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Die Energiefrage

 
 
     
 

Dr. BjÖrn Peters

Die Energiefrage - #41
Windige Zeiten in der Windkraftbranche

Mit dem Übergang von festen Einspeisevergütungen auf Marktpreise kommen neue Herausforderungen auf die Windkraftbranche zu. Wir rechnen vor, wie sich die Wirtschaftlichkeit von Windinvestments unter Marktbedingungen in Deutschland im Mittel darstellt und welche Folgerungen sich für das Marktgeschehen insgesamt abzeichnen.

Noch vor wenigen Jahren war es gängige Behauptung der Politik, dass sich Windstromproduktion in Deutschland ausgleiche.  Wenn an der Nordsee gerade Flaute herrsche, dann wehe im Süden der Wind und umgekehrt.  Tatsächlich ist die umgekehrte Situation wesentlich häufiger:  Über ganz Deutschland und Mitteleuropa weht Wind, wie am Sturmwochenende Ende Oktober, oder kein Lüftchen rührt sich über der ganzen Region.  Der Grund für diese hohe Gleichzeitigkeit im Windaufkommen liegt in der Meteorologie.  Der Normalfall sind stabile Hochdrucksysteme mit geringen Unterschieden im Luftdruck über tausend Kilometer.  Die Luftmassen setzen sich erst in Bewegung, wenn Tiefdruckgebiete im Anmarsch sind.  Dann frischt der Wind in ganz West- und Mitteleuropa auf, solange, bis sich eine erneute mehr oder weniger stabile Wetterlage gebildet hat.

Für die Produzenten von Windstrom heißt das, dass wenn sie produzieren können, dies auch für alle Wettbewerber weit und breit gilt.  Dies hat unmittelbare Auswirkungen auf den Börsenpreis für Strom.  Wenn sehr viele Windkraftanlagen Strom produzieren, dann wächst das Stromangebot auf dem Markt beträchtlich.  Wenn eine Ware im Überfluss vorhanden ist, dann sinkt ihr Preis am Markt.  Beim Strom kommt erschwerend hinzu, dass er nicht "auf Halde" produziert werden kann.  In jeder Sekunde muss genau so viel Strom produziert werden, wie die Kunden gerade abnehmen.  

All dies kann den Produzenten von Windstrom bislang gleichgültig sein, da sie ja eine feste Einspeisevergütung für jede innerhalb von 20 Jahren erzeugte Kilowattstunde an Windstrom erhielten.  Daran hat sich auch durch das EEG 2017 nichts geändert.  Statt eines gesetzlichen Einspeisetarifs wird seit diesem Jahr ja nur die Höhe der Einspeisevergütung über eine Auktion verhandelt, bleibt dann aber für den einzelnen Windkraftwerksbesitzer konstant.  Diese einseitige Bevorzugung von Windkraftwerksbesitzern gegenüber allen anderen Unternehmern im Land wird sich ändern.  Erstens laufen ab 2021 die ersten Windkraftwerke aus der festen Förderung heraus und werden dann entweder abgebaut, oder, sofern sie noch nicht zu reparaturanfällig sind, zu Marktbedingungen weiterbetrieben.  Zweitens sind sich alle wichtigen Parteien außer den ‚Grünen' darin einig, dass für künftigen Windkraftausbau kein "Welpenschutz" (Sigmar Gabriel) mehr notwendig ist.  Sofern das EEG nicht ganz abgeschafft wird, sollte es von der neuen Bundesregierung dahingehend reformiert werden, die Regeln zur Nutzung der Umgebungsenergien, zu der auch die Windkraft zählt, technologieoffen zu formulieren und die festen Förderungen auslaufen zu lassen.

Damit müssen sich Windkraftwerksbetreiber künftig den Entwicklungen am Markt stellen.  Sie müssen genau beobachten, in welchen Markt- und Windsituationen sich die Preise für ihren Windstrom wie entwickeln.  Rückblickend lässt sich dies von außen nur schwer für einzelne Windkraftanlagen, für den ganzen deutschen Markt aber leicht analysieren.  Die Netzbetreiber veröffentlichen stundenaufgelöst die Einspeisung von Strom nach Kraftwerksart, und diese Daten haben wir ausgewertet.

Der Strom aus Windkraft muss ja künftig am Markt verkauft werden.  Sofern sich keine anderen Abnehmer finden, ist der Erlös immer der Börsenwert von Strom, der einen Tag im Voraus auf Basis von Prognosen am Markt ermittelt wird.  Um nun die wirtschaftliche Situation eines Windkraftproduzenten zu ermitteln, muss über ein ganzes Jahr gerechnet werden, wie viel Strom der Windpark in jeder Stunde produziert und zu welchem Preis er verkauft werden kann.  Danach wird zusammengezählt, wieviel Gesamterlös der Produzent übers Jahr einnimmt.

Der durchschnittliche Marktwert des Stroms vom Windkraftbetreiber ist einfach der Gesamterlös dividiert durch die Menge des produzierten Stroms.  Wie eingangs motiviert, lag der durchschnittliche Marktwert von Windstrom in den vergangenen Jahren stets deutlich unter dem durchschnittlichen Börsenstrompreis an den Stundenmärkten, abhängig von der Menge an Wind- und Solarstrom, der zur Verfügung steht.  Dies zeigen wir in der folgenden Grafik, in der wir von Jahr zu Jahr den Preisabschlag von Windstrom gegenüber dem durchschnittlichen Börsenwert als Funktion der jährlichen Windeinspeisung in Deutschland darstellen.


Quelle: Peters Coll., entso-e, Rolf Schuster

Danach wuchs der Preisabschlag von Windstrom in den vergangenen Jahren stark an, von ca. 5 Prozent im Jahr 2010 auf ca. 15 Prozent in diesem Jahr.  Gleichzeitig wuchs die Gesamteinspeisung von Windstrom mit dem Ausbau der Windkraft an.  Es dürfte kein Zufall sein, dass in den guten Windjahren 2015 und 2017 der Preisabschlag von Windstrom besonders hoch war.  Werden auch in Zukunft in großem Stil Windkraftwerke gebaut, so steigt die Gesamteinspeisung an und damit die Häufigkeit von Stunden mit einem Überangebot an Strom.  Wer heute noch Windkraftwerke plant, muss also damit rechnen, dass sie dem Marktpreis für Strom ausgesetzt sind und dass die Vorhersage der mittleren Erlöse dadurch erschwert wird, dass diese davon abhängen, wieviel Windkraft insgesamt am Markt ist.  Das wirtschaftliche Risiko einer Investition in Windkraft steigt daher künftig an, und es wird spannend sein zu beobachten, ob findige Unternehmer Geschäftsmodelle entwickeln, um unter diesen Bedingungen noch zu investieren.

In diesem Zusammenhang ist ein Aspekt noch wichtig, der das Marktgeschehen am Strommarkt insgesamt anbetrifft.  Wenn es keine festen Einspeisevergütungen für Solar- und Windstrom mehr gibt, werden Betreiber von Wind- und Solaranlagen in den Zeiten mit negativen Börsenpreisen für Strom ihre Anlagen lieber herunterregeln als noch Geld zahlen zu müssen für die Abnahme ihres dann überflüssigen Stroms.  In den vergangenen fünf Jahren wurden 3-5 Prozent des insgesamt produzierten Windstroms zu Zeiten von negativen Börsenpreisen geliefert.  Diese Zeiten würden künftig wegfallen.  Es ist ja nicht so, dass irgendjemand freiwillig zu negativen Preisen Strom liefern würde.  Heutzutage können manche Kraftwerke nicht so schnell heruntergeregelt werden, wie der Wind auffrischt, werden aber nach einer Wind- oder Solar-Produktionsspitze wieder benötigt.  Negative Preise entstehen also ausschließlich wegen des Einspeisevorrangs für Wind- und Solarkraftwerke.  Diese können aber innerhalb von Minuten abgeschaltet werden und werden dies auch tun, wenn negative Börsenpreise drohen.  Insofern wäre ein Auslaufen des EEGs auch eine Maßnahme, die der Stabilität des Strommarkts insgesamt helfen würde.

Übrigens würde es bei weiterem Ausbau von Wind- und Solarenergie wesentlich häufiger zu einem Überangebot an Strom kommen als heute.  Nach unseren Szenariorechnungen auf Basis von langjährigen Wetterdatenreihen würden bei einem Ausbau von Windkraft auf 120 GW (heutiger Ausbaustand ist ca. 50 GW) etwa ein Viertel des Stroms aus Windenergie zu Zeiten mit Überangebot anfallen.  Diese würden dann in der Wirtschaftlichkeitsrechnung eines Windstromproduzenten jährlich fehlen und nur dreiviertel des Stroms produziert dann noch Erlöse.  Insofern sollten Geschäftspläne für Windkraftwerke, die auf Marktpreisen aufbauen, auch dann noch funktionieren, wenn ein Viertel vom prognostizierten Umsatz fehlt.

 

6. November 2017

Dr. Björn Peters

Peters beschäftigt sich seit vielen Jahren mit dem Energiesektor in Zeiten der Energiewende unter wissenschaftlichen, volks- und betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten. Er ist Inhaber der Unternehmens- und Politikberatung Peters Coll.