Energiewende erfolgreich gestalten: Was muss die Politik tun? Die Energiewende hat zu historisch niedrigen Erzeugungskosten für Strom aus Solar- und Windenergie geführt, die bei nur 7–8 Cent/kWh liegen. Dennoch sind die Strompreise für Bürgerinnen und Bürger sowie Unternehmen in Deutschland weiterhin zu hoch. Hauptursachen sind die hohen Netzkosten, Steuern und Umlagen, die dringend reformiert werden müssen, um den Wirtschaftsstandort Deutschland wettbewerbsfähig zu halten. Ein entscheidender Schritt ist die zügige Umsetzung des beschlossenen Solarpakets 1, das noch auf die EU-Notifikation (Beihilfeprüfung) wartet. Nur so können geplante Sonderanlagen wie Agri-Solar wirtschaftlich tragfähige Gebote in Ausschreibungen realisieren. Darüber hinaus bedarf es einer wirksamen Stromnetzgesetzgebung, um die Netzstabilität sicherzustellen und die negativen Folgen hoher Strompreise, insbesondere für mittelständische Unternehmen, abzumildern. Der BRM (ehemals BBK) hat bereits bei der Einführung des EEG und weiterer damit verbundener Gesetze die Interessen des Mittelstands vertreten. Das EEG bildet bis heute die Grundlage für die Finanzierung zahlreicher mittelständischer Projekte und hat maßgeblich dazu beigetragen, dass Strom aus Solar- und Windenergie so günstig produziert werden kann. Die Politik muss nun handeln, um durch strukturelle Anpassungen der Gesetzgebung die Energiekosten effektiv zu senken und den Nutzen der Energiewende für Wirtschaft und Gesellschaft voll auszuschöpfen.
Was muss die Politik noch gesetzlich tun, um die hohen Energiekosten zu senken?
BRM Position
Block I: Batteriespeicher
1) Netzentgelte für netzdienliche Batteriespeicher abschaffen
Forderung des BRM: Netzentgelte müssen komplett für Batteriespeicher entfallen, wenn sie netzdienlich sind!Erläuterung: Batteriespeicher spielen eine entscheidende Rolle für das Gelingen der Energiewende, indem sie erneuerbare Energien effizient in das Stromnetz integrieren. Werden diese netzdienlich eingesetzt, entlasten sie das Netz, machen dessen Nutzung effizienter und kostengünstiger, reduzieren Kosten für den Netzausbau und tragen bestenfalls zur Reduzierung der Netzentgelte bei. Während fossile Kraftwerke bereits von Netzentgelten befreit sind, unterliegen Batteriespeicher und erneuerbare Energien weiterhin diesen Kosten, was ihre Wirtschaftlichkeit beeinträchtigt. Eine provisorische Befreiung von Netzentgelten für Speicher, die bis 2029 in Betrieb genommen werden, ist ein Schritt in die richtige Richtung. Dennoch ist eine dauerhafte und vollständige Befreiung von Netzentgelten notwendig, um netzdienlichen Speicherausbau gezielt zu fördern und die Bevorzugung der fossilen gegenüber den erneuerbaren Technologien zu beenden.
2) Netzdienlichkeit gesetzlich definieren und Speicherausbau fördern
Forderung des BRM:
Ausbau der Speicherkapazität und gezielte Anreize für netzdienliches Verhalten
Erläuterung: Speicher sind ein zentraler Baustein für das Gelingen der Energiewende. Deren hybride Fahrweise, die sowohl netzdienliche als auch marktliche Zwecke kombiniert, ermöglicht die Entlastung des Netzes an relevanten Standorten und gleichzeitig wirtschaftliche Anreize und Freiräume für Investoren. Ein gezielter Ausbau der Speicherkapazität sowie ein schneller Netzanschluss sind notwendig. Dies setzt jedoch definierte Vorgaben im Betrieb voraus. Daher muss eine gesetzliche Definition von „Netzdienlichkeit“ unter Einbezug von Branchenexperten eingeführt werden, um gezieltes, netzdienliches Verhalten anzureizen.
3) Netzneutrale Fahrweise etablieren
Forderung des BRM: Netzneutrale Fahrweise als Standard und Privilegierung von Bau und Netzanschluss
Erläuterung: Für eine schnelle und kosteneffiziente Integration der Speicher in die Netzinfrastruktur sollten diese die netzauslegungsrelevanten Leistungen langfristig nicht weiter erhöhen. Der netzneutrale Anschluss sollte als Standard etabliert werden und als Mindest-standard für Privilegierungen, wie z.B. bauliche Errichtung und beschleunigten Netzanschluss, dienen.
4) Vergütung für effiziente Nutzung netzdienlicher Speicher
Forderung des BRM: Vergütung für effiziente Nutzung von netzdienlichen Speichern
Erläuterung: Eine netzdienliche Fahrweise der Speicher, besonders an festgelegten Standorten, entlastet das Netz in Belastungsspitzen. Speicherbetreiber sollten für Einschränkungen ihrer Speicherbewirtschaftung ein Dienstleistungsentgelt erhalten. §11a EnWG ermöglicht die regulatorische Anerkennung dieser Kosten, was durch bilaterale Vereinbarungen zwischen Speicher- und Netzbetreibern unterstützt werden kann. Optimalerweise wird die Vergütung bundeseinheitlich geregelt.
5) Bauliche Genehmigung von Speichern beschleunigen, Baukostenzuschüsse abschaffen
Forderung des BRM: Privilegiertes, bundeseinheitliches Bauantrags- u. -genehmigungsverfahren für netzdienliche Batteriespeicher und Wegfall der Baukostenzuschüsse
Erläuterung: Gesetzliche und regulatorische Vorgaben sollten die besondere Rolle von Speichern berücksichtigen. Dazu gehören u.a. die Einstufung von netzdienlichen Speicherprojekten als privilegiertes Vorhaben im BauGB, der Vorrang beim Netzanschluss für netzneutrale Speicher und die proaktive Integration netzdienlicher Speicher an definierten Standorten. In den vorgenannten Fällen müssen Baukostenzuschüsse gestrichen werden, weil gleichzeitig Netzausbaukosten minimiert werden können.
6) Einheitliche Begriffsdefinitionen schaffen
Forderung des BRM:
Einheitliche Begriffsdefinitionen zu Speicherfahrweisen
Erläuterung: Es bedarf gesetzlich verankerter Definitionen von "netzneutral" und "netzdienlich" für Speicherbetriebe. "Netzneutral" bedeutet, dass der Speicher keinen zusätzlichen Netzausbaubedarf verursacht. "Netzdienlich" bezeichnet eine aktive Reduktion von Netzengpässen oder Netzausbaubedarf durch gezielte Speicherfahrweise.
Block II: Dezentrale Energieversorgung und Netzkostenoptimierung
1) Strompreise für Endverbraucher senken Forderung des BRM:
Strompreise in Deutschland müssen um durchschnittlich 10 ct/kWh sinkenErläuterung: Trotz historisch niedriger Stromerzeugungskosten von Solar- und Windenergie (durchschnittlich 7 – 8 Cent pro kWh) sind die Strompreise für Endverbraucher zu hoch. Hauptverursacher dieser hohen Preise sind die Netzausbaukosten, die durch den Transport von Strom aus Nord- und Ostdeutschland in den Westen und Süden entstehen. Vorschläge zur Nutzung von Atomstrom sind dabei keine Lösung: Die Kosten für Atomstrom liegen bereits bei über 18 Cent pro kWh – ohne die Entsorgungskosten zu berücksichtigen und ohne eine Versicherung gegen mögliche Schäden durch deren Betrieb. Eine Versorgung mit Atomstrom lässt sich nur durch staatliche Finanzierung realisieren und würde die gesamten getätigten und zukünftigen Ausgaben des EEG in den Schatten stellen. Eine 100 %ige EE-Versorgung mit entsprechender Kapazität und Speicherung wäre in diesem Fall die kostengünstigere Variante. Stromkosten können sofort gesenkt werden, wenn EE-Anlagen in Kombination mit netzdienlichen Batteriespeichern das Netzmanagement günstiger gestalten und Ausbauinvestitionen verringern helfen.
2) Netzverknüpfungspunkte optimieren
Forderung des BRM:Netzverknüpfungspunkte (NVP) durch Solar- und Windkapazitäten überbauen lassen Erläuterung: Die Lastgänge von Solar- und Windenergie sind komplementär, was bedeutet, dass sie sich gegenseitig in ihrer Erzeugung ergänzen und nur minimal überschneiden. Durch den gezielten Ausbau von Solar- und Windanlagen an einem Netzverknüpfungspunkt kann die Netzauslastung optimiert und derzeit noch kalkulatorisch, aber nicht real existente Netzengpässe größtenteils vermieden werden. Dies trägt zur Reduzierung der Netzausbaukosten bei. Entsprechend der allgemein akzeptierten Studie des Bundesverband Erneuerbare Energie e. V. (BEE) können alle Netzanschlüsse mit 250 % der Nominalleistung sinnvoll überbaut werden, wenn ein standortangepasster Batteriespeicher hinzugefügt wird.
3) Entbürokratisierung per Verordnung vorantreiben
Forderung des BRM: Bürokratische Hürden für Agri-PV und erneuerbare Energien (EE) mit Mehrfachnutzungen abbauen
Erläuterung: Um den Ausbau von erneuerbaren Energien zu beschleunigen, müssen bürokratische Prozesse vereinfacht werden. Da eine Vielzahl von Bundesgesetzen unterschiedlicher Aktualität die Neuerungen der erneuerbaren Energien und der Batteriespeicher nicht mehr abbilden, werden Prozessbeschleunigungen blockiert, Behörden verharren in den Genehmigungsprozessen oder gestalten diese unverhältnismäßig kosten- und zeitintensiv. Wir plädieren für klare Verordnungen seitens der Bundesministerien mit absolutem Vorrang von EE-Anlagen vor anderen Belangen entsprechend § 2 EEG. So könnten Projekte schnell genehmigt werden, wenn Rahmenbedingungen innerhalb gewisser Fristen nach Errichtung erfüllt werden, beispielsweise Ansiedlung von Insekten, Vögeln usw. per Monitoringnachweis innerhalb von 3 Jahren nach Realisierung, so dass keine Ausgleichsflächen oder Ökopunkte gezahlt werden müssen. Genehmigungszeiten sollten 6 Monate nicht überschreiten.Insbesondere Umweltgutachten und -berichte stellen oft ein Hemmnis dar. Eine Entbürokratisierung in diesem Bereich, beispielsweise für Agri-PV-Projekte, ermöglicht eine schnellere Umsetzung und trägt zur kostengünstigen Integration von Solarenergie bei.
Block III: Beschleunigung des Wasserstoff-Marktes (H2-EEG)
1) Markteinführung von Wasserstoff durch ein H2-EEG starten zur Sicherung der Investition und Aktivierung von Privatkapital
Forderung des BRM:Einführung eines H2-EEG mit Mindestpreis für grünen Wasserstoff (analog zum Erneuerbare Energien Gesetz im Stromsektor)
Erläuterung: Die Wasserstoffproduktion (Elektrolyse) steckt aktuell noch im Pilotstadium, da ein verlässlicher Marktpreis für Wasserstoff fehlt. Aktuell sind von geplanten 10 GW im Jahr 2023 ca. 1 GW in Bau mit erwarteter Fertigstellung bis 2026. In 2026 werden nur 20 % des 10 GW Ziels erreicht sein. Das erfordert eine enorme Beschleunigung des Markthochlaufs. Die Aktivierung von Privatkapital im großen Stil kann zu einer entsprechenden Beschleunigung beitragen. Die Aktivierung von Privatkapital erfordert ein gesichertes Marktumfeld und eine gesicherte Abnahme. Ein H2-EEG könnte dieses Markthindernis überwinden, indem es Mindestpreise und Abnahme für grünen Wasserstoff über einen definierten Zeitraum festlegt. Der Preis könnte sich aus den EE-Stromauktionen ableiten, wobei die Produktionskosten (CAPEX/OPEX) berücksichtigt und eine jährliche Degression von 2 % über 15 Jahre eingeführt wird. Die Abnahme könnte für einen festgelegten Anteil der Produktion bilateral erfolgen und nicht nur Abnahme, sondern auch eine Lieferverpflichtung beinhalten. Der BRM schlägt vor, Angebot und Nachfrage abzusichern und einen Anteil des Marktes im freien Handel zu belassen und eine entsprechende Transformation hin zum offenen Markt zu fördern. Bei einem EE-Strompreis von 7 ct/kWh würde der Preis für grünen Wasserstoff in Deutschland bei einer Auslastung der Elektrolyseanlagen von ca. 60 % (ca. 5000 Volllaststunden pro Jahr) etwa 7 EUR/kg betragen. Der Abnahmepreis kann an die Betriebsdauer der Anlagen gekoppelt werden. Steuerliche Anreize würden diesen Preis für den E-Fuel-Markt (Schifffahrt, Luftfahrt, schwere LKWs) finanzierbar machen.
2) Zusicherung eines Strommixes, der ab 2030 eine stundengleiche Produktion von H2 entfallen lässt und die Nutzung der bestehenden EE-Kapazität sichert
Forderung des BRM: Strommix ab 2032 mindestens 85 % EE um den Deutschen Wettbewerbsvorteil einer hohen EE-Kapazität auszubauen
Erläuterung: Gemäß RED II (Renewable Energy Directive II) ist zur Produktion von grünem Wasserstoff eine zeitliche Korrelation vorgesehen: ab 2030 ist eine stundengleiche Produktion von Strom aus EE und Wasserstoff aus Elektrolyse vorgesehen. Dieses Stundengleichheit bedeutet, dass die Elektrolyseure nur noch maximal 4.000 Stunden pro Jahr zu vertretbaren Stromkosten betrieben werden. Durch einen Strommix von über 90 % EE würde dies entfallen und die Auslastung der Elektrolyseure steigen, was zu einer entsprechenden Verringerung des H2-Preises führen würde. Darüber hinaus sollte sichergestellt werden, dass auch Bestandsanlagen genutzt werden können. Dies ist ab einem CO2-Äquivalent von 65 gr/kWh und einem EE-Anteil ab etwa 85 % möglich ist.3)
Einspeisung von grünem Wasserstoff ins Gasnetz als kostengünstiger Energiespeicher- Schnelle Befüllung des H2 Startnetzes
Forderung des BRM: Wasserstoff als Reingas oder Mischgas handelbar machen und ins Gasverteilnetz einspeisenErläuterung:
Dezentrale Wasserstoffproduktion durch Mittelstandsinvestoren und Einspeisung in das Gasnetz bietet zahlreiche Vorteile. Wasserstoff sollte dabei sowohl als Reingas als auch als Mischgas mit Erdgas durch Zertifikate handelbar sein. Dies ermöglicht eine flexible Nutzung und stärkt die Wasserstoffwirtschaft in regionalen Strukturen. Zudem können durch grünen Wasserstoff als Energieträger im Erdgasnetz Redispatch-Kosten nachhaltig gesenkt und wiederum Netze entlastet werden. Mit der Entscheidung für ein Wasserstoffnetz mit 9.000 km Wasserstoffleitung wurde im Rahmen des „Startnetzes“ eine wichtiger Meilenstein für die Wasserstoffwirtschaft gesetzt. Nun ist sicherzustellen, dass eine entsprechende Befüllung des Netzes frühzeitig geplant wird und die entsprechende Erzeugungskapazität im Land aufgebaut wird.
4) Netzentlastung durch lokale H2-Produktion sicherstellen
Forderung des BRM: Lokale Wasserstoffproduktion zur Reduktion des Netzausbaubedarfs nutzen
Erläuterung:
Durch die lokale Wasserstoffproduktion und -einspeisung könnten weniger neue Stromleitungen benötigt werden. Zusätzlich würde die Nutzung von EE-Strom für die H2-Produktion helfen, negative Strompreise zu vermeiden, ähnlich wie beim Einsatz von Batteriespeichern.
5) Grünen Wasserstoff als zuverlässiges Speichermedium im Sinne eines Reservekraftwerks einsetzen
Forderung des BRM: Grünen Wasserstoff als flexibles Speichermedium und Reservekraftwerk einsetzen
Erläuterung: Grüner Wasserstoff ist speicherbare erneuerbare Energie. Analog zu Biogas kann dieser durch Blockheizkraftwerke (BHKWs) flexibel als Reservekraftwerk genutzt werden. BHKWs erzeugen aus Gas bzw. Wasserstoff Strom und Wärme. Innerhalb von wenigen Minuten kann deren Leistung netzdienlich abgerufen werden. Gemeinsam mit 20 % Batteriespeichern lässt sich damit die benötigte Leistung für flexible Reservekraftwerke darstellen – ohne Rückgriff auf fossile Energieträger.Deutschland hat durch vorhandene Salzstöcke hervorragende großvolumige Speicher in Form von Salzkavernen. Spätestens seit der Gaskrise im Jahr 2022 ist die Bedeutung und Kapazität dieser Speicher weitreichend bekannt. Die Speicherkapazität für Wasserstoff in Salzkavernen entspricht der Energiemenge der gesamten Windenergieerzeugung in Deutschland über mehrere Wochen (vgl. Verbundprojekt H2CAST in Etzel). Zur Nutzung von Wasserstoff als Energiespeicher ist der Aufbau von entsprechender Gaskraftwerkskapazität zwingend erforderlich. Die im EEG 2023 hierzu vorgesehenen Ausschreibungen sind leider bislang nicht erfolgt und sollten dringend wieder aufgenommen und durchgeführt werden.
6) Absicherung bestehender und Schaffung neuer hochqualifizierter Arbeitsplätze im Bereich der Erneuerbaren Energien
Forderung des BRM:Ausbau der H2-Infrastruktur zur Sicherung hochqualifizierter Arbeitsplätze in unserer IndustrienationErläuterung:Deutschland ist ein Pionier der Wasserstoffindustrie. Mehrere große OEM im Elektrolysebereich sind in Deutschland beheimatet. Darüber hinaus gibt es tausende Unternehmen, die sich mit Planung und Entwicklung von Projekten beschäftigen und Unternehmen, die regional den Aufbau, Wartung und Betrieb der entsprechenden Anlagen übernehmen. Diese Situation gilt es zu erhalten und auszubauen, um der bevorstehenden Transformation der Industrie gerecht zu werden und hochwertige Arbeitsplätze im Land zu halten.
Block IV: EEG als Grundlage für günstige Erzeugungspreise und Mittelstandsinvestitionen
EEG verteidigen und Kapazitätsförderung sicherstellen – Schaffung von nachhaltigen Arbeitsplätzen durch den Mittelstand
Forderung des BRM:
Kapazitätsförderung bezogen auf die Energieleistung der Anlage
Erläuterung: Die aktuell günstigen Stromgestehungskosten für Solar- und Windenergie (7–8 Cent pro kWh) sind maßgeblich dem EEG zu verdanken. Für mittelständische Investoren bildet das EEG eine essenzielle Finanzierungsgrundlage, um größere Solarprojekte (über 1 MWp) umzusetzen. Diese Projekte werden in der Regel zu 70 % mit Fremdkapital und zu 30 % mit Eigenkapital finanziert. Ohne das EEG müsste der Eigenkapitalanteil steigen, was die finanzielle Belastung für den Mittelstand untragbar macht und Investitionen gefährdet.
Darüber hinaus verursacht das EEG heute kaum Mehrkosten für Bürger, sondern ermöglicht die günstigsten Stromgestehungskosten aus erneuerbaren Energien. Wer den Mittelstand stärken und die Energiewende vorantreiben will, muss das EEG verteidigen und gezielt Kapazitätsförderungen an der Leistungsfähigkeit der Anlagen ausrichten.
Was muss die Politik noch gesetzlich tun, um die hohen Energiekosten zu senken?
BRM Position
Block I: Batteriespeicher
1) Netzentgelte für netzdienliche Batteriespeicher abschaffen
Forderung des BRM: Netzentgelte müssen komplett für Batteriespeicher entfallen, wenn sie netzdienlich sind!Erläuterung: Batteriespeicher spielen eine entscheidende Rolle für das Gelingen der Energiewende, indem sie erneuerbare Energien effizient in das Stromnetz integrieren. Werden diese netzdienlich eingesetzt, entlasten sie das Netz, machen dessen Nutzung effizienter und kostengünstiger, reduzieren Kosten für den Netzausbau und tragen bestenfalls zur Reduzierung der Netzentgelte bei. Während fossile Kraftwerke bereits von Netzentgelten befreit sind, unterliegen Batteriespeicher und erneuerbare Energien weiterhin diesen Kosten, was ihre Wirtschaftlichkeit beeinträchtigt. Eine provisorische Befreiung von Netzentgelten für Speicher, die bis 2029 in Betrieb genommen werden, ist ein Schritt in die richtige Richtung. Dennoch ist eine dauerhafte und vollständige Befreiung von Netzentgelten notwendig, um netzdienlichen Speicherausbau gezielt zu fördern und die Bevorzugung der fossilen gegenüber den erneuerbaren Technologien zu beenden.
2) Netzdienlichkeit gesetzlich definieren und Speicherausbau fördern
Forderung des BRM:
Ausbau der Speicherkapazität und gezielte Anreize für netzdienliches Verhalten
Erläuterung: Speicher sind ein zentraler Baustein für das Gelingen der Energiewende. Deren hybride Fahrweise, die sowohl netzdienliche als auch marktliche Zwecke kombiniert, ermöglicht die Entlastung des Netzes an relevanten Standorten und gleichzeitig wirtschaftliche Anreize und Freiräume für Investoren. Ein gezielter Ausbau der Speicherkapazität sowie ein schneller Netzanschluss sind notwendig. Dies setzt jedoch definierte Vorgaben im Betrieb voraus. Daher muss eine gesetzliche Definition von „Netzdienlichkeit“ unter Einbezug von Branchenexperten eingeführt werden, um gezieltes, netzdienliches Verhalten anzureizen.
3) Netzneutrale Fahrweise etablieren
Forderung des BRM: Netzneutrale Fahrweise als Standard und Privilegierung von Bau und Netzanschluss
Erläuterung: Für eine schnelle und kosteneffiziente Integration der Speicher in die Netzinfrastruktur sollten diese die netzauslegungsrelevanten Leistungen langfristig nicht weiter erhöhen. Der netzneutrale Anschluss sollte als Standard etabliert werden und als Mindest-standard für Privilegierungen, wie z.B. bauliche Errichtung und beschleunigten Netzanschluss, dienen.
4) Vergütung für effiziente Nutzung netzdienlicher Speicher
Forderung des BRM: Vergütung für effiziente Nutzung von netzdienlichen Speichern
Erläuterung: Eine netzdienliche Fahrweise der Speicher, besonders an festgelegten Standorten, entlastet das Netz in Belastungsspitzen. Speicherbetreiber sollten für Einschränkungen ihrer Speicherbewirtschaftung ein Dienstleistungsentgelt erhalten. §11a EnWG ermöglicht die regulatorische Anerkennung dieser Kosten, was durch bilaterale Vereinbarungen zwischen Speicher- und Netzbetreibern unterstützt werden kann. Optimalerweise wird die Vergütung bundeseinheitlich geregelt.
5) Bauliche Genehmigung von Speichern beschleunigen, Baukostenzuschüsse abschaffen
Forderung des BRM: Privilegiertes, bundeseinheitliches Bauantrags- u. -genehmigungsverfahren für netzdienliche Batteriespeicher und Wegfall der Baukostenzuschüsse
Erläuterung: Gesetzliche und regulatorische Vorgaben sollten die besondere Rolle von Speichern berücksichtigen. Dazu gehören u.a. die Einstufung von netzdienlichen Speicherprojekten als privilegiertes Vorhaben im BauGB, der Vorrang beim Netzanschluss für netzneutrale Speicher und die proaktive Integration netzdienlicher Speicher an definierten Standorten. In den vorgenannten Fällen müssen Baukostenzuschüsse gestrichen werden, weil gleichzeitig Netzausbaukosten minimiert werden können.
6) Einheitliche Begriffsdefinitionen schaffen
Forderung des BRM:
Einheitliche Begriffsdefinitionen zu Speicherfahrweisen
Erläuterung: Es bedarf gesetzlich verankerter Definitionen von "netzneutral" und "netzdienlich" für Speicherbetriebe. "Netzneutral" bedeutet, dass der Speicher keinen zusätzlichen Netzausbaubedarf verursacht. "Netzdienlich" bezeichnet eine aktive Reduktion von Netzengpässen oder Netzausbaubedarf durch gezielte Speicherfahrweise.
Block II: Dezentrale Energieversorgung und Netzkostenoptimierung
1) Strompreise für Endverbraucher senken Forderung des BRM:
Strompreise in Deutschland müssen um durchschnittlich 10 ct/kWh sinkenErläuterung: Trotz historisch niedriger Stromerzeugungskosten von Solar- und Windenergie (durchschnittlich 7 – 8 Cent pro kWh) sind die Strompreise für Endverbraucher zu hoch. Hauptverursacher dieser hohen Preise sind die Netzausbaukosten, die durch den Transport von Strom aus Nord- und Ostdeutschland in den Westen und Süden entstehen. Vorschläge zur Nutzung von Atomstrom sind dabei keine Lösung: Die Kosten für Atomstrom liegen bereits bei über 18 Cent pro kWh – ohne die Entsorgungskosten zu berücksichtigen und ohne eine Versicherung gegen mögliche Schäden durch deren Betrieb. Eine Versorgung mit Atomstrom lässt sich nur durch staatliche Finanzierung realisieren und würde die gesamten getätigten und zukünftigen Ausgaben des EEG in den Schatten stellen. Eine 100 %ige EE-Versorgung mit entsprechender Kapazität und Speicherung wäre in diesem Fall die kostengünstigere Variante. Stromkosten können sofort gesenkt werden, wenn EE-Anlagen in Kombination mit netzdienlichen Batteriespeichern das Netzmanagement günstiger gestalten und Ausbauinvestitionen verringern helfen.
2) Netzverknüpfungspunkte optimieren
Forderung des BRM:Netzverknüpfungspunkte (NVP) durch Solar- und Windkapazitäten überbauen lassen Erläuterung: Die Lastgänge von Solar- und Windenergie sind komplementär, was bedeutet, dass sie sich gegenseitig in ihrer Erzeugung ergänzen und nur minimal überschneiden. Durch den gezielten Ausbau von Solar- und Windanlagen an einem Netzverknüpfungspunkt kann die Netzauslastung optimiert und derzeit noch kalkulatorisch, aber nicht real existente Netzengpässe größtenteils vermieden werden. Dies trägt zur Reduzierung der Netzausbaukosten bei. Entsprechend der allgemein akzeptierten Studie des Bundesverband Erneuerbare Energie e. V. (BEE) können alle Netzanschlüsse mit 250 % der Nominalleistung sinnvoll überbaut werden, wenn ein standortangepasster Batteriespeicher hinzugefügt wird.
3) Entbürokratisierung per Verordnung vorantreiben
Forderung des BRM: Bürokratische Hürden für Agri-PV und erneuerbare Energien (EE) mit Mehrfachnutzungen abbauen
Erläuterung: Um den Ausbau von erneuerbaren Energien zu beschleunigen, müssen bürokratische Prozesse vereinfacht werden. Da eine Vielzahl von Bundesgesetzen unterschiedlicher Aktualität die Neuerungen der erneuerbaren Energien und der Batteriespeicher nicht mehr abbilden, werden Prozessbeschleunigungen blockiert, Behörden verharren in den Genehmigungsprozessen oder gestalten diese unverhältnismäßig kosten- und zeitintensiv. Wir plädieren für klare Verordnungen seitens der Bundesministerien mit absolutem Vorrang von EE-Anlagen vor anderen Belangen entsprechend § 2 EEG. So könnten Projekte schnell genehmigt werden, wenn Rahmenbedingungen innerhalb gewisser Fristen nach Errichtung erfüllt werden, beispielsweise Ansiedlung von Insekten, Vögeln usw. per Monitoringnachweis innerhalb von 3 Jahren nach Realisierung, so dass keine Ausgleichsflächen oder Ökopunkte gezahlt werden müssen. Genehmigungszeiten sollten 6 Monate nicht überschreiten.Insbesondere Umweltgutachten und -berichte stellen oft ein Hemmnis dar. Eine Entbürokratisierung in diesem Bereich, beispielsweise für Agri-PV-Projekte, ermöglicht eine schnellere Umsetzung und trägt zur kostengünstigen Integration von Solarenergie bei.
Block III: Beschleunigung des Wasserstoff-Marktes (H2-EEG)
1) Markteinführung von Wasserstoff durch ein H2-EEG starten zur Sicherung der Investition und Aktivierung von Privatkapital
Forderung des BRM:Einführung eines H2-EEG mit Mindestpreis für grünen Wasserstoff (analog zum Erneuerbare Energien Gesetz im Stromsektor)
Erläuterung: Die Wasserstoffproduktion (Elektrolyse) steckt aktuell noch im Pilotstadium, da ein verlässlicher Marktpreis für Wasserstoff fehlt. Aktuell sind von geplanten 10 GW im Jahr 2023 ca. 1 GW in Bau mit erwarteter Fertigstellung bis 2026. In 2026 werden nur 20 % des 10 GW Ziels erreicht sein. Das erfordert eine enorme Beschleunigung des Markthochlaufs. Die Aktivierung von Privatkapital im großen Stil kann zu einer entsprechenden Beschleunigung beitragen. Die Aktivierung von Privatkapital erfordert ein gesichertes Marktumfeld und eine gesicherte Abnahme. Ein H2-EEG könnte dieses Markthindernis überwinden, indem es Mindestpreise und Abnahme für grünen Wasserstoff über einen definierten Zeitraum festlegt. Der Preis könnte sich aus den EE-Stromauktionen ableiten, wobei die Produktionskosten (CAPEX/OPEX) berücksichtigt und eine jährliche Degression von 2 % über 15 Jahre eingeführt wird. Die Abnahme könnte für einen festgelegten Anteil der Produktion bilateral erfolgen und nicht nur Abnahme, sondern auch eine Lieferverpflichtung beinhalten. Der BRM schlägt vor, Angebot und Nachfrage abzusichern und einen Anteil des Marktes im freien Handel zu belassen und eine entsprechende Transformation hin zum offenen Markt zu fördern. Bei einem EE-Strompreis von 7 ct/kWh würde der Preis für grünen Wasserstoff in Deutschland bei einer Auslastung der Elektrolyseanlagen von ca. 60 % (ca. 5000 Volllaststunden pro Jahr) etwa 7 EUR/kg betragen. Der Abnahmepreis kann an die Betriebsdauer der Anlagen gekoppelt werden. Steuerliche Anreize würden diesen Preis für den E-Fuel-Markt (Schifffahrt, Luftfahrt, schwere LKWs) finanzierbar machen.
2) Zusicherung eines Strommixes, der ab 2030 eine stundengleiche Produktion von H2 entfallen lässt und die Nutzung der bestehenden EE-Kapazität sichert
Forderung des BRM: Strommix ab 2032 mindestens 85 % EE um den Deutschen Wettbewerbsvorteil einer hohen EE-Kapazität auszubauen
Erläuterung: Gemäß RED II (Renewable Energy Directive II) ist zur Produktion von grünem Wasserstoff eine zeitliche Korrelation vorgesehen: ab 2030 ist eine stundengleiche Produktion von Strom aus EE und Wasserstoff aus Elektrolyse vorgesehen. Dieses Stundengleichheit bedeutet, dass die Elektrolyseure nur noch maximal 4.000 Stunden pro Jahr zu vertretbaren Stromkosten betrieben werden. Durch einen Strommix von über 90 % EE würde dies entfallen und die Auslastung der Elektrolyseure steigen, was zu einer entsprechenden Verringerung des H2-Preises führen würde. Darüber hinaus sollte sichergestellt werden, dass auch Bestandsanlagen genutzt werden können. Dies ist ab einem CO2-Äquivalent von 65 gr/kWh und einem EE-Anteil ab etwa 85 % möglich ist.3)
Einspeisung von grünem Wasserstoff ins Gasnetz als kostengünstiger Energiespeicher- Schnelle Befüllung des H2 Startnetzes
Forderung des BRM: Wasserstoff als Reingas oder Mischgas handelbar machen und ins Gasverteilnetz einspeisenErläuterung:
Dezentrale Wasserstoffproduktion durch Mittelstandsinvestoren und Einspeisung in das Gasnetz bietet zahlreiche Vorteile. Wasserstoff sollte dabei sowohl als Reingas als auch als Mischgas mit Erdgas durch Zertifikate handelbar sein. Dies ermöglicht eine flexible Nutzung und stärkt die Wasserstoffwirtschaft in regionalen Strukturen. Zudem können durch grünen Wasserstoff als Energieträger im Erdgasnetz Redispatch-Kosten nachhaltig gesenkt und wiederum Netze entlastet werden. Mit der Entscheidung für ein Wasserstoffnetz mit 9.000 km Wasserstoffleitung wurde im Rahmen des „Startnetzes“ eine wichtiger Meilenstein für die Wasserstoffwirtschaft gesetzt. Nun ist sicherzustellen, dass eine entsprechende Befüllung des Netzes frühzeitig geplant wird und die entsprechende Erzeugungskapazität im Land aufgebaut wird.
4) Netzentlastung durch lokale H2-Produktion sicherstellen
Forderung des BRM: Lokale Wasserstoffproduktion zur Reduktion des Netzausbaubedarfs nutzen
Erläuterung:
Durch die lokale Wasserstoffproduktion und -einspeisung könnten weniger neue Stromleitungen benötigt werden. Zusätzlich würde die Nutzung von EE-Strom für die H2-Produktion helfen, negative Strompreise zu vermeiden, ähnlich wie beim Einsatz von Batteriespeichern.
5) Grünen Wasserstoff als zuverlässiges Speichermedium im Sinne eines Reservekraftwerks einsetzen
Forderung des BRM: Grünen Wasserstoff als flexibles Speichermedium und Reservekraftwerk einsetzen
Erläuterung: Grüner Wasserstoff ist speicherbare erneuerbare Energie. Analog zu Biogas kann dieser durch Blockheizkraftwerke (BHKWs) flexibel als Reservekraftwerk genutzt werden. BHKWs erzeugen aus Gas bzw. Wasserstoff Strom und Wärme. Innerhalb von wenigen Minuten kann deren Leistung netzdienlich abgerufen werden. Gemeinsam mit 20 % Batteriespeichern lässt sich damit die benötigte Leistung für flexible Reservekraftwerke darstellen – ohne Rückgriff auf fossile Energieträger.Deutschland hat durch vorhandene Salzstöcke hervorragende großvolumige Speicher in Form von Salzkavernen. Spätestens seit der Gaskrise im Jahr 2022 ist die Bedeutung und Kapazität dieser Speicher weitreichend bekannt. Die Speicherkapazität für Wasserstoff in Salzkavernen entspricht der Energiemenge der gesamten Windenergieerzeugung in Deutschland über mehrere Wochen (vgl. Verbundprojekt H2CAST in Etzel). Zur Nutzung von Wasserstoff als Energiespeicher ist der Aufbau von entsprechender Gaskraftwerkskapazität zwingend erforderlich. Die im EEG 2023 hierzu vorgesehenen Ausschreibungen sind leider bislang nicht erfolgt und sollten dringend wieder aufgenommen und durchgeführt werden.
6) Absicherung bestehender und Schaffung neuer hochqualifizierter Arbeitsplätze im Bereich der Erneuerbaren Energien
Forderung des BRM:Ausbau der H2-Infrastruktur zur Sicherung hochqualifizierter Arbeitsplätze in unserer IndustrienationErläuterung:Deutschland ist ein Pionier der Wasserstoffindustrie. Mehrere große OEM im Elektrolysebereich sind in Deutschland beheimatet. Darüber hinaus gibt es tausende Unternehmen, die sich mit Planung und Entwicklung von Projekten beschäftigen und Unternehmen, die regional den Aufbau, Wartung und Betrieb der entsprechenden Anlagen übernehmen. Diese Situation gilt es zu erhalten und auszubauen, um der bevorstehenden Transformation der Industrie gerecht zu werden und hochwertige Arbeitsplätze im Land zu halten.
Block IV: EEG als Grundlage für günstige Erzeugungspreise und Mittelstandsinvestitionen
EEG verteidigen und Kapazitätsförderung sicherstellen – Schaffung von nachhaltigen Arbeitsplätzen durch den Mittelstand
Forderung des BRM:
Kapazitätsförderung bezogen auf die Energieleistung der Anlage
Erläuterung: Die aktuell günstigen Stromgestehungskosten für Solar- und Windenergie (7–8 Cent pro kWh) sind maßgeblich dem EEG zu verdanken. Für mittelständische Investoren bildet das EEG eine essenzielle Finanzierungsgrundlage, um größere Solarprojekte (über 1 MWp) umzusetzen. Diese Projekte werden in der Regel zu 70 % mit Fremdkapital und zu 30 % mit Eigenkapital finanziert. Ohne das EEG müsste der Eigenkapitalanteil steigen, was die finanzielle Belastung für den Mittelstand untragbar macht und Investitionen gefährdet.
Darüber hinaus verursacht das EEG heute kaum Mehrkosten für Bürger, sondern ermöglicht die günstigsten Stromgestehungskosten aus erneuerbaren Energien. Wer den Mittelstand stärken und die Energiewende vorantreiben will, muss das EEG verteidigen und gezielt Kapazitätsförderungen an der Leistungsfähigkeit der Anlagen ausrichten.
