U3: Sicher, sauber, bezahlbar: Der Strommarkt Erneuerbarer Energien (2013)

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Gremium: Landesparteitag
Sitzung: Landesparteitag Büdelsdorf 2013
Bezeichnung: U3
Antragsteller: Umweltforum und Landesvorstand


Beschluss: Überwiesen an Landesparteirat

Die Energiewende in Deutschland ist auf einem guten Weg: Bereits 27 % des Stromverbrauchs werden aus Erneuerbaren Energien gewonnen; der Anteil am Gesamtenergiebedarf liegt bei über 20 %. Das zur Markteinführung Erneuerbarer Energien geschaffene Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG, bietet die für diese Entwicklung maßgeblichen Anreize. Sowohl die gesetzlich festgesetzten Vergütungssätze, als auch die vorrangige Abnahmepflicht für regenerativ gewonnenen Strom, schaffen Investitions- und Planungssicherheit. Eine degressive Ausgestaltung der Vergütungssätze und deren Anpassung in Orientierung an der Kostenentwicklung der betreffenden Technologien zielen auf eine Begrenzung der Höhe der EEG-Umlage und einen Vorrang Erneuerbarer Energien.

Die zentralen Eckpfeiler der Energieversorgung: Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit von Energie, können vor dem Hintergrund fortschreitender fossiler Ressourcenverknappung und unter Einbeziehung der realen Energiekosten nur durch den fortgesetzten und beschleunigten Umstieg auf Erneuerbare Energien gewährleistet werden. Erneuerbare Energien sind die einzigen auch langfristig gesicherten Erzeugungskapazitäten.

Der bisherige Ausbau regenerativer Energien verlief stets schneller als prognostiziert. Ausbauziele werden in Anbetracht dieser Entwicklung nach oben korrigiert (bis 2020 von 35 % auf 40 % Strom aus Erneuerbaren Energien). Es ist anzunehmen, dass sich der künftige Ausbau noch schneller vollzieht. Insofern wirkt das reduzierte Ziel von bundesweit lediglich 80 % statt 100 % Strom aus Erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2050 als Bestandsschutz für dann noch verbleibende herkömmliche Energiegewinnungsformen. 100 % Strom aus Erneuerbaren Energien ist bis zum Jahr 2030, wenn nicht früher, erreichbar. Maßnahmen wie der unter der schwarz-gelben Regierung eingeführte sog. Ausbaukorridor (Photovoltaik) verzögert allerdings den Ausbau Erneuerbarer Energien und verursacht Planungs- und Investitionsunsicherheiten. Hierdurch werden auch Anschlusstechnologien zur Energie-Speicherung sowie ein zunehmend fluktuierende Strommengen aufnehmendes Netzmanagement gehemmt.

Ein regenerativer Strommarkt verlangt nach einer Umstrukturierung des bestehenden, auf fossil-atomare Energieträger und Großkraftwerke ausgerichteten Systems. Es gilt Strukturen und Netzmanagementsysteme zu entwickeln, die auf die spezifischen, fluktuierenden Vorkommen Erneuerbarer Energien unter Einbeziehung von Speichern zugeschnitten sind. Ausbaumoratorien vor dem Hintergrund bestehender oder zu erwartender Netzkapazitätsengpässe unterwandern den für die Energiewende notwendigen Strukturwandel. Dies gilt in Bezugnahme auf das EEG auch für die Deckelung von Einspeisevergütungen und Eingrenzungen der vorrangigen Abnahme Erneuerbarer Energien aus vermeintlichen Kostengründen. Bezahlbare Energie und die Sozialverträglichkeit der Stromversorgung können angesichts der Preisentwicklung herkömmlicher Energiegewinnung nur durch einen beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien gelingen.

Der Ausbau Erneuerbarer Energien ist auf den Fortbestand des EEG angewiesen, verstärkt auf die hier verankerte Vorrangigkeit Erneuerbarer Energien, die zunehmend eingeschränkt wird. Parallel diskutierte Quotenmodelle haben sich weder hinsichtlich der Ausbauzahlen noch hinsichtlich der Strompreisentwicklung bewährt.

„Kapazitäts-Säulen“ eines auf Erneuerbare-Energien gestützten Strommarktes sind zunehmend dezentral gewonnener Wind- und Solarstrom, wodurch ein Orientierungsrahmen für die zukünftige Energiegewinnungs- und Nutzungsstruktur gebildet wird. Wind und Photovoltaikstrom sind die kostengünstigsten regenerativen Energien. Schätzungen zufolge wird es schon im Jahr 2015 möglich sein, mit bis dahin errichteten Anlagen Wind- und Photovoltaik-Strom zu 7 bis 10 ct/kWh zu gewinnen. Stromerzeugungskosten von neuen Gas- und Kohlekraftwerken liegen ebenfalls bei 7 bis 10 ct/kWh. Die Überlegenheit von Erneuerbare-Energien-Technologien spiegelt sich in der Akteursvielfalt der Energiewende wider. Speicher, die Überkapazitäten auffangen, um sie zu Zeiten gesteigerten Bedarfs bereit zu stellen, zählen neben Einspeisemanagement- und Netzspannungsausgleichssystemen zu weiteren Eckpfeilern des zukünftigen Strommarktdesigns.

Schleswig-Holstein nimmt im Ländervergleich mit der Zielsetzung eines Ausbaus der regenerativen Stromgewinnung um ein Drei- bis Vierfaches des landeseigenen Bruttostromverbrauchs bis 2020 eine herausragende Position ein. Damit bestehen vielfältige Möglichkeiten, sowohl im Verbund mit anderen Bundesländern ein koordiniertes Netzmanagement zu entwickeln als auch landeseigene alternative Kapazitäts- Nutzungskonzepte zu erarbeiten. Hierzu zählt auch die Nutzung von Überkapazitäten für Wärmegewinnung und für den Verkehrssektor.

Die Energiewende wird von der Bevölkerung nach wie vor begrüßt. Auch das EEG genießt hohe Akzeptanz, trotz im Einzelnen zu korrigierender ungleicher Lastenverteilungen. Es gilt die mehrheitliche Unterstützung in der Bevölkerung zu nutzen, um nach einem erfolgreichen Start der Energiewende den zu ihrer Fortsetzung erforderlichen systemischen Wandel herbeizuführen und auf die dezentral gewonnenen bzw. zu gewinnenden Kapazitäten zugeschnittene Netzmanagementsysteme einzurichten.


1) Bezahlbarkeit des Strompreises – Marktfähigkeit Erneuerbarer Energien

Der Strompreis muss für Haushalte und Industrie bezahlbar bleiben. Für Haushalte ist der Strompreis seit 2000 von 13,9 ct/kWh auf heute ca. 28 Cent gestiegen. Der Strompreiseinkauf für Großabnehmer an der Börse hat sich hingegen von Januar 2008 bis 2012 sogar um 22 Prozent verringert. Nur ca. ein Drittel der Preissteigerungen ist auf das EEG zurückzuführen. Dennoch wird heute verbreitet das EEG als Kostentreiber der Energiewende kommuniziert.

Entlastungseffekte, die auf einen wachsenden Anteil regenerativ gewonnenen Stroms zurückzuführen sind, sind nicht über die Stromrechnung erfassbar: Im Jahr 2011 standen 13,79 Mrd. Euro für die Energiewende aufgewendete Kosten ein volkswirtschaftlicher Nutzen in Höhe von 21,2 Mrd. Euro gegenüber. Weitere Entlastungseffekte, wie sinkende Börsenpreise aufgrund des steigenden Anteils regenerativ gewonnenen Stroms, werden ebenfalls nicht an den Stromkunden weitergegeben. Volkswirtschaftlich „externe“ Kosten in Form von Umweltschäden und Altlasten im Zusammenhang mit fossil-atomarer Energiegewinnung werden nicht hinzugerechnet. Hierzu zählen der CO2-Ausstoß bei Kohleverstromung und die dadurch verursachten Klimafolge- und Gesundheitsschäden, aber auch die Risiken durch Atomenergienutzung sowie die nach wie vor ungeklärte Entsorgung atomarer Abfälle.

Würden die bisher im Zusammenhang mit Kohleverstromung und Atomenergienutzung allein seit 1970 im Zusammenhang mit fossil-atomarer Stromgewinnung geleisteten Subventionen und Umweltschäden in den Strompreis eingerechnet, ergäbe dies eine Preissteigerung von 10,2 Cent je kWh Atom- bzw. Kohlestrom.

Steigende Importpreise für Primärenergieträger, aber auch steigende Kosten für den Neubau fossiler Kraftwerke, erhöhen den Strompreis herkömmlich gewonnener Kapazitäten weiter. Es ist teilweise mit Kraftwerksneubaukosten von bis zu 70 % gegenüber durchschnittlichen früheren Neubaukosten zu rechnen. Im Jahr 2010 beliefen sich die europaweiten Energieimportkosten (Gesamtenergiemarkt) auf 280 Mrd. Euro, im Jahr 2011 bereits auf 410 Mrd. Euro.

In Anbetracht der bereits vorgenommenen EEG-Vergütungssatz-Degressionen, zuletzt drastischer Vergütungssatzabsenkungen im Photovoltaikmarkt von über 30 % in den letzten neun Monaten, ist selbst bei verstärktem Zubau nur noch mit geringfügigen EEG- Umlageerhöhungen zu rechnen, zumal hierdurch nach der EEG-Novelle von 2012 weitere Degressionsstufen ausgelöst werden. Ab dem Jahr 2020 beginnt ferner die insbesondere aus den ersten zehn Jahren entstandene Umlage abzuschmelzen. Insofern sind die über die EEG-Umlage entstehenden und am weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien orientierten Kosten ein nur geringer und nicht maßgeblicher Kostenfaktor der zukünftigen Strompreisbildung.

Und auch die Umlage von heute 5,3 Cent je kWh ist zu gut zwei Cent auf Umlagebefreiungen von Unternehmen zurückzuführen. Dieser Umfang ist wiederum dem Umstand geschuldet, dass nach den EEG-Änderungen unter der schwarz-gelben Bundesregierung zunehmend mehr Unternehmen von der Umlage befreit werden, als dies aus Gründen internationaler Wettbewerbsgleichheit zu rechtfertigen wäre. Deutliche Preissteigerungen sind allerdings zu erwarten, wenn es beim fossil-atomaren Anteil am Gesamtstrommix von heute noch ca. 74 % bleibt.

Insofern hängen die künftigen Stromkosten und damit auch Mindest-Strompreise entscheidend davon ab, wie schnell es gelingt, den Anteil fossil-atomarer Stromgewinnung weiter zu reduzieren und zu einem Gesamtsystem regenerativer Energiegewinnung und –nutzung zu gelangen, sowohl durch Energieeinsparung, einen effizienten Umgang mit Energie, durch einen weiterhin beschleunigten Ausbau Erneuerbarer Energien als auch durch einen Wechsel zu Nutzungs- und Verteilungssystemen, die auf regenerative Vollversorgung zugeschnitten sind. Die „Marktfähigkeit“ Erneuerbarer Energien mit dem Ziel einer umfänglichen Direktvermarktung kann allerdings dann nicht reell ermittelt und erreicht werden, solange direkte oder indirekte Förderungen fossil-atomarer Energiegewinnung fortbestehen, eine Einpreisung von Gefahren und Folgekosten nicht oder nicht hinreichend stattfindet und Preisbildungssysteme den volkswirtschaftlichen Nutzen Erneuerbarer Energien sowie Maßnahmen zu ihrer Integration in ein versorgungssicheres System nicht wiedergeben.

Was den internationalen Wettbewerb Erneuerbarer-Energien-Branchen angeht, ist auf politischer Ebene auf die Einhaltung wettbewerbs- und kartellrechtlicher Rahmenbedingungen zu achten. Die subventionierte Marktverdrängungspolitik Chinas ist weder für den Technologie- und Exportstandort Deutschland noch mit Blick auf hierdurch mentstehende Monopole und hieraus resultierende Preisentwicklungen hinnehmbar.

Die SPD wird in ihrer Regierungspolitik in Berlin folgende Maßnahmen zur Förderung meiner nachhaltigen Energieversorgung und zur Durchsetzung der Energiewende ergreifen:

Wir werden externe negative Umwelteffekte und gesundheitliche Gefährdungspotenziale in die Energiekosten integrieren, um so zu einer reellen Energiemarkt- und Strompreisbildung zu gelangen. In einem funktionierenden Preiswettbewerb werden auf dieser Grundlage die volkswirtschaftlichen Vorzüge Erneuerbarer Energien transparent. In diesem Zusammenhang ist der Emissionshandel auf seine Wirksamkeit hin zu überprüfen. Alternativ oder additiv könnte die Einbeziehung externer Effekte in die Preise durch eine Schadstoffsteuer erfolgen.

EEG-Umlagebefreiungen, die sich nicht über internationale Wettbewerbsnachteile energieintensiver Unternehmen rechtfertigen lassen, sind zurückzunehmen. An den Tatbestand der EEG-Umlagebefreiung sind Anforderungen zu knüpfen, die die betreffenden Unternehmen veranlassen, Effizienzmaßnahmen, Energieeinsparungen, Energieaudits und Energiemanagementsysteme und/oder regenerative Energiegewinnung vorzunehmen.

Eine an Grenzkosten orientierte Börsenpreisbildung kann nicht auf einen regenerativen Strommarkt übertragen werden. Preisbildungssysteme gilt es dahingehend zu entwickeln, dass sie eine Steuerung sowohl auf einen fortgesetzten Ausbau regenerativer Stromgewinnung leisten als auch für Netzausgleichsmechanismen unter zunehmend fluktuierenden Kapazitäten sorgen.

Das EEG als effektiver „Motor“ eines beschleunigten Ausbaus Erneuerbarer Energien ist als bewährtes und gegenüber anderen Modellen (Quotenmodell) überlegenes Modell aufrecht zu erhalten. Dies gilt insbesondere mit Blick auf den hier verankerten Vorrang Erneuerbarer Energien. Die Gewährleistung einer vorrangigen Abnahmeverpflichtung von Strom aus Erneuerbaren Energien bildet den Grundstein für die Ablösung fossiler Energieträger.

Aufklärung über und Anreize für Stromeinsparungen im Haushalt helfen den Strompreis zu reduzieren.


2) Die Verfügbarkeit von Erzeugungskapazitäten und Versorgungssicherheit langfristig sichern - Synchronisierung von Netzinfrastruktur mit dem Ausbau Erneuerbarer Energien - Intelligente Energiesysteme einbinden

Mit zunehmender, fluktuierender regenerativer Energiegewinnung brauchen wir neue Strukturen, um die Kapazitäten bedarfsgerecht, auf Netzstabilität bedacht und mit ausreichenden Reserven kalkuliert, verfügbar zu machen. Es bedarf eines neuen Strommarktdesigns. Schon im Jahr 2022 kann die Last (Grundlast bis Spitzenlast) an vielen Stunden vollständig durch Erneuerbare Energien bedient werden, möglicherweise bereits früher.

Ein steigender Anteil regenerativer Energien im Stromnetz führt aufgrund des „Merit- Order-Effektes“ dazu, dass die Profitabilität konventioneller Kraftwerke sinkt. Ein solcher Energy-Only Markt bietet keine Anreize für Versorgungssicherheit. Er bietet keine Refinanzierungsmöglichkeit für dargebotsabhängige bzw. fluktuierende Erneuerbare Energien. Die grenzkostenorientierte Börsenpreisbildung wirkt somit auf Erneuerbare Energien nicht marktintegrierend.

Im Interesse einer beschleunigten Energiewende sollte der weitere Ausbau Erneuerbarer Energien grundsätzlich nicht gebremst werden - selbst wenn Netzkapazitätsengpässe bestehen. Somit sollte eine Synchronisierung der Netze und Netzspannung auf die Kapazitäten Erneuerbarer Energien vorgenommen werden (und nicht umgekehrt). Intelligente Leitungssysteme, ein Demand-Side-Management, können helfen, das schwankende Dargebot Erneuerbarer Energien aufzufangen.

Maßgeblich für die Synchronisierung der Netzinfrastruktur unter Einbeziehung von Speichern mit den Erneuerbare-Energien-Kapazitäten ist eine Orientierung an dem sich über die Akteure der Energiewende vor Ort realisierenden Ausbau Erneuerbarer Energien. Selbst wenn die Energiespeicherung gegenüber einem großräumigen Netzmanagement (im Sinne eines „Speicher im Netz“) teurer ist, viele Be- und Entladevorgänge erfordert und mit Energieverlusten verbunden ist, kann mit Speichern kurzfristig Versorgungssicherheit im Sinne einer kontinuierlichen Verfügbarkeit ausreichender Kapazitäten erfüllt werden. Ein wesentlicher Schritt der Energiewende ist somit die Markteinführung von Energiespeichern mit den Anreizstrukturen des EEG in Form eines Speicher-Bonus oder Speicher-EEG.

Auch wenn eine gänzliche Abkoppelung vom Stromnetz durch wachsenden Eigenverbrauch des dezentral erzeugten Stroms nicht verbreitet (anders als möglicherweise in bestimmten Regionen oder vereinzelt) zu erwarten ist, bergen Anreize für Eigenverbrauch in Form von Netzentgelt-Befreiungen heute die Gefahr der Auflösung des „Solidarsystems Netz“. Dies kann starke Teuerungsraten für nicht (teil-)befreite Kunden nach sich ziehen, was es zu vermeiden gilt. Um das „Solidarsystem Netz“ sowohl unter preis- als auch versorgungsbedingten Aspekten zu erhalten, bedarf es einer Loslösung von strommengen-orientierten Nutzungsentgelten und einer Hinwendung zu einer die maximal benötigte Kapazität erfassenden Berechnungsgrundlage. Auf dieser Grundlage gilt es Anreize für systemstabilisierende, mithin auf Netzausgleich ausgerichtete, phasenverschobene Einspeisung, Blindstromleistung (mittels Wechselrichter) und Kurzzeitspeicher zu schaffen.

Eine weitere Herausforderung stellt die Sicherung von Höchstlast dar, die zwar in weniger als 200 Stunden pro Jahr anfällt, aber fast ein Viertel des Bedarfs (ca. 15 bis 25 GW) umfasst. Soweit ein Ausgleich zwischen fluktuierenden Erneuerbaren Energien und durch Einspeisemanagement sowie Speicher diese Kapazitäten heute noch nicht vorgehaltenwerden können, eignen sich Gaskraftwerke aufgrund ihrer Flexibilität für die Höchstlast. Der heutige Strommarkt bietet allerdings nur unzureichende Anreize, Höchstlast und auch Backup-Systeme für Reservekapazität vorzuhalten bzw. auszubauen. Hier eignen sich auch dezentral einsetzbare, hochflexible und –effiziente Kraft-Wärme- Kopplungs-Anlagen. Reduktionspotenziale dieser Höchstlast liegen in abschaltbaren Leistungen.

Eine noch kostengünstigere Deckung der Höchstlast wird verbreitet im sog. Pooling mit anderen europäischen Ländern gesehen, da die „Speicherung im Netz“ das kostengünstigste Ausgleichssystem bilde. Dies setzt aber eine verlässliche Berechenbarkeit, die Entstehung entsprechender Erzeugungskapazitäten in den beteiligten europäischen Ländern sowie ein auf diese Entwicklung abgestimmtes und funktionierendes gesamteuropäisches Management voraus. Die volkswirtschaftliche Abhängigkeit von einer stabilen Stromversorgung verlangt nach verlässlichen Reserven und Sicherungssystemen. Diese setzen wiederum einheitliche gesetzliche Rahmenbedingungen voraus, zu denen auch Anreize für steuerbare Netzintegration, phasenverschobene Einspeisung sowie der Ausbau von Speichern und Netzen zählen.

Die im europäischen Vergleich divergierenden Fortschritte beim Ausbau Erneuerbarer Energien lassen mittelfristig unterschiedliche Anforderungen erwarten. So steht Frankreich mit einem heute noch bei ca. 77 % liegenden Atomstromanteil vor anderen Herausforderungen als Deutschland. Erst ein „Gleichziehen“ im Ausbau Erneuerbarer Energien, das über die letzten Jahre in Orientierung an dem in Deutschland wirkenden EEG begann, schafft Grundlagen, die langfristig einen europäischen Netzverbund ermöglichen und die so entstehenden Netzausgleichsoptionen nutzen lassen. Ein „gemeinsamer Nenner“ liefe zwangsläufig auf einen im europäischen Abgleich vorzunehmenden mengenbegrenzten Ausbau Erneuerbarer Energien hinaus. Hierbei wäre die Abschaffung des EEG und dessen Ersatz durch eine europaweit zu ermittelnde Quote ein wahrscheinliches Modell, das den Erfolgskurs Energiewende „Made in Germany“ gefährdete bzw. die hiesige Energiewende in eine „Warteschleife“ manövrierte.

Bereits heute wird in zunehmendem Maße regenerativ gewonnener Strom aufgrund fehlender Netzkapazitäten nicht genutzt bzw. abgeregelt. In Bereichen, in denen ein Netzausbau nicht rentabel erscheint, sollten entsprechende Überkapazitäten im Wärme- und auch für den Transportsektor (Wasserstoffbasiert und Power-to-gas) genutzt werden.

Den Übertragungsnetzausbau betreffend ist eine Bedarfsanalyse erforderlich. Ohne den tatsächlichen Bedarf zu kennen, sollte der Ausschöpfung einer optimierten Nutzung bestehender Netze gegenüber Netzausbauvorhaben der Vorzug gegeben werden.

Bürgerbeteiligung sorgt für eine hohe Akzeptanz der Energiewende. Lokalen Konflikten kann nach Möglichkeit mit Erdverkabelung begegnet werden. Die SPD wird in ihrer Regierungspolitik in Berlin folgende Maßnahmen zur Förderung einer nachhaltigen Energieversorgung und zur Durchsetzung der Energiewende ergreifen:

Wir wollen das Marktintegrationsmodell durch Netzintegrationsanreize ersetzen, die Anreize für Spannungsausgleich durch phasenverschobene Einspeisungen und Kurzzeitspeicher vermitteln.

Wir wollen die Befreiungen von Netzentgelten vermeiden, da sie eine Auflösung des „Solidarsystems Netz“ bewirken können.

Für den Erhalt der Stromnetzinfrastruktur und netzintegratives- sowie stabilisierendes Einspeisemanagement wollen wir eine Nutzungsbemessung nach maximal benötigter Anschlussleistung statt nach Kilowattstunden vornehmen.

Zukünftig müssen alle verbleibenden Kraftwerke flexibel betrieben werden.

Zur Herstellung eines stabilen Erzeugungs- und Vorhaltesystems auf der Basis eines wachsenden Anteils regenerativ gewonnenen Stroms sind Anreize für Lastmanagement (Nachfrageseite) und phasenverschobene Einspeisung u.a. durch den Einsatz von Speichern, etwa in Form eines Speicherbonus, zu schaffen. Unabhängig hiervon sind Programme zur Forschung und Entwicklung von Speichertechnologien zu intensivieren.

Der Netzbetrieb muss anreizbasiert intelligenter auf die zunehmende Einspeisung auf unteren Spannungsebenen reagieren können, um Systemstabilität zu gewährleisten.

Die Bedeutung eines Kapazitätsmarktes sollte in Abgleich mit den möglichen Entwicklungspfaden und deren Auswirkungen auf die Netzspannung und Versorgungssicherheit gebracht werden. Bei einer unverändert fortbestehenden grenzkostenorientierten Börsenpreisbildung und zugleich zunehmenden regenerativen Stromanteil wird dem Kapazitätsmarkt eine umfassendere Bedeutung zukommen, als bei einer auf die spezifischen Eigenschaften und Netzintegrationsanforderungen von fluktuierenden regenerativen Stromkapazitäten angepassten Preisbildung.

Mit einem wachsenden regenerativem Stromanteil und Überkapazitäten wollen wir alternative Nutzungsformen im Wärme- und Verkehrssektor entwickeln.

Jeder Netzausbau bedarf einer vorherigen Überprüfung alternativ bestehender Optimierungs- bzw. Nutzungsmöglichkeiten innerhalb des bestehenden Netzes.


3) Ein Management für die Energiewende einrichten

Eine einheitliche, abgestimmte und koordinierte Energiepolitik zwischen Bund und Ländern und den Akteuren der Energiewende braucht die Verständigung auf solche Mechanismen, die einem fortgesetzt beschleunigten Ausbau Erneuerbarer Energien und einer hierdurch indizierten Netzinfrastruktur gerecht werden. Vielerseits geforderte Governance-Strukturen, wonach die Kompetenz in der Energiepolitik gebündelt wird und eine permanente Koordination und Kooperation zwischen Bund, Ländern und den Akteuren der Energiewende zu institutionalisieren sei, müssen mit der Interdisziplinarität der Energiewende vereinbar sein, die eine Vielzahl politischer Ressorts betrifft.

Und dafür wird die SPD in der Bundesregierung sorgen:

Bei einer Abstimmung der Länder-Energiekonzepte mit der Energiepolitik des Bundes muss die Gestaltungshoheit für die Erschließung weiterer Entwicklungspotenziale und der Erhalt länderspezifischer Profile gewährleistet bleiben.

Mit Hilfe eines Deutschen Energierats können kontinuierliche Abstimmungsprozesse zwischen Bund, Ländern und Akteuren der Energiewende ermöglicht werden. Er sollte aber nur insoweit eine verbindliche Austauschpolitik zwischen Bund, Ländern und Akteuren hervorbringen, dass die dezentralen Antriebskräfte und für sie benötigte Rahmensetzung nicht eingegrenzt werden.

Wir wollen einen „Masterplan Energiewende“ aufstellen und jährlich anpassen. Dieser Masterplan wird in Orientierung an den Erfahrungswerten und Erfolgen der bis heute primär dezentral entwickelten Energiewende aufgestellt. Er soll verstärkt Aspekte des Fluktuationsausgleichs, des Netzausbaus und der Speichertechnik zusammenführen und den beschleunigten Ersatz konventioneller Erzeugungskapazitäten sowie deren flexibilisierte übergangsweise Vorhaltung aufgreifen.

Landesnetzgesellschaften sollten unter Einbeziehung der Stadtwerke sowohl Aufgaben des Netzmanagements wahrnehmen als auch Netzausbaubedarfe (inkl. Netzausbaurückstände) benennen. Eine länderübergreifende Koordination der Landesnetzgesellschaften mit der Bundesnetzagentur sollte die bundesweiten Netzmanagement-Aufgaben wahrnehmen. Die Stromverteilungs-, und Übertragungsnetze gehören in die öffentliche Hand.