Auf dem Weg zu einer dezentralen Energieversorgung

Heinrich Lohmann*

Neue Anforderungen brauchen neue Lösungen. Die Energieversorgung der Zukunft wird ökonomisch, ökologisch und dezentral sein. Vor allem Kohle und Kernkraft werden perspektivisch durch andere Energieträger ersetzt. Das hat Folgen für das Netzmanagement. Die Arbeit an einem flexiblen System hat bereits begonnen.

Die Diskussion um den Einsatz Erneuerbarer Energien und ganz besonders der Windenergie hat in Deutschland in den vergangenen Monaten neuen Zündstoff erhalten. Das hängt mit der Diskussion um die Novellierung des zweifellos erfolgreichen deutschen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zusammen, fügt sich aber in nahtlos in eine bereits seit mehreren Jahren anhaltende Politik der großen Energieversorger und Netzbetreiber gegenüber der zunehmend lästiger werdenden Konkurrenz der Erneuerbaren. Nachdem die Vorwürfe um angebliche Subventionierungen[1] und nicht konkurrenzfähige Energieerzeugungskosten[2] vom Tisch sind, führen die Kritiker nun insbesondere die Folgekosten vor allem des Ausbaus der Windenergie ins Feld. In der Tat kommen auf die Stromverteiler und das Netzmanagement neue Aufgaben zu. Die Dezentralisierung der Energieversorgung, der Ersatz großer Kraftwerksblöcke durch viele kleine Erzeugungseinheiten, die Vernetzung kleiner und unterschiedlicher ökologischer Kraftwerke zu großen virtuellen Kraftwerkseinheiten stellt andere Anforderungen als das gewohnte Netzmanagement, in dem nur vergleichsweise wenige große Einheiten miteinander zu koordinieren sind.

Hinzu kommen die Spezifika der Erneuerbaren Energien. Hier konzentriert sich die Aufmerksamkeit derzeit auf die Windenergie: Da Windenergieanlagen direkt abhängig von der wechselhaften Ressource Wind sind, könne es zu Spannungsschwankungen im Netz kommen. Die Leistungsfähigkeit des deutschen und europäischen Verbundsystem und Netzmanagement ist zwar derzeit groß genug, um die Verbraucher von solchen Angebotsschwankungen nichts spüren zu lassen.[3] Ein ausgefeiltes System von schnell verfügbaren Kraftwerksreservekapazitäten ist in der Lage, solche Angebotsschwankungen auszugleichen.

Klaus Rauscher, Vorstandsvorsitzender der Vattenfall Europe, einer der vier großen Netzbetreiber in Deutschland, beklagte aber dennoch im Juli 2003 gegenüber der Frankfurter Allgemeinen Zeitung den „ökonomischen und ökologischen Unsinn“, den er im Ausbau der Erneuerbaren und besonders der Windenergie offshore sieht. Er fürchte eine Überlastung der Netze insbesondere in Nord- und Ostdeutschland. In der Konsequenz müssten die Netzbetreiber ausdrücklich nur für die geplanten Offshore-Windparks in der Ost-und Nordsee umfangreiche Netzausbauten vornehmen.[4] Für den Fall, dass allein die deutschen Ausbaupläne von heute etwa 12 000 Megawatt Windleistung auf 30 000 Megawatt in 2020 realisiert würden, sagen die Netzbetreiber ernsthafte Probleme voraus.[5]

Hohe Kosten zu Lasten der Netzbetreiber und Verbraucher, enormer Regelaufwand, hohe Reserveverpflichtung und zweifelhafte ökologische Bilanz - die Bilanz, die die großen Energieversorger in Sachen Erneuerbare Energien ziehen, ist deutlich negativ. Die Frage, der hier im Folgenden nachgegangen werden soll, ist jedoch nicht die nach den Hintergründen dieser anhaltenden Kampagne der Energieversorger, sondern die nach den technischen und energiepolitischen Rahmenbedingungen einer künftigen Energieversorgung, an der die Erneuerbaren Energien zweifelsohne einen hohen Anteil haben werden.

Das Instrumentarium für das Management der Erneuerbaren Energien im Stromnetz muss und wird hierbei nicht eigens für diesen neuen Zweck entworfen und implementiert. Bereits für den heutigen, meistenteils konventionellen Kraftwerkspark wird ein flexibles und redundantes Netzmanagement praktiziert. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen, um ihre Systemführungs- und Regelaufgaben erfüllen zu können, Reserveleistung vorhalten.[6] Die Instrumentarien, die dafür aufgebaut worden sind, werden aber bereits heute verfeinert, denn die Einspeisung von Strom durch Kleinkraftwerke wird sich auch in Zukunft weiter steigern, unabhängig von den Erneuerbaren Energien. Das Belastungs- und Kostenargument, das unter anderem von Vattenfall gegen die Erneuerbaren ins Feld geführt wird, greift offensichtlich nicht.

Status quo

Das derzeitige Energieversorgungssystem wird von vergleichsweise wenigen Kraftwerkseinheiten und einem Verbundsystem geprägt, das es ermöglicht, die erzeugte Energie mit dem Energiebedarf auszubalancieren. Nach der Schließung des europäischen Verbundnetzes im Laufe der Nachkriegszeit haben sich in den verschiedenen europäischen Industriestaaten unterschiedliche Versorgungsstrukturen entwickelt, die nicht nur technischen Bedingungen, sondern auch energiepolitischen und wirtschaftlichen Vorgaben gehorchen mussten. Das ist am Beispiel der Kernenergie deutlich zu erkennen. So ist in Frankreich der Anteil von Kernreaktoren an der Stromversorgung mit 77 Prozent in Europa am höchsten, in den Niederlanden mit 4 Prozent am niedrigsten. Deutschland liegt mit 31 Prozent im europäischen Mittelfeld.[7] Frankreich hatte sich im Unterschied zu den meisten anderen europäischen Staaten nach der Energiekrise Anfang der siebziger Jahre auf den Ausbau der Kernenergie konzentriert.

Der Fall Deutschland soll im Folgenden exemplarisch für den Umbau der Energieversorgung behandelt werden, nicht zuletzt deshalb, weil in Deutschland der Ausbau der Windenergie so weit fortgeschritten ist wie sonst nirgends in Europa.

Auf europäischer Ebene wird das Netzmanagement durch zwei übernationale Organisationen koordiniert, durch die westeuropäische UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l’Électricité) und durch die osteuropäische CENTREL. Zur Regelung dieses Systems wurde es hierarchisiert. Im Rahmen der Liberalisierung lassen sich sieben Hierarchieebenen ausmachen, die jeweils spezifische Funktionen einnehmen. Dieses Modell wurde aus dem bisherigen System mit fünf Hierarchieebenen der regulierten Energiewirtschaft entwickelt. Von unten nach oben: Auf Ebene 1 findet die primäre Frequenz- und Spannungsregelung statt, Ebene 2 beschäftigt sich mit der sekundären Frequenz- und Austauschleistungsregelung resp. der sekundären Spannungs- und Blindleistungsregelung, auf Ebene 3 findet die nationale/regionale Systemführung statt, neu eingeführt wurde Ebene 4 der Stromhandel, der damit losgelöst von der Netzsystemführung behandelt wird, Ebene 5 widmet sich übernational im gesamten Netz der tertiären Frequenzregelung dem Leistungsausgleich, Ebene 6 gibt die betrieblichen Kooperationsregeln vor, während Ebene 7 die technischen Kooperationsregeln vorgibt.

Graphik 2: Sieben Ebenen-Modell zum geordneten Zusammenwirken von Systemführung, Stromhandel und Netzregelung bei deregulierter Energiewirtschaft[10]

Ziel der Netzbetriebsführung und des Netzmanagements ist es, die Erzeugung von Strom dem schwankenden Bedarf anzupassen, ohne dass es zu Versorgungsengpässen kommt. Dabei kann auf einen umfangreichen Erfahrungsschatz zurückgegriffen werden, etwa auf das Wissen von den täglichen Lastganglinien, die seit Beginn der Stromversorgung bekannt sind. Sie weisen zwei Spitzen am Vor- und späten Nachmittag auf und sind zudem jahreszeitlich unterschieden.

Da sich elektrische Energie mit heutigen Kapazitäten nicht in nennenswertem Umfang speichern lässt, ist das Versorgungssystem darauf ausgelegt, die Verbrauchsspitzen  und -täler gleichermaßen zu bedienen. Dafür wird der Energiebedarf in Grund-, Mittel- und Spitzenlast unterschieden. Für den Grundlastbereich werden bevorzugt „langsame“ Kraftwerkstypen wie Kernkraftwerke, Braunkohle- und Wasserkraftwerke eingesetzt. Im Mittellastbereich werden Stein- und (gleichfalls) Braunkohlekraftwerke eingesetzt. Die Spitzen werden durch „schnelle“ Gas- und Ölkraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke abgesichert.

Die Fahrpläne der Kraftwerke werden nach einem ausdifferenzierten System aufeinander abgestimmt, bei dem erwarteter Bedarf und zur Verfügung stehende Kapazitäten ausbalanciert werden. Für Störungen dieser Balance steht dem System Reserveleistung zur Verfügung. Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber halten insgesamt derzeit 1300 Megawatt an Primär-Regelreserveleistung, 4000 Megawatt Sekundär-Regelreserveleistung und 3000 Megawatt Minutenreserveleistung vor. Die Primärreserve wird in einer Reaktionszeit von bis 30 Sekunden eingesetzt, die Sekundärreserve zwischen 30 Sekunden und 15 Minuten, die Minutenreserve zwischen 15 Minuten bis zu 1 Stunde.[11]

Tabelle 1: Regelreserven[12]

Dieses System ist höchst effektiv, ist aber weitgehend auf den bestehenden Kraftwerkspark zugeschnitten. So wird derzeit etwa die Regelenergie von jedem der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber separat bereitgestellt. Bereits die bisherige Liberalisierung hat zu einem Ausbau der Reserveleistung geführt, der bestehende Anteil Erneuerbarer Energien hat zudem zu der Erkenntnis geführt, dass das System weiterentwickelt werden muss. Perspektivisch geschieht dies vor allem deshalb, weil künftig neue Kraftwerkskapazitäten durch eine Vielzahl verschiedener, vor allem kleiner und mittlerer Anlagen bereitgestellt werden, wenn die Energiepolitik keinen radikalen Rollback versucht. Das ist aber nicht anzunehmen. Der Grund liegt in der Liberalisierung des Energiemarktes seit 1990, die in Deutschland 1998 durch das Energiewirtschaftsgesetz angestoßen wurde.

Das neue System

Durch die Liberalisierung der Energieversorgung wurden die festen regionalen Bezugsnetze aufgehoben und die Produktion von der Übertragung und Verteilung des Stroms getrennt. Seitdem kann jeder Stromkunde Strom von dem Anbieter beziehen, der ihm ein passendes Angebot macht, und jeder Stromlieferant kann in jedes Gebiet und an jeden Kunden liefern, der mit ihm abschließt. Ziel der Liberalisierung war es, mehr Wettbewerb und damit günstigere Preise für den Endkunden zu erzielen. Das ist nur zum Teil gelungen. Denn auf der einen Seite hat die Liberalisierung zu einer starken Konzentration der Netzbetreiber geführt. Auch auf der Anbieterseite sind die alten Gesellschaften weitgehend unter sich. Dennoch ist auf der Erzeugerseite neue Bewegung entstanden. Es treten seitdem sogenannte IPP (Independent Power Producer) auf, die nicht zu den bisherigen großen Kraftwerksbetreibern gehören und Zugang zum Netz und zu den Strommärkten haben. Zu diesen IPPs gehören auch Windpark-Betreiber und Betreiber anderer Kraftwerke aus erneuerbaren Energiequellen.

Eine Reihe dieser Erzeuger hat einen gesicherten Netzzugang, wie etwa bei der Abnahmeverpflichtung, die die Netzbetreiber gegenüber den Erneuerbaren Energien haben. Die spezifischen Eigenschaften der Windenergie führten aber, so die Netzbetreiber, zu hohen Netzausbau- und Regelleistungskosten. Auf bis zu 2,4 EUR-Cent pro Kilowattstunde Windstrom beziffert etwa die E.ON die Zusatzkosten.[13] In der Tat ist Regelenergie insbesondere beim heutigen Kraftwerkspark deutlich teurer als normaler Strom. Kraftwerksblöcke müssen, um Regelreserven vorhalten zu können, unterhalb ihrer Volllast gefahren werden und müssen zudem flexibel auf unterschiedliche Anforderungen reagieren. Sobald Kraftwerke Leistung aber reduzieren, steigt der Erzeugerpreis für Strom je Kilowattstunde, da ja die Allgemeinkosten der Anlage gleich hoch bleiben oder nur gering sinken. In einem Kraftwerkspark, der auf „langsamen“ Kohle- und Kernkraftwerken aufbaut, die hohe Betriebskosten auch im Leerlauf produzieren und keinen weiteren Nutzen bieten (etwa durch Wärmenutzung), ist das nicht anders zu erwarten.

Die Diskussion um die Nebenkosten der Einspeisung von Windstrom hakt also an eine entscheidenden Punkt: Das Energieversorgungssystem steht vor einem Umbruch, der in vergangenen 50 Jahren seinesgleichen sucht. Anstelle der großen, nur über einen langjährigen Betrieb rentablen Kraftwerksblöcke treten zunehmend vergleichsweise kleine, flexible und rentable Einheiten (Die Abschreibezyklen von Kernkraftwerken liegen bei 40 Jahren, die von Windkraft- und Gaskraftwerken bei 20 Jahren). Vor allem Gaskraftwerke aber auch Windparks werden in der Stromerzeugung umfassende Aufgaben übernehmen. Damit ändert sich notwendiger Weise das Netzmanagement.

Dass sich diese Situation in den kommenden beiden Dekaden grundsätzlich ändert, hängt nur zum Teil mit politischen Entscheidungen zusammen. Natürlich haben Zielmarken wie 25 Prozent Strom aus Wind bis 2020 in Deutschland oder auch die Vorgaben der Europäischen Union (Verdoppelung bis 2010) Einfluss auf die Investitionen. Naheliegend sind die Fördermaßnahmen für Erneuerbare Energien in Deutschland sehr effektiv gewesen und werden es auch in Zukunft sein. Auch der politisch gewollte Ausstieg aus der Kernenergie führt zu Handlungsbedarf. Der ist aber unabhängig davon bereits vorhanden. Denn das Energiesystem Deutschlands stützt sich auf einen abgeschriebenen und seit Jahrzehnten betriebenen Kraftwerkspark, der in den kommenden Dekaden ersetzt werden muss. Die Bedingungen, unter denen das geschieht, sind freilich andere als in der regulierten Stromwirtschaft. Denn die Kraftwerksbetreiber müssen nun ihr Produkt, Strom, auf einem sehr aktiven und schnelllebigen Markt anbieten. Mit neuen Kraftwerken, auf deren Produktionspreis noch die Abschreibungen lasten, haben sie aber eine deutlich schlechtere Ausgangsposition als mit dem abgeschriebenen und teilweise bereits seit Jahrzehnten betriebenen Kraftwerkspark heute. Hinzu kommt, dass die Investitionsentscheidung heute die Wettbewerbsfähigkeit des Unternehmens noch in dreißig Jahren beeinflusst. (Unter anderem ist das der Grund, warum, trotz aller Diskussion über die Notwendigkeit der Kernenergie, in den letzten Dekaden nur sehr wenige Einheiten ans Netz gegangen sind, in Deutschland ist das jüngste Kernkraftwerk 1989 in Betrieb genommen wurden.)

Mit gutem Grund haben die Verfechter der Windenergie beim Vergleich der Stromerzeugungskosten aus Wind, Kernenergie, Kohle und Gas immer wieder darauf verwiesen, dass hier insbesondere in der Konkurrenz zu Kohle und Kernenergie abgeschriebene mit neu installierten Kraftwerken verglichen werden. Dass dies zum Nachteil der Windenergie ausgehe, sei nicht verwunderlich. Die Differenz der Einspeisevergütung zum Handelspreis von Strom ist zwar unbestreitbar, ist aber dennoch ein schlechtes Argument, denn damit verböte sich derzeit überhaupt jede Investition in Energie erzeugende Anlagen. Das kann aber eine Zukunftsorientierte und dem Gemeinwohl verpflichtete Energiepolitik nicht zulassen.

Andere Studien kamen zu dem Ergebnis, dass Strom aus Windenergie etwa im Jahr 2015 zu vergleichbaren Kosten erzeugt werden kann wie Strom aus konventionellen Energiequellen.[16] Danach aber würde Strom aus Gas, Kohle oder Kernenergie sogar teurer als Strom aus Wind. Ähnliches gilt für die Regelenergiekosten. Die dürften, angesichts fallender Windstromkosten und eines zunehmend flexiblen Kraftwerkspark, künftig sinken.

Graphik 4: Künftige Preisentwicklung in EUR-Cent[17]

Die Überkapazitäten der derzeitig installierten Leistung von ca. 117 Gigawatt werden bereits in wenigen Jahren geschwunden sein. Ohne Zubau wird bereits im Jahr 2010 eine Versorgungslücke von mehr als 15 Gigawatt, im Jahr 2020 sogar von über 50 Gigawatt bestehen.[18] Diese Kapazitäten werden vor allem durch Gas- und Windkraftwerke ersetzt werden. In einem Modell, das in einer Studie an der Universität Oldenburg erarbeitet wurde, wurde vom folgenden Kraftwerksszenario ausgegangen:

Einer der Gründe für die aktuell hohen Nebenkosten für Regelenergie generell liegt in der Qualität des derzeitigen Kraftwerksparks. Grundlastkraftwerke wie Braunkohle- oder Kernkraftwerke sind für ein flexibles Netzmanagement nicht einsetzbar. Sie werden - und dies zudem aus ökonomischen Gründen - durch schnelle, flexible Gaskraftwerke ersetzt werden.[20] Mit dem Anstieg des Windstromanteils wächst auch die Notwendigkeit, Regelenergie bereitzustellen, die die möglichen Schwankungen der Windstromeinspeisungen ausbalanciert. Immerhin geht Krämer in seiner Studie von 44 Gigawatt Windenergie in 2020 aus (zum Vergleich: Mitte 2003 sind knapp 13 Gigawatt Windenergie in Deutschland installiert, andere Annahmen gehen von Größenordnungen zwischen 30 und 40 Gigawatt aus). Ein größerer Teil davon soll auf See installiert werden.

Diese Windkraftkapazitäten werden größere Teile der Grundlast übernehmen, während vor allem Gaskraftwerke die Spitzen abfedern werden. Die Schwankungen im Windangebot werden zum Teil durch den Ausgleich überregionaler Einspeisungen aufgefangen: „Bezüglich der regenerativen Energieeinspeisung bietet sich zudem die Möglichkeit der regenerativen Ist-Leistungs-Aufschaltung auf die Soll-Austauschleistung der Regelzone an“, formuliert etwa Wolfender.[21]

Um die Flexibilität des Systems zu herzustellen, sind zwei weitere Instrumentarien entwickelt worden.

Zum einen werden Windkraftwerke künftig neuen Anforderungen entsprechen müssen. Seit dem 1. Januar 2003 hat die E.ON Netz ergänzende Regeln für den Anschluss von Windenergieanlagen veröffentlicht, die Teil des Netzanschlussvertrages sind. Unabhängig von der juristisch relevanten Frage, ob ein solcher Anschlussvertrag notwendig ist, da die E.ON Netz laut EEG gezwungen ist, den Strom aus Erneuerbaren Energien abzunehmen, sind die technischen Vorgaben für den künftigen Betrieb von Windenergieanlagen bei stark erhöhtem Windkraftanteil sinnvoll zu diskutieren. Im bisher verfolgten Konzept schalten sich Windenergieanlagen vom Netz, wenn es dort einen Spannungseinbruch gibt, z.B. hervorgerufen durch einen Kurzschluss im Höchstspannungsnetz. Das könnte im Extremfall den Verlust von mehreren tausend Megawatt Windenergie bedeuten. Die Grenze liegt dabei bei 3000 Megawatt, jenseits dieser Grenze könnten Spannungsschwankungen nicht mehr ausgeglichen werden, ganze Regionen müssten vom Netz genommen werden. Dieses Risiko soll in Zukunft vermieden werden. Die in Zusammenarbeit auch mit den Herstellern von Windenergieanlagen erarbeiteten Netzanschlussregeln betreffen vier Bereiche: Das Einschalten des Windparks ins Netz, die Lieferung von Blindleistung, die Wirkleistungsabgabe und das Verhalten bei Störungen im Netz.[22] Zentral im neuen Regelwerk ist, dass Windenergieanlagen künftig Aufgaben im Netzmanagement übernehmen müssen. Das heißt, sie stützen das Netz bei plötzlichem Spannungsabfall, die Leistungseingabe erfolgt nicht schlagartig, sondern sanft ansteigend und damit netzverträglich und sie können auf Netzengpässe durch eine Leistungsreduktion reagieren. Aus den regellosen Einspeisern werden künftig also voll integrierte Kraftwerke.

Zum anderen müssen die Prognoseinstrumentarien angepasst werden. Das hat nicht zuletzt damit zu tun, dass die Netzbetreiber mit hohem Windenergieanteil ihren Mehranteil an die anderen Netze abgeben, insbesondere übertragen die im Norden tätigen E.ON Netz und Vattenfall Europe Transmission an RWE Net und EnBW im Westen resp. Süden Deutschlands. Die Übertragungen werden derzeit jeweils 24 Stunden vorher an die beteiligten Netze mitgeteilt. Dafür hat das ISET (Institut für Solare Energieversorgungstechnik) für die E.ON ein Prognosemodell entwickelt, das es erlaubt, die Einspeisung von Windstrom zu prognostizieren. Seit Juli 2001 wird das Modell von E.ON Netz erfolgreich genutzt. Allerdings sind die Prognoseabweichungen noch einigermaßen hoch. Das ISET selbst gibt für die Prognose des Folgetags eine Abweichung von bis zu 10 Prozent der installierten Leistung an. Für die Kurzzeitprognose (3-6 Stunden) liegt die Abweichungsquote bei 6 Prozent. Fehlerquellen liegen dabei nicht beim Modell selber, sondern bei Abweichungen etwa von Wettervorhersagen vom tatsächlichen Wetter. [23] Zwar arbeitet ISET weiter an einer Verbesserung des Modells. Die hohe Abweichung verweist jedoch zurück auf die Struktur des Kraftwerkparks. Denn selbst wenn das Modell immer zuverlässiger wird, bleiben geringe Abweichungen. Das heißt, es müssen weiter Regelkapazitäten für diese Sonderfälle vorhanden sein. Aber solche Redundanzen sind, der Versorgungssicherheit zuliebe, sowieso Teil eines modernen Energieversorgungssystems.[24]

Fazit

Die Kosten für Windenergie werden weiter sinken, während die Kosten für Strom aus Kohle, Gas oder Kernenergie ab dem Jahr 2015 das Niveau der Windenergie übersteigen werden. Ähnlich verhält es sich mit den Kosten der sogenannten Regelenergie. In einem geänderten, das heißt von Braunkohle und Kernkraft entlasteten Kraftwerkspark sinken die Regelenergiekosten. In diesem Kontext kommt einem funktionsfähigen Prognoseinstrumentarium eine große Rolle zu: Das vom ISET entwickelte Modell weist hier die Richtung. Die heutigen Abweichungen von bis zu 10 Prozent werden künftig verringert werden können. Ein flexibles, dezentrales und ökologisches Energieversorgungssystem hat deutliche Performancevorteile gegenüber dem heutigen trägen System, in dem große Kraftwerkseinheiten tragend sind. Wir befinden uns heute in einer Umbruchsituation, in der die Weichenstellungen für die Energieversorgung der nächsten 30 bis 50 Jahre vorgenommen werden. Ökonomische, ökologische und politische Vernunft müssen hier entscheidend sein.

Dipl.-Ing. Heinrich Lohmann ist einer der Gründer der Umweltkontor Renewable Energy Aktiengesellschaft und heute deren Vorstandssprecher.

Heinrich Lohmann
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Anmerkungen

[1] Der Europäische Gerichtshof hat in einer richtungsweisenden Entscheidung festgelegt, dass die deutsche Einspeiseregelung keine Subvention im Sinne der Europäischen Union darstellt. Im Unterschied zu den Bieter- und Quotenregelungen gilt in Deutschland eine Fixpreis- und Umlageregelung, die sich in den vergangenen zehn Jahren als sehr leistungsfähig erwiesen hat. In den letzten Wochen sind im Zusammenhang mit der Modernisierungs- und Schuldendebatte in Deutschland auch wieder angebliche Subventionen in den Ring geworfen worden, von konservativen wie sozialdemokratischen Politikern. Der VDEW spricht in seiner Mitteilung vom 25.8.2003 sachlich falsch von 1,7 Mrd. Förder-Euro für Öko-Strom im Jahr 2002 (www.strom.de/wysstr/stromwys.nsf/WYSFrameset1?Readform&JScript=1&).

[2] In der Diskussion werden die verschiedenen Energieerzeugungskosten (COE) gegenüber gestellt, allerdings ohne die jeweiligen Rahmenbedingungen (insbesondere Abschreibungen) in Rechnung zu stellen und damit die jeweiligen Vollkosten zu vergleichen. Vgl. dazu beispielhaft die Pressemeldung des VDEW in Anm. 1, die Marktpreise konventioneller und abgeschriebener Kraftwerke mit den Fixpreisen neu installierter Anlagen vergleicht. Berücksichtigt man diese Vollkosten, so ist, einer Osnabrücker Studie zufolge, spätestens ab 2020 mit sinkenden Stromkosten, auch bei einem hohen Windstromanteil zu rechnen. Marcel Krämer, Modellanalyse zur Optimierung der Stromerzeugung bei hoher Einspeisung von Windenergie, Bremen 2003, auch Neue Energie 2/2003. Zu den COE vgl. auch die REW July-August 2001, p 214 and AWEA website 2001.

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