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Die Energie-Kolumne

 
 
 
 
 
 

Dr. Björn Peters, Ressortleiter Energiepolitik beim DAV

Niedriger Strompreis – Fluch oder Segen?

Noch im Jahr 2011 lag der durchschnittliche Börsenpreis für Strom in Deutschland noch bei etwa 50 Euro je Megawattstunde, seither ist er kontinuierlich auf Werte um 30 EUR/MWh gefallen.  Das scheint für Verbraucher zunächst eine gute Nachricht zu sein, aber so einfach ist es nicht.  Gehen wir dem Preisverfall an den Strombörsen auf den Grund, und versuchen wir, die Folgen zu verstehen.

Dass die Erzeugerpreise für Strom fallen, ist kein allein deutsches Phänomen, von Skandinavien bis zur Türkei ist es überall in Europa zu beobachten.  Das Thema begegnete mir beim Abfassen einer Strompreisstudie für einen europäischen Kraftwerksbetreiber.  Die Ursachen sind überall ähnlich: Die Nachfrage nach Strom stagniert seit der Weltfinanzkrise, mit dem Ölpreis gingen auch die Kosten für Kohle und Gas zurück, und der Ausbau von wetterabhängigen Stromerzeugungskapazitäten sorgte für ein Überangebot an elektrischer Energie am Markt.  Die Faktoren sind aber unterschiedlich zu gewichten. 

In Deutschland lief der Strompreis bis zum Jahr 2011 im Einklang mit dem Ölpreis.  Ab 2012 entkoppelten sich die Preisentwicklungen.  Während der Ölpreis (in Euro je Fass) von 2009 bis 2013 stieg und im Jahresdurchschnitt ein Maximum von etwa 73 EUR/Fass erreichte, sank der Strompreis an der Börse seit 2011 von Jahr zu Jahr kontinuierlich ab.  Dafür wirkte sich der Preisverfall beim Öl ab dem Jahr 2014 kaum noch auf den deutschen Börsenstrompreis aus, wohl aber beispielsweise auf den türkischen Strompreis.

Bleibt das Verhältnis zwischen Angebot und Nachfrage zu untersuchen.  Hier hat es in Deutschland wie in Gesamteuropa eine starke Entwicklung zu sog. "erneuerbaren" Energien gegeben, womit vor allem wetterabhängige Stromerzeugungskapazitäten gemeint sind.  Der größte Zubau fand seit 2011 dann auch bei Solar- und Windkraftwerken statt, vor allem in Deutschland, aber auch in ganz Europa.  Gleichzeitig stagnierte die Stromnachfrage seit 2008 (in Deutschland bereits seit Mitte der 1990er Jahre) und trotz des Zubaus konnten keine regelbaren Kraftwerke, also Kern-, Kohle- und Gaskraftwerke vom Netz genommen werden.  Das Problem mit den wetterabhängigen Stromerzeugern ist ja, dass sie zu etwa der Hälfte der Jahresstunden so gut wie keine Energie liefern.  Für diese Zeiten werden die regelbaren Kraftwerke alle benötigt.  In Deutschland hat sich so der Kraftwerkspark seit 2006 bis heute in etwa auf 200 Gigawatt verdoppelt, wovon etwa die Hälfte auf Wind-, Solar-, Wasser- und Biomassekraftwerke entfällt.  (Ein Gigawatt entspricht in etwa der Leistung eines Kernkraftwerks.) Wenn aber das Angebot einer Ware steigt bei konstanter Nachfrage, wird in einem Markt der Preis für diese Ware sinken.

So weit zu den Ursachen für den Preisrückgang, aber was sind die Folgen?  Zunächst einmal steigen paradoxerweise die Kosten für EEG-Strom.  Die EEG-Umlage, also das, was wir als Kunden für den "erneuerbar" erzeugten Strom bezahlen, berechnet sich ja anhand der Differenz der gesetzlich festgelegten Einspeisevergütung und dem aktuellen Marktwert einer Megawattstunde.  Da aber die deutschen Wind- und Solarkraftwerke in der Regel alle gleichzeitig Strom liefern oder keinen liefern, fallen sonnige und windige Zeiten immer häufiger mit niedrigen Börsenstrompreisen zusammen, und die EEG-Umlage für Altanlagen steigt mit jedem neu gebauten Wind- und Solarpark.  Manchmal gibt es sogar "negative Preise" an der Börse, aber dies ist eigentlich ein schönfärberischer Begriff für "Entsorgungskosten für überschüssigen Strom".

Es gibt noch eine weitere unmittelbare Folge, die weniger klar ersichtlich ist.  Neu gebaute Kraftwerke benötigen für einen wirtschaftlichen Betrieb Stromverkaufspreise zwischen 50 und 80 Euro je Megawattstunde.  Dies geht aus einer aktuellen Studie von Bloomberg New Energy Finance hervor ("Levelised Cost of Energy"), deckt sich aber auch mit meinen eigenen Erfahrungen als ehemaliger Kraftwerksfinanzierer bei einem großen deutschen Finanzdienstleister.  Börsenstrompreise in der Gegend von 30 EUR/MWh führen daher zum einen dazu, dass existierende Kohle- und Gaskraftwerke "auf Verschleiß" gefahren werden. Auch wenn sie bereits weitgehend abgeschrieben sind, fehlen wegen der niedrigen Zahl von Einsatzstunden und der niedrigen Verkaufspreise für Strom die Deckungsbeiträge, um die Kraftwerke in ausreichendem Umfang warten und erhalten zu können.  Die Qualität der Kraftwerke verschlechtert sich daher über die Zeit.

Zum anderen werden heute kaum noch Investitionsentscheidungen zugunsten neuer regelbarer Kraftwerke getroffen.  Dies wäre auch wirtschaftlich nicht zu vertreten, da an den Börsen die Erwartung gleichbleibender Strompreise vorherrscht.  So zeigen die Marktteilnehmer an der Strombörse EEX, dass sie bis ins Jahr 2023 mit Preisen für Grundlaststrom von ca. 30 EUR/MWh rechnen.  Dies ist viel zu niedrig, um jedweden Kraftwerksneubau zu rechtfertigen.  Der bestehende Kraftwerkspark an regelbaren Kapazitäten wird also nicht mehr erneuert. Dies ist eine nicht nachhaltig aufrechtzuerhaltende Konstellation im Strommarkt, da die regelbaren Kraftwerkskapazitäten auch in Zukunft benötigt werden, um die Zeiten mit schwachem Wind und geringer solarer Einstrahlung zu überbrücken.  (Dass wir den Strom nicht in ausreichendem Maße speichern können, haben wir an dieser Stelle ja schon mehrfach vorgerechnet.)  Auch erlaubt es die Bundesnetzagentur als zuständige Regulierungsbehörde für den Strommarkt aus den genannten Gründen kaum, dass regelbare Kraftwerke vom Netz genommen werden.

Wenn sich die Qualität der regelbaren Kraftwerke mit der Zeit mehr und mehr verschlechtert, was ist dann aber die Folge?  Derzeit gibt es aus der Riege der großen Kraftwerksbetreiber wiederholt den Ruf nach Kapazitätsmärkten, also nach festen wiederkehrenden Zahlungen zum Erhalt der Wirtschaftlichkeit von regelbaren Kraftwerkskapazitäten.  Der Hauptkritikpunkt hierbei ist, dass bei weiterem Ausbau von Solar- und Windkapazitäten die Wirtschaftlichkeit regelbarer Kraftwerkskapazitäten so stark leidet, dass alle diese Kapazitäten durch feste Zahlungen unterstützt werden müssten.  Dies würde allerdings im klaren Gegensatz zur EU-Strommarktliberalisierung stehen, die seit 1996 in Europa eingeführt wurde.  Um die Situation zu bereinigen, müsste die EU also entweder die Strommarktliberalisierung rückgängig machen und die gesamte Stromwirtschaft wieder planwirtschaftlich organisieren.  Die andere Alternative, die Förderung von wetterabhängigen Stromproduktionskapazitäten aufzugeben, ist derzeit gleichfalls nicht in Sicht.

Die Unterfinanzierung im Stromsektor lässt sich meiner Meinung nach nur durch zwei Szenarien auflösen.  Im Szenario 1 scheiden nach und nach regelbare Kraftwerkskapazitäten aus dem Markt, bis eine Situation erreicht wird, in der die Strompreise an den Börsen in einzelnen Stunden exorbitant hohe Werte erreichen.  Diese Zeiten sind dann typischerweise "Dunkelflauten", also Stunden, in denen die Sonne nicht oder nicht stark scheint und gleichzeitig wenig bis kein Wind weht.  Im Szenario 1 könnte es nach und nach wirtschaftlich attraktiv werden, schnell regelbare Kraftwerkskapazitäten, beispielsweise spezielle Gaskraftwerke, zu entwickeln und zu konstruieren.  Der Markt würde sich in einem solchen Szenario in einem höheren Durchschnittspreis als heute einpendeln, allerdings mit starken Preisschwankungen.  In Zeiten von guter Solar- und Windstromproduktion wäre der Börsenpreis nahe Null, in Zeiten von Dunkelflauten sehr hoch.  Da etwa die Hälfte der Jahresstunden durch geringe Wind- und Solarstromproduktion, in der die Produktion niedriger als 10% der installierten Leistung ist, geprägt sind, könnte Szenario 1 die Überkapazitäten im Markt nach und nach bereinigen.  Allerdings dauert es etliche Jahre, bis die Investition für ein Kraftwerk gefallen und dieses bestellt, errichtet und ans Netz angeschlossen ist.  Dies könnte bedeuten, dass in einer Übergangszeit Strompreise in einzelnen Stunden immer wieder extrem hoch werden oder wir müssten uns wohl auch auf zeitweise Stromabschaltungen einstellen.

Szenario 2 berücksichtigt, dass das Ausscheiden von regelbaren Kraftwerkskapazitäten bei gleichzeitig weiter anhaltendem Ausbau von wetterabhängigen Kraftwerkskapazitäten zu verringerter Netzstabilität führt.  Dies würde früher oder später unweigerlich zur Folge haben, dass eine kleine technische Störung, die bislang von den Netzbetreibern aufgefangen werden konnte, das Potential hat, einen großflächigen und langanhaltenden Stromausfall auszulösen, beispielsweise in einer extremen Wetterlage.  Dazu sollte man berücksichtigen, dass die volkswirtschaftlichen Kosten eines flächendeckenden Stromausfalls exponentiell mit dessen Dauer ansteigen, da fast alle wirtschaftlichen Prozesse von einem funktionierenden Stromnetz abhängen.  Bei längerem Stromausfall könnten gar die Prozessketten zur Nahrungsmittelproduktion zusammenbrechen.  Wenn Kühlketten durch Stromausfall unterbrochen werden, muss die gelagerte Nahrung vernichtet werden.  Es kann aber noch schlimmer kommen: Werden Milchkühe nicht regelmäßig gefüttert und gemolken, was ja heutzutage durch elektrisch angetriebene Maschinen bewerkstelligt wird, verenden sie; der Aufbau einer neuen Kuhherde dauert Jahre und in der Zwischenzeit kann keine Milch produziert werden. 

Welches der Szenarien eintreten wird und wann, ist schwer vorherzusehen.  In beiden Szenarien steigen die volkswirtschaftlichen Kosten mittelfristig an, in Szenario 1 allmählich, in Szenario 2 abrupt.  Ob der Weg der Verstaatlichung des Stromsektors oder derjenige der Einschränkung der wetterabhängigen Produktionskapazitäten eingegangen wird, um die Unterfinanzierung des Stromsektors aufzulösen, ist gleichfalls unklar.  Da es aber gerade die wetterabhängigen Stromerzeugungskapazitäten sind, die die Ursache von Netzinstabilitäten und steigenden Kosten für Endverbraucher sind, halte ich den Weg einer Reduzierung der Wind- und Solarkapazitäten für wahrscheinlicher.

Ein weiteres Argument spricht für Szenario 2.  Die Geschichte lehrt, dass viele gesellschaftliche Entwicklungen im Allgemeinen und energiepolitische Entwicklungen im Besonderen nicht kontinuierlich vonstatten gingen, sondern in größeren Sprüngen.  Ob das im Energiesektor dieses Jahr oder erst in zehn Jahren so weit ist, kann niemand vorhersehen.  Es hängt von dem einen Zufall ab, wegen dessen eine Störung trotz aller Anstrengungen der Netzbetreiber technisch nicht mehr beherrschbar ist.  Es könnten interessante Zeiten bevorstehen.

09. Januar 2017

Dr. Björn Peters

Dr. Björn Peters ist Gründer der
Unternehmens- und Politikberatung
"peters – Continental Commodity Consulting"

Dr. Björn Peters ist Analyst und beschäftigt sich
seit vielen Jahren mit dem Thema "Energiewende"
unter wissenschaftlichen als auch wirtschaftlichen Gesichtspunkten