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Ein Strommarkt mit zwei Regelwerken
09.07.2015 22:09 (1940 x gelesen)

Ein Strommarkt mit zwei Regelwerken

 Bis in die neunziger Jahre des vorigen Jahrhunderts war der deutsche Strommarkt durch Gebietsmonopole geprägt. Die vier großen Stromerzeuger  RWE, Eon, EnBW und Vattenfall  hatten den Markt regional unter sich aufgeteilt. In ihrem jeweiligen Gebiet beherrschten sie nicht nur die Stromerzeugung, sondern auch die Verteilung und den Vertrieb von Strom.

Innerhalb ihres jeweiligen Marktgebietes produzierten die Erzeuger den Strom in fossilen und nuklearen Großanlagen möglichst nahe beim Verbraucher. Die Erzeugungsanlagen und Netze waren technisch aufeinander abgestimmt. Der Preis für Strom wurde als „Cost-Plus-Regulierung“ aus den Kosten plus Aufschlag errechnet. Es dominierte das technische Denken: Versorgungssicherheit und Netzstabilität waren die vorrangigen Ziele.

Gespaltene Energiepolitik

Das herkömmliche System änderte sich, als die Bundesregierung den Strommarkt im Jahr 1998 auf Initiative der Europäischen Union liberalisierte.  Durch die Entflechtung der vertikal integrierten Stromversorger wurde der Markt auf allen Wertschöpfungsstufen für neue Anbieter geöffnet. Die Verbraucher hatten plötzlich die Wahl zwischen mehreren Versorgern und unterschiedlichen Tarifen. Ein neues Geschäftsfeld, der Stromhandel, entstand und die Strombörse wurde eingerichtet. Die Bundesnetzagentur regulierte die Entgelte für den Transport und die Verteilung des Stroms.

Für den Einsatz von Kraftwerken und die Preisfindung verständigten sich die Erzeuger und Netzbetreiber auf die „Merit-Order-Regel“: Danach bestimmte sich der Einsatz der einzelnen Kraftwerke nach der Reihenfolge ihrer Betriebskosten. Zunächst kamen die Kraftwerke mit den niedrigsten Betriebskosten zum Zuge. Bei ausreichender  Nachfrage wurden solange Kraftwerke mit höheren Betriebskosten zugeschaltet, bis die Nachfrage gedeckt war. Die Betriebskosten des letzten zugeschalteten Kraftwerkes bestimmten den Strompreis. Von dieser Regelung profitierten in der Vergangenheit  vor allem die Atomkraftwerke, weil sie die niedrigsten Betriebskosten hatten. Laut Angaben von Experten beliefen sich die Betriebskosten je Megawattstunde bei Kernkraftwerken auf 25 Euro, bei Steinkohle auf 42 Euro und bei Gaskraftwerken auf 58 Euro.

Im Ergebnis wandelte sich der Strommarkt durch die Liberalisierung vom Angebots- zum Nachfragemarkt, was sich dämpfend auf die Kosten der Erzeugung und den Strompreis auswirkte. Trotz Verteuerung von Öl, Gas und Kohle wurde der Preis für Strom nach der Marktöffnung nur moderat angehoben. Für Industriekunden kam es sogar zu erheblichen Preissenkungen.

Die Stromerzeugung aus regenerativen Energien war von der Liberalisierung des Strommarktes ausgenommen. Für diesen Teil der „Strommarktes“ gab es Sondergesetze: Zunächst das Stromeinspeisungsgesetz aus dem Jahr 1991 und dann ab dem Jahr 2000 das  Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Mit diesen  Gesetzen erhielten die Produzenten von Strom aus erneuerbare Energien gegenüber den übrigen Stromproduzenten Sonderrechte: Das Recht, den produzierten Strom vorrangig einzuspeisen, und den Anspruch auf eine feste Vergütung gegenüber dem Netzbetreiber für 20 Jahre.

Mit diesen Sonderrechten sollte den erneuerbaren Energien „der Weg in den Strommarkt“ geebnet werden, so lautete die offizielle Begründung. Nach fünfzehn Jahren EEG ist der mit Hilfe dieses Gesetzes produzierte Strom aber gegenüber dem konventionell erzeugten Strom immer noch nicht wettbewerbsfähig. Dafür gibt es handfeste Gründe.

Die Netzstabilität in Gefahr

Für den Transport und die Verteilung von Strom benötigt man Stromnetze, die technisch funktionieren.  Das Wechselstromnetz wird elektrotechnisch über die Frequenz (in Deutschland 50 Hz) geregelt. Dazu müssen die Turbinen in den konventionellen Kraftwerken phasensynchron mit einer konstanten Umdrehungsgeschwindigkeit laufen. Die „Kunst“, ein Netz stabil zu halten, besteht darin, Frequenz und Phase aller Kraftwerke aufeinander anzupassen, und zwar auch bei wechselnder Last (Frank Enders TU Clausthal). Es ist die zentrale Aufgabe der Netzbetreiber, die Netzstabilität aufrechtzuerhalten, damit der Strom den Verbraucher erreichen kann.  

In Deutschland werden ca. 30 GW Grundlast benötigt, um diese Bedingungen zu erfüllen. Die Atom-, Kohle- und Gaskraftwerken sind in der Lage, solchen Strom zu liefern, weil sie rund um die Uhr einsatzfähig sind. Der von ihnen produzierte Strom ist „grundlastfähig“. Mit einer Erzeugungskapazität von etwa 90.000 Megawatt decken sie heute etwa 75 Prozent des Gesamtverbrauchs von 85.000 Megawatt ab. Als kontinuierliche Stromlieferanten garantieren sie die Netzstabilität, ohne die es keine sichere Stromversorgung gibt

Weder Windkraft- noch Solaranlegen können rund um die Uhr eine konstante Grundlast liefern, weil sie vom Wetter sowie der Tageszeit abhängig sind und nicht phasensynchron arbeiten. Der Strom aus erneuerbaren Energien ist deshalb „nicht grundlastfähig“. Die Sonnenkollektoren und Windanlagen produzieren nur Strom,  wenn die Sonne scheint oder der Wind weht, egal ob er gebraucht wird oder nicht. An einigen hundert Stunden im Jahr gibt es davon zu viel, an vielen tausend Stunden zu wenig. Die Erzeugungskapazitäten der Anlagen für Ökostrom betragen inzwischen etwa 80.000 Megawatt. Davon wird aber nur etwas mehr als ein Viertel genutzt. Denn der Nutzungsgrad,  bezogen auf 8760 Jahresstunden, beträgt bei der Photovoltaik nur 10 Prozent, bei Onshore-Wind  20 Prozent und bei Offshore-Wind  40 bis 50 Prozent.

Mit der Energiewende geht Deutschland also zu einer nicht grundlastfähigen und angebotsorientierten Stromversorgung über. Dies ist ein Risiko für die Netzstabilität und die Versorgungssicherheit in Deutschland. Welche Probleme sich daraus für die Netzbetreiber ergeben,  schilderte Boris Schucht, Vorstandsvorsitzender des Netzbetreibers 50Hertz, der FAZ am 6. Jan. 2014:     

„Es war Anfang April. Die Wetterdienste hatten für die kommenden Tage Sonnenschein und blauen Himmel angekündigt. Die Rechner der Stromwirtschaft taten, worauf  die Programmierer sie bei solchen Wetterlagen eingestellt haben: Sie gaben Verkaufssignale. In Erwartung von 18.000 Megawatt Solarstrom – das entspricht dem Angebot von etwa 18 Großkraftwerken – fuhren andere Kraftwerksbetreiber ihre Kapazitäten zurück. Doch am anderen Morgen war die Aufregung groß. Hochnebel hatte sich über das Land gelegt. Das hatte der Wetterdienst nicht vorausgesehen. Auch nicht, dass der Nebel blieb. Das war schlecht, nicht nur für die Besitzer von Photovoltaikanlagen (PV), sondern auch für die Netzmanager. Wir hatten 8.800 Megawatt weniger PV-Einspeisung, als wir vorhergesehen hatten. Wo bekomme ich in zwei Stunden acht große Kohle-, Kernkraftwerke oder riesige Gasturbinen her? Es ging, wohl wegen der deutschen Überkapazitäten. Dennoch fehlten an einem Tag 1.000 MW, die aus dem Ausland bezogen wurden. Das sind Dimensionen, die die Führung des elektrischen Systems extrem schwer machen.“ 

Dieses Beispiel zeigt eines: Die Vorstellung, dass Deutschland nahtlos Atom- und Kohlestrom durch den schnellen Ausbau von Wind- und Sonnenenergie ersetzen kann, wird Tag für Tag in der Praxis widerlegt. Rechnerisch haben zwar die Windräder und Photovoltaikanlagen schon eine Kapazität erreicht, die den gesamten Tagesbedarf decken könnte. Der tatsächliche Anteil der regenerativen Energien an der Versorgung beläuft sich aber nur auf etwa 25 Prozent. Nur  mit Hilfe der konventionellen Kraftwerke und des überregionalen Stromverbundes  gelingt es, die wetterbedingten Stromschwankungen auszugleichen.

Heute ist die Stromversorgung noch relativ sicher. Steigt jedoch der Anteil an erneuerbarem Strom, sinkt zwangsläufig die Leistung konventioneller Grundlastkraftwerke. Damit ist der weitere Verlauf der Energiewende einfach zu erklären: So wie der Anteil an erneuerbarer Stromerzeugung weiter steigt, sinkt der Anteil an gesicherter Leistung.  Fazit: Die Netzstabilität wird mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Anlagen zwangsläufig instabiler.

Es gehört zu den Mythen der Energiewende, die wachsende Instabilität der Netze ließe sich durch einen forcierten Netzausbau und durch neue Speicherungstechniken ausgleichen. Technisch ist zwar vieles vorstellbar, eine wirtschaftlich vernünftige und gesellschaftlich durchsetzbare Lösung gibt es derzeit aber nicht.

Welche überregionalen Netze für die Energiewende erforderlich sind, ist dem Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen aus dem Jahr 2009 (EnLAG 2009) zu entnehmen. Danach werden ganz dringend und so schnell wie möglich 1.872 km neue Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ) benötigt. Sechs 6 Jahre später sind nur etwas mehr als 20 Prozent realisiert worden, davon 94 km im  Jahr 2014 und und weitere 16 km in 2015. Außerdem müssen 3.600 km Wechselstromleitungen und laut BDEW  197.000 km Verteilnetze vor Ort gebaut werden. Angesichts des wachsenden Widerstandes in der Bevölkerung ist jedoch völlig ungewiß, ob sie jemals fertig gestellt werden. Allein wegen der Verlegung der Stromtrassen durch Niedersachsen und Thüringen liegen 16.000 Einsprüche vor, die bearbeitet werden müssen.

Ähnlich ist die Lage bei den Speichermöglichkeiten. Es wird zwar vielerorts an verschiedenen Speichertechniken gearbeitet, bisher hat sich aber keine Technik als wirtschaftlich tragfähig  erwiesen. Dies gilt auch für die Methode "Power to gas", die vielen als zukunftsfähig erscheint. Nach dieser Technik wird der überschüssige Strom aus erneuerbaren Energien in einem Syntheseprozess (unter Hinzufügung von CO2) in Methan (CH4) verwandelt, das in die vorhandenen Erdgasnetze als Pufferspeicher eingeleitet werden kann. Wirtschaftlich rechnet sich die Sache aber nicht: Selbst wenn der überflüssige Strom zum Nulltarif eingekauft und zum Marktpreis verkauft wird, reicht die Differenz reicht nicht aus, um ein solchen Speichersystem zu entwickeln, zu bauen und wirtschaftlich zu betreiben. 

Der Traum vom kostenlosen Strom, wenn erst einmal genügend Windkraft- und Solaranlagen aufgestellt sind, wird deshalb vorerst und für unabsehbare Zeit ein Traum bleiben. 

Der Strommarkt in Auflösung

Die konventionellen und erneuerbaren Stromerzeuger arbeiten auf einem Markt, aber zu völlig verschiedenen Bedingungen.

Die atomaren und fossilen Kraftwerke kommen in der Reihenfolge ihrer Betriebskosten zum Einsatz, soweit die Nachfrage reicht. Die Vergütung richtet sich nach den jeweiligen Marktpreisen, d.h. die Nachfrage bestimmt sowohl die Liefermenge als auch den Preis.

Demgegenüber sind die Produzenten von erneuerbarem Strom zweifach privilegiert. Der gesetzliche Einspeisevorrang macht sie von der Stromnachfrage unabhängig. Außerdem erhalten sie für 20 Jahre gesetzlich garantierte Vergütungssätze, auch dann, wenn der Strom nicht geliefert oder gebraucht wird.

Der volatile Ökostrom ist nicht nur ein Risiko für die Netzstabilität, sondern gefährdet auch die Funktionsfähigkeit des gesamten Strommarktes. Je nach Wetterlage und Tageszeit drängt der privilegierte Wind- und Sonnenstrom in die Netze und vertreibt dort den konventionellen Strom. An besonders windreichen Tagen und in den heißen Stunden des Tages deckt der Strom aus den erneuerbaren Energien nahezu die gesamte Stromnachfrage ab. Infolgedessen gehen die Einsatzzeiten der konventionellen Kraftwerke zurück. Gleichzeitig sinken die Börsenpreise wegen des zeitweiligen Überangebots. Selbst negative Preise sind möglich.

Betroffen sind davon in erster Linie die konventionellen Kohle-  und Gaskraftwerke, weil sie die höchsten Betriebskosten aufweisen und deshalb nach der Merit-Order-Regel  als erste durch den Öko-Strom aus dem Markt verdrängt werden. Viele Erzeuger beabsichtigen deshalb, solche Kraftwerke stillzulegen, weil sie unrentabel geworden sind. Sie sind zu wenige Stunden am Netz, um ihre Kosten einzuspielen. Dies sind vor allem Gaskraftwerke, deren Betriebsstunden sich halbiert haben. Inzwischen liegen der Bundesnetzagentur 69 Anträge zur Abschaltung von unrentablen Kraftwerken vor.

Um Abhilfe zu schaffen, fordern die großen Stromerzeuger im Verbund mit den Stadtwerken die Schaffung eines  „Kapazitätsmarktes“ für Reservekraftwerke.  In einem solchen Kapazitätsmarkt sollen Kraftwerksbetreiber dafür bezahlt werden, dass sie unrentable Anlagen nicht stilllegen, sondern für wind- und sonnenarme Stunden in Bereitschaft halten. Sie argumentieren, dass dies keine Subventionen, sondern Versicherungsprämien seien. Auch die Sicherstellung der Versorgung  müsse ihren Preis haben. Überzeugend ist dieses Argument allerdings nicht!  Denn der geforderte „Kapazitätsmarkt“ ist in Wirklichkeit der Versuch, Kraftwerke am Leben zu erhalten, die auf Grund der Energiewende ihr Geschäftsmodell verloren haben. Nach marktwirtschaftlichen Regeln müssten sie deshalb stillgelegt werden.

Ein untrügliches Zeichen für einen Strommarkt in Auflösung sind "negative Strompreise", die Netzbetreiber immer häufiger an Stromabnehmer zahlen müssen, damit diese den Strom abnehmen. Der Hintergrund ist das den Produzenten erneuerbarer Energien nach dem EEG zustehende Privileg, ihre grünen Kilowattstunden ins Stromnetz einzuspeisen, ganz unabhängig davon, ob überhaupt Nachfrage besteht. Damit stehen die Netzbetreiber vor einem Problem: Wohin mit dem überschüssigen Strom im Netz, wenn ihn niemand braucht?

Den Netzbetreibern bleibt häufig nicht anderes übrig als den Stromüberschuss zu verschenken und jedem Abnehmer noch eine Prämie oben drauf zu zahlen. So geschehen zum Beispiel an den Weihnachtstagen 2016: Starke Winde und niedriger Bedarf sorgten für eine Stromschwemme, die ganze 35 Stunden anhielt und nicht unterzubringen war. Während der Strom zu "normalen" Zeiten rund 30 Euro pro Megawattstunde kostet, mussten die Stromnetzbetreiber Prämien bieten - am  Morgen des zweiten Weihnachtstages waren dies "67 Euro" - , um noch irgendwo Abnehmer zu finden.

Negative Preise an der Strombörse gehören inzwischen zum Energie-Alltag. Immer wenn die deutschen Solaranlagen oder Windräder mehr Strom erzeugen, als gerade benötigt wird, es also zu einer Stromschwemme kommt, stürzen die Preise ab. Grund ist das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), das die Marktkräfte systematisch ausschaltet. Jeder Produzent grünen Stroms darf unabhängig von der Nachfrage seine Kilowattstunden ins Netz einspeisen. Die Netzbetreiber sind verpflichtet, die Elektrizität zu einem festen Vergütungssatz abzunehmen und überschüssigen Strom an der Börse EEX zu vermarkten.

Private Verbraucher haben nichts von den Minuspreisen beim Strom, sondern müssen mittelbar sogar noch draufzahlen. Wenn die Preise an den Strombörsen negativ sind, erhöht sich die Diffrenz zwischen garantiertem Vergütungssatz und dem Marktpreis und damit der entsprechende Subventionsbetrag. Und dies wiederum führt zur steigenden EEG-Umlage, die die Bundesbürger zahlen müssen.

Wer sich diese "Verklappungsprämie" einstreicht, ist ein gut gehütetes Geheimnis am Strommarkt. Gerüchten zufolge lassen Industriebetriebe, die sich an der Strombörse mit Strom eindecken, ihre Feuerungsanlagen und Maschinen einfach weiterlaufen, ohne etwas zu produzieren - nur um die Prämie zu kassieren. Als sicher gilt, dass europäische Nachbarn den kostenlosen deutschen Strom plus Prämie gern annehmen und gleichzeitig ihre eigenen Kraftwerke herunterfahren. Besitzer von Pumpspeicherbecken in den Alpen etwa nutzen den Gratis-Strom, um ihre Staubecken vollzupumpen. Herrscht später Windflaute, wird Strom aus diesen Wasserkraftwerken wieder zu hohen Preisen zurück nach Deutschland verkauft.

Solche bizarren Handelsströme können nur diejenigen überraschen, die Planwirtschaften nicht kennen. 


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