atw - International Journal for Nuclear Power | 02.2022

atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 2 ı März
Träume, dass eine riesige Elektrizitätsspeicherung
über Batterien, inklusive einer dezentralen Speicherung
bei jeder Familie mithilfe ihres elektrischen
Autos, oder über Wasserstofferzeugung im
P2P-Prozess (Power to Power: “grüne” Elektrizität,
die Wasserstoff erzeugt, um es zu verbrennen, um
damit dann wieder Strom zu erzeugen), dies dann
mit einer sehr schlechten Effizienz, die Lösung sein
wird. Manchmal werden Träume wahr, aber dies
scheint eher ein Mythos zu sein. Die Realität ist,
dass der Sprint zu volatilen erneuerbaren Energien
mit einem Sprint zum Gas hin verbunden ist. Ist es
überraschend, dass Deutschland, das sich für volatile
erneuerbare Energien einsetzt und auf der
EU-Ebene daran arbeitet (zusammen mit Österreich,
Luxemburg und einigen anderen), sie durchzusetzen,
das Nord-Stream-Pipelineprojekt vorantreibt?
Sicherlich entscheidet jeder Mitgliedstaat,
auf der Basis seines demokratischen Prozesses,
welchen Energiemix er benutzen möchte. Aber
dieses Prinzip, verankert im Artikel 194 des
Gemeinschaftsvertrags (TFEU), muss in seiner
Gesamtheit angewendet werden: Wenn andere
Mitgliedstaaten entscheiden, auf CO2-neutrale
Kernenergie zu setzen anstelle von nicht-CO2-neutralem
Gas und die Verwendung volatiler erneuerbarer
Energien zur Elektrizitätserzeugung auf
einen handhabbaren Bruchteil zu begrenzen, sollte
dies respektiert werden. Was genau ein handhabbarer
Bruchteil bedeutet, hängt von örtlichen
Bedingungen ab. Verschiedene Studien zeigen,
dass in Europa ein wirtschaftliches Optimum bei
etwa 35 % liegt, ohne die technischen Randbedingungen
auch nur zu erwähnen.
Das bringt uns zur Problematik der Elektrizitätskosten
und was sie beinhalten. Die Kosten umfassen
drei Komponenten. Die erste Komponente sind die
Elektrizitätserzeugungskosten, wenn sie die
Erzeugungsanlage verlassen, und werden normalerweise
Stromgestehungskosten (Levelized Cost of
Electricity, LCOE) genannt, und bestehen aus den
„overnight capital costs“ (kalkuliert ohne Verzinsung
in der Bauphase, als ob die Anlage über Nacht
errichtet würde) für den Bau und den Finanzierungskosten,
den Brennstoff- und Betriebskosten,
den Rücklagen für die Abfallbeseitigung usw. Die
zweite Komponente besteht aus den Systemkosten
jenseits der Erzeugungsanlage, den Kosten des
Betriebs des Elektrizitätssystems inklusive der
Flexibilitäts- und Regelungskosten, die für volatile
erneuerbare Energien besonders wichtig sind, aber
auch den Anschluss-, Übertragungs- und Verteilungskosten.
Die letzte Komponente enthält externe
Kosten, insbesondere soziale und Umweltkosten,
einschließlich einer CO2-Steuer, wenn fossile
Brennstoffe zur Stromerzeugung eingesetzt
werden. Bis vor kurzem wurden nur die LCOE
verwendet, um die Kosten der Stromerzeugung aus
verschiedenen Quellen zu vergleichen. Das ist nicht
ausreichend. Um einen fairen Vergleich zu ermöglichen,
müssen alle Kosten in Betracht gezogen
werden. Die Kosten der Volatilität (damit sind die
Back-Up-Kosten gemeint, sei es durch Speicherung
oder fossile Kraftwerke) müssen den LCOE der
intermittierenden erneuerbaren Energien zugeschrieben
werden und dürfen nicht in den Gesamtsystemkosten
versteckt werden. Auch darf man
nicht vergessen, die CO2-Kosten hinzuzufügen,
wenn fossile Brennstoffe als Back-up für diskontinuierliche
erneuerbare Energien verwendet
werden. Man muss bedenken, dass Aufbau und
Einsatz der erneuerbaren Energien in Deutschland
das Land über 20 Jahre etwa 500 Milliarden Euro
gekostet haben, ohne dass die Back-Up-Kosten mit
einbezogen wären; dies vermittelt uns eine Vorstellung
von den ökonomischen und sozialen
ENERGY POLICY, ECONOMY AND LAW 9
Energy Policy, Economy and Law
EU-Taxonomie für ein nachhaltiges Finanzwesen: Die Notwendigkeit, das Europäische Elektrizitätssystem zu reformieren? ı Marc Deffrennes