichen und realitätsnahen Prognosen für den deutschen Energiemarkt zufolge – wie etwa der Energiereferenzprognose 2014 der Forschungsinstitute EWI/GWS/ Prognos – ist in Zukunft aufgrund der Weichenstellungen der Energiewende mit einem weiter abwärtsgerichteten Trend des Steinkohlenverbrauchs zu rechnen. Nach dieser Prognose bis 2030 (und ihrem Status-quo-Szenario für die Zeit bis 2050) ist zumindest zwischen 2020 und 2030 eine gewisse Stabilisierung zu erwarten. Und auch 2050 verbleibt in Deutschland immer noch ein gewisser Sockelbedarf an Steinkohle – wobei übrigens die Möglichkeit erhöhter Steinkohlenverwertung als Rohstoff in der chemischen Industrie oder für die CO2-Nutzung nicht berücksichtigt ist.

Steinkohlenverstromende Unternehmen wie hierzulande insbesondere die STEAG GmbH müssen sich auf diese Herausforderungen zwar einstellen, was aber trotz mancher Unkenrufe nicht nur durch eine Abkehr von der Kohle, sondern auch mit der Kohle möglich ist. Die Kraftwerksstrukturen werden weiter optimiert, Großkraftwerke werden künftig flexibler eingesetzt, der Anteil der dezentralen und regenerativen Erzeugung sowie der Speicher wird erhöht, durch KWK wird die Energieeffizienz erheblich gesteigert und durch die Verwertung von Reststoffen wird die Nachhaltigkeit gestärkt. Durch die Erweiterung der Angebotspalette in Richtung auf Dienstleistungen bis hin etwa zum Nachfragemanagement wird Wachstum in neuen Geschäftsfeldern generiert. Vor diesem Hintergrund können künftig auch und gerade Steinkohlenkraftwerke wichtige Beiträge zur Energiewende leisten und Synergien mit regenerativen Energien erzielen. Denn Steinkohlenstrom mit seinen relativ breit diversifizierten Brennstoffquellen, relativ geringen Brennstoffpreisen und damit geringen variablen Kosten sowie verbrauchsnahen, heutzutage sehr flexiblen Erzeugungsanlagen kann maßgeblich zur Versorgungssicherheit, Systemstabilisierung und Kostendämpfung beitragen. Speziell gegenüber dem Erdgas bleiben die Vorteile der Kohle bei der Sicherheit und der Preisgünstigkeit bestehen. Die Klimavorsorge lässt sich ökonomisch oft vorteilhafter mit der Kohle erreichen, nämlich durch moderne Kraftwerkstechnologie mit erheblich höheren Wirkungsgraden als früher. Hinzu kommen die großen Potentiale der KWK und/oder der CO2-Abscheidung und -nutzung, wie zum Beispiel bei dem Anfang 2015 gestarteten Speicherprojekt „Power-to-X“ am STEAG-Kraftwerk Lünen.

Diese Aspekte müssen im Zuge der anstehenden Entscheidungen zur Fortentwicklung der Energiewende schon deshalb beachtet werden, weil in den nächsten Jahren zunächst der große Schritt des Ausstiegs aus der Kernkraft ohne negative Folgen für die Sicherheit und Wirtschaftlichkeit der Energieversorgung zu bewerkstelligen ist. Zugleich nimmt mit dem weiteren Ausbau der regenerativen Stromerzeugung der Bedarf an zuverlässigen Ausgleichs- und Reservekapazitäten rasch zu. Wenn der Strommarkt in naher Zukunft tatsächlich – wie politisch angekündigt – stärker wettbewerblich, technologieoffen und frei von Diskriminierungen organisiert wird, muss die Steinkohle hier vorerst nicht um ihre Perspektive bangen.

Im Rahmen der im Sommer 2015 gestarteten Informationskampagne zur Energiewende „Gemeinsam für das Ganze“ hat die IG BCE zusammen mit einer Vielzahl von Unternehmen aus der Energiewirtschaft und der energieintensiven Industrie – darunter auch RAG Aktiengesellschaft und STEAG GmbH – auf weitere Fehlsteuerungen sowie vernachlässigte ökonomische und soziale Aspekte der bisher praktizierten Energiewende hingewiesen, dies auch vor dem Hintergrund, dass Umweltorganisationen und Teile von Politik und Öffentlichkeit eine noch einseitigere und schärfere Ausrichtung auf nationale Klimaziele verlangen. Doch auch mit Blick auf den Umweltschutz und die Klimavorsorge darf eine nachhaltige Energiepolitik die Wirtschaftlichkeit und Sicherheit der Energieversorgung niemals zu kurz kommen lassen. Die stetige Verfügbarkeit von Energie hat existentielle Bedeutung für moderne Gesellschaften. Von ihrer Bezahlbarkeit für alle Verbraucher hängt die soziale Balance ab. An der internationalen Wettbewerbsfähigkeit von Strom- und Energiepreisen hängen ganze volkswirtschaftliche Wertschöpfungsketten und die damit verbundenen Beschäftigungsmöglichkeiten. Deshalb kann die Energiewende für Deutschland nur dann ein echter Erfolg werden, wenn sie nicht Wohlstand gefährdet, Innovationskraft abwürgt oder gute Arbeitsplätze wegbrechen lässt, wenn der Strom für alle bezahlbar bleibt und auch da ankommt, wo er wirklich gebraucht wird, und wenn mit unserer Versorgungssicherheit nicht „russisches Roulette“ gespielt wird. Das zu erreichen, bedarf noch großer gemeinsamer Anstrengungen, mehr Investitionen und Innovationen der Wirtschaft, mehr Verständnis und Akzeptanz seitens der Zivilgesellschaft und der Bürger sowie einer mehr ausgewogenen und koordinierten Steuerung durch die Politik.

Entwicklung der Marktanteile importierter und heimischer Steinkohle in Deutschland
Entwicklung der Marktanteile importierter und heimischer Steinkohle in Deutschland
Verbrauchsstruktur des deutschen Steinkohlenmarktes 2014
Verbrauchsstruktur des deutschen Steinkohlenmarktes 2014
Das Energiekonzept der Bundesregierung: Zielsetzungen im Zeithorizont
Das Energiekonzept der Bundesregierung: Zielsetzungen im Zeithorizont
Das Energiekonzept der Bundesregierung: neue „Zielarchitektur“/Systematisierung des Zielsystems
Das Energiekonzept der Bundesregierung: neue „Zielarchitektur“/Systematisierung des Zielsystems
Inländischer Gesamtverbrauch an Steinkohle bis 2050 gemäß Energiereferenzprognose von 2014
Inländischer Gesamtverbrauch an Steinkohle bis 2050 gemäß Energiereferenzprognose von 2014