Autor: Hauptlastverteiler

Stufe 1 – die niedrigste Erkenntnisstufe:

Dir ist alles klar.

Stufe 2 – die bereits etwas höhere Erkenntnisstufe:

Dir ist nichts mehr klar.

Stufe 3 – die höchste Erkenntnisstufe:

Du stellst die richtigen Fragen.

Wer immer wieder andere in der Dreck zieht, kann unmöglich sauber sein. Immer mehr Menschen wenden sich von einer Politik ab, wo jeder über den anderen herzieht, den Gegner erniedigt – aber selbst nicht mit umsetzbaren Ideen hervortritt.

Lasst uns gemeinsam Lösungen finden. Für Frieden. Für nachhaltige Energie. Für gerechten Lohn.

Zum Beitrag von Lion Hirth u.a. in der FAZ vom 2. Januar 2025

Ja, es ist vollkommen richtig, dass die Energiewende keine Kehrtwende oder grosse Reform braucht. Ein Anzahl kleiner oder auch größerer Korrekturen im Rechtsrahmen würde Irrtümer der Vergangenheit heilen und die Kosten deutlich senken. Zu den 22 Punkten gibt es aber dennoch einiges zu sagen:

1. Eine Anpassung des Zubaus erneuerbarer Energien unter Beibehaltung des 80%-Zieles ist eine missverständliche Forderung. Die Zubauziele im EEG von 8 GW Wind und 21 GW PV entsprechen etwa der langfristigen natürlichen jährlichen Erneuerungsrate dieser Energieanlagen und sind also wissenschaftlich korrekt. Anpassungen sind nur bezüglich einzelner teuerer Technologien nötig, siehe unten.
2. Eine Anpassung des Netzausbaus ohne Abbruch bestehender Projekte ist sicher ratsam, denn bislang wurden die Auswirkungen des Wasserstoffkernnetzes auf den Netzausbau nicht berücksichtigt. Der Energietransport über H2-Netze aber ist viel kostengünstiger, als der Stromtransport und politisch im Gegensatz zu Stromleitungen kein Problem.
3. Auch eine Giesskannenförderung energieintensiver Betriebe ist nicht sinnvoll. Hier muss priorisiert werden. Viel wichtiger aber ist die strategische Anpassung der Industrie an Preisschwankungen im Stromsektor – in einem Zeitalter erneuerbarer Energie sind Produktionsverfahren, welche rund um die Uhr produzieren oft nicht mehr sinnvoll.
4. Die Anpassung des Wasserstoffkernetzes an einen noch garnicht bekannten realistischen Bedarf und an Importrouten ist derzeit nicht angezeigt. Das Kernnetz muss zügig in Betrieb gehen (und die fehlende Leitung in die Prignitz muss dazu!), denn es ermöglicht die großtechnische Speicherung von Wind- und Solarenergie in Form des Energieträgers H2. Der Import von Wasserstoff über den Seeweg ist keine Option, weil viel zu teuer – da kommt nur Ammoniak in Frage. Und Nachbarländer, welche uns in absehbarer Zeit per Rohrleitung H2 liefern wollen haben wir nicht. Das einzige Land, welches langfristig H2 liefern wollte, war Rußland, weshalb die NordStream-Rohre auch H2-ready sind. Aber das haben wir nun wohl vergeigt.
5. Der Einsatz von blauem Wasserstoff (aus Erdgas-Dampfreformierung mit CCS, also Verpressung des CO2 in die Erde) wird leider auch in diesem Beitrag gefordert. Er ist aber langfristig keine Option und warum sollten man überhaupt erst damit anfangen? Führt das nicht nur dazu, den LNG-Absatz zu erhöhen und Trumps „Drill Baby, drill“ in den Wahnsinn zu steigern?
6. Ein schneller Zubau von Gaskraftwerken ist, solange die viel effizientere und billigere Brennstoffzelle noch kein Massenprodukt ist, eine sinnvolle Option. Aber das diese für den Einsatz von H2 bereit sein müssen, ist unverzichtbar um klar zu machen, dass Erdgas keine Zukunft hat und Fehlentwicklungen zu vermeiden.
7. Die Abschaffung der Einspeisevergütung für kleine Solaranlagen ist sinnvoll, wenn gleichzeitig Rahmenbedingen dafür geschaffen werden, dass Gebäude-Photovoltaik sich ohne Förderung lohnt bzw. im Neubau Pflicht wird. Gleichzeitig müssen Netzentgelte so geregelt werden, dass diese Anlagen sich volkswirtschaftlich optimal verhalten.
8. Eine zügige Abschaffung der Förderprogramme für Heimspeicher, also Akkus, ist in diesem Zuge auch sinnvoll.
9. Die angemessene Beteiligung von Eigenverbrauchsanlagen an den Kosten des Stromnetzes und der Bereitstellung gesicherter Leistung ist essentiell und längst überflüssig. Ob komplizierte dynamische Netzentgelte die Lösung sind, soll aber bestritten werden – immerhin ist der Anteil der Haushalte am Stromverbrauch mit unter 20% zu gering für so komplexe Lösungen. Es geht, wie in diesem Absatz verlinkt, auch einfacher.
10. Die Regelungen für PV-Freiflächenanlagen kann man sicher verbessern, wir sollten aber nicht vergessen, dass die möglichst geringe Beeinträchtigung der Landwirtschaft hier die wichtigste Akzeptanzgrundlage ist. Viel wichtiger erscheint es, den überbordenden Netzausbau für Freiflächen PV dadurch zu stoppen, dass ein Anschluss an vorhandene Windkraftnetze Pflicht wird.
11. Die Beendigung der Innovationsausschreibungen für Akkumulatorprojekte, welche sich auch so rechenen wird sicher kommen.
12. Das Auslaufen der Biogasverstromung ist aufgrund der hohen Kosten von Biogas und der damit verbundenen Umweltlasten tatsächlich wichtig.
13. Die Reduktion der Offshore-Ausbauziele von 70 auf 50 GW oder weniger wäre eine starke kostensenkende Maßnahme, denn Offshore-Windkraft ist unverändert doppelt so teuer wie an Land.
14. Die Forderung, dass die steigenden Genehmigungen im Rahmen der Ausschreibungen auch zu Kostensenkungen führen erscheint überflüssig, denn das wird bei hinreichender Überzeichnung von selbst geschehen.
15. Dass die Stromerzeugung sich konsequent an Preissignalen ausrichten soll ist sicher nicht verkehrt – aber nicht hinreichend. Nur in Verbindung mit Verbundkraftwerken und Speichern ergibt sie Sinn, denn der erzeugbare Strom muss als Energieträger nutzbar gemacht werden, wenn die Stromnachfrage gedeckt ist.
16. Die Forderung Freileitungen statt Erdkabel zu bauen ist absolut sinnvoll und spart Milliarden. Noch günstiger sind aber vielerorts Wasserstoffleitungen.
17. Die Teilung der deutschen Strompreiszone wird immer wieder gern gefordert und war noch nie mehrheitsfähig. Nach wie vor erscheint eine Lösung über entfernungsabhängige Netzentgelte hier einfacher.
18. Ein konsequentes Unbundling in den Verteilnetzen ist immer sinnvoll.
19. Ob ein Einbau von intelligenten Stromzähler im Haushaltsbereich mit Steuerung über das Internet viel hilft oder im Gegenteil zum Blackout führt (Marc Elsberg) ist ein viel zu wenig diskutiertes Thema.
20. Die Vergabe von Netzanschlüssen nach ökonomischen Kriterien und jedenfalls nicht nach Antragseingang ist absolut sinnvoll – wenn dies zum zügigen Entstehen von Verbundkraftwerken führt.
21. Das sich die Behebung von Netzengpässen an den Kosten ausrichten muss, auch bei der Abregelung von Erneuerbaren, ist eigentlich klar – aber dennoch leichter gesagt als getan. Auf keinen Fall darf die Finanzierung des Zubaus dadurch viel teurer werden, dass Unsicherheiten bezüglich der zu erwartenden Erlöse zu massiven Zinsaufschlägen führen – was die Energiewende viel stärker mit Kosten belasten würde.
22. Und ja: die Netzentgeltrabatte für die Industrie müssen intelligenter ausgestaltet werden, sodass sie
    einer Strommarktorientierung nicht im Wege stehen. Am besten sollte es garkeine Rabatte geben. Und ganz wichtig: Elektrolyseure müssen (entfernungsabhängige) Netzentgelte zahlen, denn es hat keinerlei Sinn, den H2 erzeugerfern herzustellen, wenn der Transport von H2 durch Rohre weniger als 10% des Stromtransportes kostet.

Die Bundesregierung ist mit enormen Ambitionen gestartet und hat eine Auszeichnung verdient, weil sie die Energiewende wieder aufgegleist und das richtige Tempo gesetzlich verankert hat. Doch noch stehen die Signale auf Gelb, auf kompromissgebremster Langsamfahrt.

Der zunehmende Ausbau verlangt vor allem nach Verbundkraftwerken als Teil der Kraftwerksstrategie, welche die Erzeugung aus Solar und Wind direkt ohne öffentlichen Netzausbau mit der Speicherung in Wasserstoff und Wärme verbinden. Nur so bleiben die Netzentgelte im Rahmen. Nur so findet Wertschöpfung an den Standorten der Energieerzeugung statt. Nur so können wir den H2-Bedarf der Industrie schnell decken. Nur so steigt die Akzeptanz.

 Die Kraftwerksstrategie baut auf dem Fundament der Erzeugung auf. Richtig. Doch noch in dieser Legislaturperiode müssen die Grundlagen für den darauf geplanten Rohbau gesetzlich verankert werden, damit genug Wasserstoff systemdienlich und erzeugungsnah hergestellt wird. Das wichtige Element sind klare regulatorische Bedingungen für den Strombezug von Elektrolyse und Wärmespeichern über Direktleitungen, vorrangig vor Netzbezug. Dazu gehört auch, dass an jedem Netzanschluss Wind und PV 1:1 anzuschließen sind. Ohne Verbundkraftwerke, also die Kraft-Wasserstoff-Wärmekopplung vor dem Netz, wird das System teuer und instabil.

 Energiewende muss schnell und günstig sein. Dazu gehört die Duldungspflicht von Leitungen und Wegenutzung nicht nur durch die öffentliche Hand, sondern durch jedermann. 10 – 20 km Leitung mit 100 – 200 Leitungsgrundstücken pro Projekt sind normal. Das darf nicht durch ewige Verhandlungen und am Ende teuere Verträge zulasten der Stromverbraucher erschwert werden. Das gilt auch für die Mitnutzung vorhandener Wege. Natürlich müssen auch die anderen Baustellen fertig werden: BImSchG, BauGB, BNatSchG, Bundeswaldgesetz und nationale Umsetzung der so genehmigungsrelevanten RED III.

 Die Kosten der Landnutzung müssen wieder sinken. Heutige Pachten verteuern die Energiewende um 20%, wobei ausgerechnet die staatlichen Verpächter die Preise treiben. Lösbar ist das Problem ausschließlich durch ein massives Überangebot an Flächen für Wind und Solar, welches die Preise fallen lässt. Es müssen mehr Flächen ausgewiesen werden, als benötigt werden. Dafür braucht es Vorgaben und Anreize. Sonst droht ein Kahlschlag in unserer erneuerbaren Firmenvielfalt durch Großbetriebe mit Quersubventionsbudget, manchmal sogar gespeist aus Kohleabfindung. Dabei lebt die Energiewende von der Akteursvielfalt und Verankerung vor Ort.

 Eines noch: Eine Volumenabsenkung von 4.093 MW auf 2.795 MW für die Ausschreibungen am 1. Mai 2024 ist hochgefährlich, zumal aus 2023-24 fast 4.700 MW Genehmigungen noch ohne Zuschlag sind. Nachdem der Höchstwert angepasst wurde, muss nun das maximale Volumen auch gebaut werden. Volle Fahrt statt Langsamfahrt.

 Nadine Kanu, Martin Beckmann und Jörg Müller, ENERTRAG, veröffentlicht in Neue Energie Mai 2024 S.26

Ich bin ein grosser Freund von Dampflokomotiven – es sind Kunstwerke des Maschinenbaus. Und sie funktionieren ohne Internet und Elektronik. Also zuverlässig. James Watt sei Dank. Doch die Erfindungen zweier anderer Menschen verdrängten sie aus unserem Leben: diese beiden waren Rudolf Diesel und Nikolaus Otto. Wer sie nicht kennt, kennt doch ihre Motoren – und diese hatten eine dreifach höhere Effizienz als Dampfmaschinen. Genau das was das Ende meiner geliebten Dampfloks.

Nun, ein Jahrhundert später, erlebt die Energiewirtschaft noch einmal eine solche Umwälzung. Unser heutiges Energiesystem ist zwar dreimal effizienter als Dampfloks, hat aber immer noch 75% Verluste – das sind die Energiemengen, welche aus Auspuffen, Kühltürmen und Schornsteinen nutzlos entweichen.

Ein Energiesystem, welches aber nicht mehr auf Verbrennung von Rohstoffen, sondern auf Solarstrom und Windenergie beruht, kennt weder Auspuff, noch Kühlturm, noch Schornstein. Fast alle heutigen Energieverluste werden also verschwinden. Ein Energiesystem auf Grundlage erneuerbarer Energie hat per se eine Effizienz von über 75%.

Wir stehen also erneut vor dem Faktor 3, welcher die Nutzung der Dampfmaschinen beendete. Heute nun wird dieser Faktor die Nutzung sämtlicher Verbrennungskraftmaschinen beenden – einfach nur, weil es so viel effizienter ohne sie geht. In Kürze wird es weder Diesel- noch Ottomotoren geben, ebensowenig Dampf- oder Gasturbinen, welche im Prinzip auch Verbrennungskraftmaschinen sind.

Übrig bleiben wohl nur Solar- und Windkraftanlagen, Wasserstofferzeugung und Brennstoffzellen, welche so geringe Verluste aufwiesen, dass sie allem Bisherigen weit überlegen sind.

So einfach ist das. Und deswegen ist erneuerbare Energie billiger als alles, was früher war.

Irrationale Gesetze verhindern die Wasserstoffwirtschaft

Erzeuger erneuerbarer Energie sollen eigentlich immer dann, wenn ein hohes Stromangebot vorliegt, diese Energie möglichst kostengünstig speichern, um sie dann ausserhalb des Strommarktes oder auch für Stromengpässe nutzbar zu machen. Mit Wasserstoff ist das machbar: sobald bei hoher Leistung mehr Energie erzeugt wird, als am Markt gerade nachgefragt, geht diese Energie in die Elektrolyse und steht als Gas zu Verfügung. Ein schöner Nebeneffekt: die Netzanschlüsse der Stromerzeugung können so um bis zu 75% kleiner dimensioniert werden, was die ohnehin zu hohen Netzentgelte endlich entlasten würde. Und Abregelungen gehörten auch der Vergangenheit an.

Was so logisch klingt, ist in Deutschland unmöglich.

Der § 21b Abs. 2 EEG versperrt genau diesen Weg. Er regelt nämlich, dass die verschiedenen Vermarktungsformen in jeder Viertelstunde im gleichen Verhältnis erfolgen müssen: also in jeder Viertelstunde genausoviel Strom einspeisen, wie zu Wasserstoff machen. Verrückt – oder? Wer wird denn in Zeit von Stromengpässen auch noch Wasserstoff herstellen und damit den Blackout provozieren? Und warum sollte bei hoher Erzeugungsleistung Strom in die Netze gedrückt werden, den dort niemand braucht? Es ist tatsächlich so, als würde der Gesetzgeber vorschreiben, in jeder Stunde gleich viel Geld zu sparen wie auszugeben. Die ausgleichende Funktion des Sparen wäre dahin.

Diese starre Proportionalität im Energierecht kennt nur eine Ausnahme: sie entfällt bei Direktlieferung an Dritte in unmittelbarer räumlicher Nähe, welche aber nicht definiert ist, so dass jeder hin in Rechtsunsicherheit fällt.

Der Zwang zur Proportionalität verhindert ein flexibles Reagieren auf Wetter, Netzengpässe und Marktpreise und verhindert die systemdienliche Nutzung erneuerbarer Energie. Er kann und muss dringend abgeschafft werden. Dazu muss mindestens in § 21b Abs. 4 EEG das Erfordernis der „unmittelbaren räumlichen Nähe“ entfallen. Besser aber wäre die generelle Lösung: die Streichung der Proportionalität aus dem Gesetz.

Weiter für Juristen und vertieft Interessierte

Was steckt genau dahinter?  § 21b Abs. 1 EEG verlangt, dass EA stets einer Veräußerungsform zugeordnet sind (1. Marktprämie, 2. sonstige Direktvermarktung (=PPA), 3. Mieterstromzuschlag oder 4. Einspeisevergütung). Nach § 21b Abs. 2 EEG darf der in den EA erzeugte Strom auch zu prozentualen Anteilen verschiedenen Veräußerungsformen zugeordnet werden. Dann müssen die „Prozentsätze nachweislich jederzeit“ eingehalten werden. Die anteilige Veräußerung an einen Dritten außerhalb der Marktprämie kann also immer nur ein fixer Anteil der Gesamterzeugung der EA sein.

Bei der Zuordnung zur Direktvermarktung muss die gesamte Ist-Einspeisung viertel­stündlich gemessen und bilanziert werden (§ 21 Abs. 3 EEG). Ein Wechsel der Veräußerungsform – und damit auch der prozentualen Aufteilung – ist nur zum ersten jedes Monats möglich. Das Gesetz verlangt also, dass monatlich im Voraus eine prozentuale Verteilung angemeldet wird, die viertelstündlich („jederzeit“) gemessen und bilanziert wird. Wurde beispielsweise eine Aufteilung von 70% Marktprämie und 30% sonstige Direktvermarktung (z.B. für Belieferung eines Elektrolyseurs) angemeldet, bedeutet dies folgendes: In jeder Viertel­stunde müsste die 70/30 Aufteilung eingehalten werden, also statisch die Aufteilung Vermarktung per Marktprämie und Belieferung der Elektrolyse. Eine solche Fahrweise erlaubt den EA-Betreibern nicht, flexibel auf Erzeugungsspitzen und auf Preissignale zu reagieren.

Eine Ausnahme von dieser Pflicht ergibt sich aus § 21b Abs. 4 Nr. 2 EEG. Danach müssen die genannten Anforderungen nicht eingehalten werden, wenn EA-Betreiber ihren Strom außerhalb des Netzes vollständig oder anteilig an Dritte weitergeben, sofern diese den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen. Die unmittelbare räumliche Nähe ist nicht klar definiert; es ist oftmals zweifelhaft, ob die Anforderung erfüllt ist. Das rechtliche Risiko ist regelmäßig zu groß für substantielle Investitionen.

Die Regelung zur „starren Proportionalität“ in § 21b EEG sollte ursprünglich verhindern, dass sich EA-Betreiber gegen das Stromsystem optimieren, indem sie zwischen der damaligen Einspeisevergütung und der ungeförderten Direktvermarktung je nach Börsenpreis wechseln („Rosinenpicken“, eingeführt als § 33f EEG 2012, Begründung in BT Drucksache 17/6071). Dieses Thema ist mit der Umstellung des EEG auf Marktprämie und Direktvermarktung nicht mehr relevant. Denn sowohl die Vermarktung über Marktprämie als auch über sonstige Direktvermarktung erfolgt nach dem aktuellen EEG über die Direktvermarktung des Stroms – einmal mit, einmal ohne Förderung mit der Marktprämie. Die Einspeisevergütung stellt nur noch eine Ausnahme für besondere Fälle dar (EA unter 100kW, Ausfallvergütung, bestimmte ausgeförderte EA). Einen nachvollziehbaren Grund für die erzwungene starre Proportionalität gibt es also nicht mehr.

Bedarf an Flexibilität und erzeugungsnahen Verbräuchen

Um die schwankende Erzeugung aus EA an den Strombedarf im Netz anzupassen, sind insbesondere erzeugernah flexible Verbraucher in Form von Speichern erforderlich. Zukünftig werden in Zeiten schwacher Strompreise große Strommengen in Elektro­lyseuren und flexiblen Großwärmespeichern genutzt.

Zugleich werden Stromnetze und Netzverknüpfungspunkte nicht für die gesamte installierte EA-Leistung ausgebaut werden können und auch nicht müssen. Es wäre nicht sinnvoll, da die Spitzenerzeugung weit über dem Strombedarf liegen wird bzw. heute schon liegt. Systemdienliche Verbräuche „vor dem Netz“ können diese Strommengen nutzbar machen und den Netz-Ausbaubedarf massiv um eine ganze Größenordnung senken.

Elektrolyseure und andere flexible Verbraucher müssen also erzeugungsnah – und damit idealerweise noch vor dem Netzverknüpfungspunkt, beispielsweise unmittelbar am Umspannwerk – installiert werden. Und sie müssen auch tatsächlich flexibel betrieben werden können. Nur dann können sie zu einer bedarfsgerechten Glättung der Einspeisung erneuerbarer Energien beitragen.

Dabei ist es wichtig, dass die Einspeisung ins Netz weiterhin mit der Marktprämie vergütet werden kann. Denn nur über eine solche verlässliche Absicherung der Finanzierung können die für die Dekarbonisierung des Stromsystems erforderlichen EA gebaut werden. 

Das System der Marktprämie fördert dabei, dass sich EA-Betreiber und Betreiber flexibler Verbraucher tatsächlich systemdienlich verhalten. Denn die Marktprämie errechnet sich auf monatlicher Basis aus dem bei Inbetriebnahme festgelegten Tarif für die einzelne EA („anzulegender Wert“ in ct/kWh) abzüglich des durchschnittlichen, deutschlandweiten Spotmarkt-Wertes des Stroms aus dem Energieträger in dem betreffenden Monat/Jahr (energieträgerspezifischer „Monatsmarktwert“ bzw. zukünftig „Jahresmarktwert“ in ct/kWh). Die sich ergebende Marktprämie ist für jede in dem Monat/Jahr vermarktete kWh gleich. Da der Strom aus den EA über die Direktvermarktung mit dem Spotmarktpreis der jeweiligen Stunde vermarktet wird, hat er für den EA-Betreiber auch jeweils einen unterschiedlichen Wert. D.h. in „teuren Stunden“, wenn es also wenig Erzeugung und/oder hohe Nachfrage gibt, wird der Betreiber den Strom im Netz vermarkten. In „günstigen Stunden“, also regelmäßig bei hoher EE-Erzeugung und/oder geringer Nachfrage, wird er den Strom dann einspeichern, auch wenn für diese Strommenge keine Marktprämie gezahlt wird. 

Gleichermaßen von großer Relevanz ist die Direktbelieferung örtlicher Stromverbraucher, bspw. Industrie- und Gewerbetreibenden, die ihre Produktion flexibel an die verfügbare Erzeugungsleistung anpassen. Diese erzeugungsnahen, flexiblen Verbraucher sollten variabel Strom beziehen können. Ein solches marktliches Instrument stellt eine systemdienliche sowie kosteneffiziente Alternative zum derzeit debattierten Industriestrompreis dar.

Das EEG muss geändert werden

Eine solche systemdienliche flexible Fahrweise mit Strom aus EA in der Marktprämie wird allerdings durch die oben erläuterte erzwungene Proportionalität des § 21b EEG verhindert. Eine gesetzliche Änderung ist daher dringend geboten: 

• Oberste Priorität hat, dass in Abs. 4 das Erfordernis der räumlichen Nähe entfällt:

(4) Unbeschadet von Absatz 1 können Anlagenbetreiber
1. jederzeit ihren Direktvermarktungsunternehmer wechseln oder
2. Strom vollständig oder anteilig an Dritte weitergeben, sofern
a) diese den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen,
b) der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird und
c) kein Fall des Absatzes 1 Satz 1 Nummer 2 in Form der Einspeisevergütung nach § 21 Absatz 1 Nummer 3 oder des Absatzes 1 Satz 1 Nummer 3 vorliegt.

• Die klarste Änderung wäre es, die starre Proportionalität ganz entfallen zu lassen. Dazu könnte Absatz 2 und 3 wie folgt geändert werden:

(2) Anlagenbetreiber dürfen den in ihren Anlagen erzeugten Strom prozentual auf verschiedene Veräußerungsformen nach Absatz 1 aufteilen; in diesem Fall müssen sie die Prozentsätze nachweislich jederzeit einhalten. Satz 1 ist nicht  die Ausfallvergütung und nicht für den Mieterstromzuschlag nach § 21 Absatz 3 anzuwenden.

(3) Die Zuordnung einer Anlage oder eines prozentualen Anteils des erzeugten Stroms einer Anlage zur Veräußerungsform einer Direktvermarktung ist nur dann zulässig, wenn die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert wird.

Der Vorschlag der flexiblen direkten Belieferung passt zudem in die Pläne der Regierung, wie sie im Koalitionsausschuss im März 2023 beschlossen und in der Wind-an-Land-Strategie dargestellt wurden: „Windenergie an Land sollte zeitnah zugebaut werden, um insbesondere den Bedarf von Industrie und Gewerbe zu decken, auch hierfür sind kurzfristig zusätzliche Flächen bis Ende 2027 erforderlich. […] Auf den o.g. Flächen sollen Windenergieanlagen für die direkte Belieferung der benachbarten Unternehmen errichtet werden können, ebenso soll auch der Eigenverbrauch ermöglicht werden.“

Was erst Jahrzehnte schlief wird nun in Kürze aktualisiert: die Wasserstoffstrategie. Als ob nicht schon vor 30 Jahren klar gewesen wäre, dass es kein Energiesystem ohne Speicher geben kann und kein erneuerbares ohne Wasserstoff.

Es wird nicht einfach sein, nun in so kurzer Zeit diese Ziele zu erreichen – vor allem: ausreichend H2 und genug Leitungen. Zu allererst müssen 8 GW Windkraft und 21 GW PV jedes Jahr endlich reibungslos und schnell genehmigt werden. Und die Flächenausweisung dafür muss mindestens das Doppelte betragen um die Kosten der Flächen auf ein erträgliches Maß zu reduzieren. Ein ständiger Flächenmangel für erneuerbare Energieanlagen ist der größte Feind des Wasserstoff, denn er verteuert ihn ungemein.

Für den Aufbau der Wasserstoffwirtschaft sind drei Dinge nun entscheidend:

1. Der Kernnetz muss vom Start an umfangreich sein und die Stromerzeugungsstandorte im Norden mit den H2-Verbrauchern an den Industriestandorten verbinden.

2. Die Wasserstofferzeugung muss dort aufgebaut werden, wo Windkaft und PV gleichermaßen in großem Mengen verfügbar sind. Ein Stromtransport für H2-Erzeugung über das öffentliche Netz darf nicht stattfinden. Warum? Weil H2-Transport weniger als 10% vom Stromtransport (pro kWh) kostet. Wäre der H2-Erzeugung auch noch ein Stromnetz vorgeschaltet, so wären die Kosten unbezahlbar.

3. Die Vorschrift, dass ein erneuerbarer Erzeuger in jeder 1/4-Stunde denselben Anteil seiner Erzeugung am Markt verkaufen und zu H2 umwandeln muss, ist ersatzlos zu streichen (§21b EEG). Ganz das Gegenteil ist sinnvoll: bei wenig Erzeugung und Strommangel muss alles eingespeist werden – bei viel Erzeugung und mehr als genug Strom muss H2 erzeugt werden.

So könnte es dann gehen. Bitte schnell. Denn der grösste Teil unseres Wasserstoffes kann in Deutschland gewonnen werden.