Die Energiewende zwischen Regulierungen und Wettbewerb | Energiepolitik | bpb.de

Deutschland und dieInterner Link: Europäische Union (EU) haben sich dazu verpflichtet, in weniger als zwei Jahrzehnten klimaneutral zu werden. Dafür ist eine Transformation des Energiesystems notwendig. Auch die Industrie muss auf erneuerbare Energien umgestellt werden, bei gleichzeitiger Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit. Diese Aufgaben stellen eine der zentralen Herausforderungen der kommenden Jahre dar. Dabei bildet das energiepolitische „Zielfünfeck“ einer sicheren, preisgünstigen („wirtschaftlichen“), verbraucherfreundlichen, effizienten, und umweltverträglichen (sowie treibhausgasneutralen) Energieversorgung (Externer Link: vgl. EnWG §1 (1)) den konzeptionellen Rahmen für die Energiewende.

Anreize zur Emissionsreduktion

Europäischer Emissionshandel (EU-ETS)

Das zentrale klimapolitische Steuerungsinstrument der Europäischen Union, um Treibhausgase zu verringern, ist der Externer Link: europäische Emissionshandel (EU-ETS). Er setzt eine verbindliche, EU-weite Obergrenze („Cap“) für Treibhausgasemissionen verschiedener Sektoren und verteilt diese in Form handelbarer CO₂-Zertifikate. Unternehmen müssen für jede ausgestoßene Tonne CO₂ ein Zertifikat vorhalten; die Gesamtmenge der Zertifikate ist begrenzt und wird schrittweise im Einklang mit den Interner Link: europäischen Klimazielen abgesenkt. Durch diese Mengenbegrenzung entsteht ein CO₂-Preis, der sich am Markt bildet. Emissionsintensive Produktionsweisen werden teurer, während emissionsarme und klimaneutrale Technologien an Wettbewerbsfähigkeit gewinnen. Der Emissionshandel sorgt somit technologieneutral und kosteneffizient dafür, dass Emissionen dort reduziert werden, wo dies volkswirtschaftlich am günstigsten ist.

Der EU-ETS besteht seit 2005 und erfasst bislang den Energiesektor, große Teile der energieintensiven Industrie sowie seit 2012 den innereuropäischen Luftverkehr und seit 2024 den Seeverkehr. Ein Externer Link: zweites Emissionshandelssystems (ETS-2) soll ab 2028 gelten und sich die CO₂-Emissionen des Straßenverkehrs und des Gebäudesektors erfassen. Das in Deutschland seit 2021 geltende nationale Emissionshandelssystem (nEHS) für die Bereiche Wärme und Mobilität soll schrittweise in das ETS-2 überführt werden.

Förderprogramme

Andere klimapolitische Instrumente greifen über staatliche Förderprogramme oder detaillierte Regulierung in Investitions- und Produktionsentscheidungen ein. Diese sind mit erheblichen fiskalischen Kosten sowie administrativem Aufwand verbunden. Auf nationaler Ebene zählen hierzu die direkte und indirekte Förderung von Photovoltaik- und Windenergieanlagen über das Externer Link: Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sowie umfangreiche Zuschussprogramme für den Austausch von Heizungsanlagen.

Vorgaben für Sektoren und Technologien

Ergänzend wurde in den vergangenen Jahren ein dichter Regulierungsrahmen aufgebaut. Dieser umfasst unter anderem die EU-Taxonomie, sektorale Ausbau- und Minderungsziele, Erneuerbaren-Quoten sowie klima- und nachhaltigkeitsbezogene Berichts- und Offenlegungspflichten. Die Instrumente setzen technologie- und sektorspezifische Vorgaben, ohne die Emissionsmenge insgesamt verbindlich zu begrenzen. Dadurch können sie zwar einzelne Technologien fördern, tragen aber nicht notwendigerweise zu einer kosteneffizienten Emissionsminderung bei. Zugleich erhöhen sie die Kosten des Klimaschutzes, etwa durch zusätzlichen bürokratischen Aufwand, komplexe Nachweispflichten oder restriktive technische Anforderungen.

Diese Entwicklung ist auf allen politischen Ebenen zu beobachten, von der europäischen bis zur kommunalen Ebene. Der Instrumentenmix führt häufig zu Redundanzen, Zielkonflikten und unerwünschten Wechselwirkungen einzelner Maßnahmen. In der Summe beeinträchtigt dies die Transparenz, Planbarkeit und Effizienz der Klimapolitik.

Vor diesem Hintergrund erscheint Externer Link: eine stärkere Fokussierung auf wenige, strategisch wirksame Instrumente erforderlich. Der europäische Emissionshandel sollte dabei konsequent als zentrales Leitinstrument anerkannt werden.

EU Regulierung: Produktionsverlagerungen als zentrale Herausforderung

Unternehmen, die im internationalen Wettbewerb stehen, wurden im europäischen Emissionshandel bislang durch die kostenlose Zuteilung von CO₂-Zertifikaten entlastet. Damit sollen Wettbewerbsnachteile gegenüber außereuropäischen Produzenten begrenzt und Carbon Leakage, also die Verlagerung CO₂-intensiver Produktionen in Regionen mit weniger strengen Auflagen, vermieden werden. Da die Gesamtmenge der Zertifikate im EU-ETS schrittweise abgesenkt wird, wird jedoch auch die kostenlose Zuteilung sukzessive reduziert und perspektivisch beendet.

Um Wettbewerbsnachteile auch in Zukunft zu begrenzen, führt die Europäische Union ab 2026 den CO₂-Grenzausgleichsmechanismus (Carbon Border Adjustment Mechanism, CBAM) ein. Er verpflichtet Importeure bestimmter emissionsintensiver Güter Zertifikate zu erwerben. Diese entsprechen dem EU-ETS-Preis. Im Herkunftsland bereits gezahlte CO₂-Kosten werden dabei angerechnet. Ziel ist es, gleiche Wettbewerbsbedingungen („Level Playing Field“) zwischen EU-Produzenten und Importen aus Drittstaaten herzustellen. Der CBAM gilt bislang nur für Zement, Eisen und Stahl, Aluminium, Düngemittel, Wasserstoff und Strom. Deren Exporte aus der EU sind jedoch nicht erfasst. Für ausgeführte Produkte erfolgt daher weder eine Rückerstattung der im EU-ETS gezahlten CO₂-Kosten noch eine sonstige Kompensation. Da die kostenlose Zuteilung zu diesem Zeitpunkt bereits weitgehend reduziert oder ausgelaufen ist, entstehen für exportorientierte Unternehmen potenzielle Wettbewerbsnachteile auf Drittlandsmärkten.

Diese Asymmetrie erhöht das Risiko von Carbon Leakage: Unternehmen könnten Produktionskapazitäten in Länder mit geringeren oder keinen CO₂-Preisen verlagern. Global würden dadurch keine Emissionen eingespart, sondern lediglich räumlich verschoben oder im ungünstigen Fall sogar erhöht, wenn am neuen Standort niedrigere Umweltstandards gelten.

Zudem birgt die bislang enge sektorale Begrenzung des CBAM die Gefahr einer Verlagerung entlang der Wertschöpfungskette. Unternehmen könnten nicht nur die Produktion der Grundstoffe, sondern auch deren Weiterverarbeitung in Drittstaaten auslagern, um der CO₂-Bepreisung zu entgehen. Beim Import solcher weiterverarbeiteten Produkte fällt derzeit keine CBAM-Abgabe an. Eine Ausweitung des CBAM auf höhere Wertschöpfungsstufen ist jedoch rechtlich, administrativ und handelspolitisch mit erheblichen Hürden verbunden. In der Folge droht eine Abschwächung der Lenkungswirkung des Emissionshandels, insbesondere in exportorientierten Industrien.

Tempo-Unterschied beim Erneuerbaren- und Netzausbau

Für die Transformation des Energiesystems spielen erneuerbare Energien eine zentrale Rolle. Windkraft- und Photovoltaikanlagen weisen jedoch eine wetterabhängig schwankende Stromerzeugung auf. In den vergangenen Jahren wurde in Deutschland vor allem der Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung – ebenso wie der Zubau von Stromspeichern – durch staatliche Fördersysteme und das bestehende Marktdesign gezielt vorangetrieben.

Dem hinken der Netzausbau sowie der Zubau steuerbarer Kraftwerkskapazitäten hinterher. Diese braucht es jedoch zur Sicherstellung der Versorgung in Zeiten geringer Wind- und Solarerzeugung. In vielen Regionen stößt die bestehende Netzinfrastruktur inzwischen an ihre Kapazitätsgrenzen. Dies führt zu einem wachsenden Genehmigungsstau bei Netzanschlussanfragen und verschärft bestehende Netzengpässe. Zudem erfolgt der Ausbau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten regional nicht ausreichend systemdienlich. Die Herausforderungen für Ausbau und Betrieb der Stromnetze werden durch die energiepolitischen Zielsetzungen verstärkt: Bis 2030 soll der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch auf 80 Prozent steigen, zugleich ist der Kohleausstieg spätestens bis 2038 vorgesehen. Dies führt bereits heute zu steigenden Netzkosten, da immer weiter auseinanderfallende Erzeugungs- und Verbrauchszentren umfangreiche Netzinvestitionen und Engpassmanagement erforderlich machen. Dies schlägt sich in steigenden Netzentgelten für Stromkundinnen und -kunden nieder.

Hinzu kommt ein struktureller Systemwandel: Die Energiewende bedeutet den Übergang von einem zentral organisierten zu einem dezentralen Stromsystem. Also weg von wenigen großen Kraftwerken im Übertragungsnetz, hin zu vielen kleinen Erzeugungseinheiten – bis hin zur Verteilnetzebene, auf der Haushalte mit Photovoltaik-Dachanlagen angeschlossen sind. Der Investitionsbedarf steigt kontinuierlich an, insbesondere in den Verteilnetzen, was die Netzkosten und damit die Netzentgelte zusätzlich erhöht.

Strommarktdesign: Effizienz und Investitionen

Bis zur Liberalisierung des Energiesektors um die Jahrtausendwende war die Stromwirtschaft durch vertikal integrierte Unternehmen geprägt. Sie übernahmen Erzeugung, Netzbetrieb und Vertrieb, während die Preise staatlich reguliert wurden. Durch die Liberalisierung sollten Innovationsanreize gestärkt und die Kosten durch Wettbewerb gesenkt werden.

Heute tragen staatlich regulierte Netzbetreiber die Verantwortung für die Netzinfrastruktur, während private Akteure in Erzeugung, Speicherung und Vertrieb tätig sind. Allerdings fehlen ausreichend differenzierte Preissignale, um Standortentscheidungen, Investitionen und den Anlagenbetrieb systemdienlich zu steuern. Bislang wurde auf eine regionale Differenzierung der Strompreisbildung verzichtet, sodass Investitions- und Betriebsentscheidungen häufig nicht auf die tatsächlichen Knappheiten reagieren.

Die einheitliche deutsche Gebotszone führt dazu, dass Strom bundesweit zu einem einheitlichen Preis gehandelt wird, ohne regionale Netzengpässe abzubilden. Diese Engpässe müssen nachgelagert durch kostspielige Maßnahmen des Engpassmanagements (Redispatch) ausgeglichen werden. Da Investitionsanreize für Erzeugungskapazitäten in Regionen mit niedrigem Angebot aber hoher Nachfrage fehlen, verschärft sich das Problem im Zeitverlauf. Die entstehenden Kosten werden über die Netzentgelte auf die Allgemeinheit umgelegt.

Unsicherheiten durch Eingriffe

Das Vertrauen der Marktteilnehmer in das Strommarktdesign wurde durch wiederholte ad-hoc-Eingriffe des Gesetzgebers geschwächt. Während der Energiepreiskrise infolge des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine wurde etwa eine zeitweise Begrenzung der Erlösmöglichkeiten am Strommarkt eingeführt, um außergewöhnlich hohe Zufallsgewinne („Übergewinne“) von Stromerzeugern teilweise abzuschöpfen und zur Finanzierung staatlicher Entlastungsmaßnahmen für Stromverbraucher zu verwenden. Solche Eingriffe verstärken Zweifel daran, ob Investitionen langfristig über Marktpreise refinanziert werden können, was ein zentrales Element des europäischen Strommarktdesigns darstellt.

Verstärkt wird diese Unsicherheit durch die langanhaltende Debatte über zusätzliche Kapazitätsmechanismen, etwa in Form von Kapazitätsmärkten oder Ausschreibungen für neue Kraftwerkskapazitäten. Die Erwartung künftiger staatlicher Eingriffe oder zusätzlicher Einnahmequellen führt dazu, dass Investitionen – insbesondere in flexible, steuerbare Kraftwerkskapazitäten – in Erwartung zukünftiger Subventionen aufgeschoben werden.

In der Folge ist die Energiepolitik zunehmend in eine Interventionsspirale geraten: Markteintritte- und -austritte von Erzeugungsanlagen werden zumeist politisch begleitet, und in die Strompreisbildung wird regelmäßig eingegriffen. Notwendige Investitionen, vor allem in flexible Gaskraftwerke, bleiben aus. Dies gefährdet zunehmend die Versorgungssicherheit und damit das Gelingen der Energiewende. Das fehlende Vertrauen der Marktakteure könnte durch eine Anpassung des Strommarktdesigns und stabile energiepolitische Rahmenbedingungen wiederhergestellt werden. Würde sich die Politik heute verpflichten, künftig regional differenzierte Marktpreise als Koordinationsinstrument zuzulassen, würden ab sofort viele Standort- und Technologieentscheidungen den tatsächlichen – regionalen – Knappheiten und Bedarfen folgen und wichtige Innovations- und Flexibilitätsprozesse angestoßen werden.

Wasserstoff und Derivate für die Energiewende

Für einige Sektoren, wie Verkehr oder Wärme, ist die Elektrifizierung ein zentraler Angelpunkt der Energiewende. Doch nicht alle Technologien lassen sich direkt elektrifizieren. In bestimmten Bereichen sind klimafreundlicher Wasserstoff und darauf basierende Energieträger als Energiequelle oder auch als industrieller Grundstoff ein wichtiger Bestandteil der Transformation. In welchem Umfang dieser zum Einsatz kommen wird, ist heute offen. Im Schiffs- und Flugverkehr werden wasserstoffbasierte Antriebe benötigt, in der Mobilität ist die Nutzung von Wasserstoff bei hoher Antriebsleistung und Fahrstrecke – wie etwa im Schwerlastverkehr – vorteilhaft. Für die Stromerzeugung werden Gaskraftwerke auch in Zukunft benötigt, um die schwankende Einspeisung von Erneuerbaren Energien auszugleichen – insbesondere wenn über Tage oder gar Wochen der Wind wenig weht und die Sonne kaum scheint (Dunkelflaute). Wenn diese Gaskraftwerke mittelfristig klimaneutral betrieben werden sollen, wird ebenfalls Wasserstoff benötigt.

In der Industrie wird klimaneutraler Wasserstoff sowohl als Energieträger als auch als Grundstoff zum Einsatz kommen, etwa in der Stahl-, Chemie- und Zementindustrie. Ein Beispiel für die stoffliche Nutzung ist die Produktion von Ammoniak, das wiederum die Basis für Düngemittel bildet.

Prognosen aus den vergangenen Jahren spiegeln eine hohe Unsicherheit über die künftig benötigte Wasserstoffmenge wider. Externer Link: In der nationalen Wasserstoffstrategie wird die Installation von 10 GW Elektrolysekapazitäten bis zum Jahr 2030 angestrebt. Externer Link: Allerdings deutet die aktuelle Entwicklung der Zubauraten darauf hin, dass dieses Ziel nicht mehr zu erreichen sein dürfte. Ein signifikanter Teil des Wasserstoffbedarfs müsste durch Importe aus anderen europäischen oder außereuropäischen Staaten gedeckt werden.

Import

Der Import ist per Pipeline oder auf dem Seeweg möglich. Der Pipelinetransport ist vor allem für Nachbarregionen, wie Norwegen, Schottland oder Algerien, relevant. Der Transport von gasförmigem Wasserstoff ist vergleichsweise kostengünstig, insbesondere wenn auf bestehenden Gas-Infrastrukturen aufgebaut werden kann. Ein Externer Link: deutsches Wasserstoff-Kernnetz mit gut 9.000 km an Leitungen wurde 2024 genehmigt und soll sukzessive bis 2032 in Betrieb gehen. Daneben wird der globale Handel von Wasserstoff auch schiffsgebunden in Form von Derivaten stattfinden. Darunter könnte Ammoniak eine Schlüsselrolle zufallen. Es lässt sich vergleichsweise einfach speichern und transportieren, wobei auf bereits bestehende globale Infrastrukturen zurückgegriffen werden kann. Es ist sowohl als Grundstoff für Düngemittel als auch als Energieträger vielseitig einsetzbar.

Energieintensive Industrien stehen vor Herausforderungen

Die hohe Unsicherheit über künftig verfügbare Mengen und Preise klimaneutraler stofflicher Energieträger stellt die energieintensiven Industrien an ihren Standorten in Deutschland und Europa vor erhebliche Herausforderungen. Entsprechend prägen Fragen nach der langfristigen Wettbewerbsfähigkeit und dem Erhalt dieser Standorte zunehmend die wirtschafts- und industriepolitische Debatte.

Soll eine klimafreundliche Produktion in der energieintensiven Industrie in Deutschland ermöglicht und Produktionsverlagerungen zumindest begrenzt werden, ist der verlässliche Zugang zu großen Mengen klimaneutraler Energieträger wie Wasserstoff oder Ammoniak entscheidend. Externer Link: Dies erfordert eine enge Kooperation mit Ländern, in denen diese Energieträger kostengünstig erzeugt werden können. Deutschland wird solche Partnerschaften durch strategisch ausgerichtete Beschaffungsmodelle flankieren müssen, wobei effiziente Instrumente zur Finanzierung der Differenz Externer Link: zwischen Beschaffungskosten und Zahlungsbereitschaft der Industrie eine zentrale Rolle spielen.

Entscheidend für den Erfolg der Transformation wird es sein, die Rahmenbedingungen der Energiewende deutlich stärker auf Kosteneffizienz auszurichten. Die Fokussierung auf einen sektorübergreifenden europäischen Emissionshandel als Leitinstrument, der Abbau von technologischer Regulierung, der beschleunigte Ausbau notwendiger Infrastrukturen, die Fokussierung von Förderprogrammen auf wesentliche Handlungsbedarfe sowie die Stärkung von internationalen Kooperationen muss gelingen, um in der nächsten Dekade als klimafreundliches Industrieland im globalen Wettbewerb zu bestehen.