Grundkurs Energie: Kapazitätsmarkt vs. Energy Only

Wenn Sie in der Energiewirtschaft arbeiten, können Sie für heute die Seite wieder schließen: Unter “Grundkurs Energie” werde ich in lockerer Reihe auf Fragen eingehen, die zum größten Teil von meinen Studenten an der Uni Bielefeld stammen, wo ich als Lehrbeauftragte Jurastudenten im Wahlschwerpunkt Umweltrecht eine “Einführung in das Energierecht” vermittele. Es geht also um Basics.

Wer anfängt, sich mit Energie zu beschäftigen, stößt schnell auf Debatten und Begriffe, die in der Tagespresse nur am Rande oder gar nicht vorkommen, die Branche aber stark beschäftigen. Zu diesen Themen gehört auch die künftige Ausrichtung des Strommarkts. “Kapazitätsmarkt oder Energy only” lautet das Schlagwort. Was verbirgt sich also dahinter?

Die Ausgangslage ist eigentlich erfreulich. Der Anteil an Strom aus Erneuerbaren Energien steigt. Das ist eine gute Nachricht fürs Klima. Doch der Ausbau hat eine nicht ebenso erfreuliche Nebenwirkung: Die Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Quellen schwankt stark, weil Sonne und Wind sich eben nicht genauso gut an- und abschalten lassen wie beispielsweise die Gaszufuhr in einem Kraftwerk. Nun ist Strom aber nur sehr bedingt und zudem nur zu erheblichen Kosten speicherbar. Es müssen also ausreichend gut steuerbare, damit regelmäßig fossil betriebene Kraftwerke her, die kurzfristig dann einspringen, wenn die momentane Nachfrage das Angebot an Erneuerbaren übersteigt. Doch da für Erneuerbaren Strom ein gesetzlicher Einspeisevorrang gilt, er also immer zuerst vom Netzbetreiber abgenommen werden muss, kommen die Reservekraftwerke nur selten zum Zug.

Nun kostet ein Kraftwerk auch dann Geld, wenn es steht. Die Investitionskosten müssen ebenso wie Personalkosten getragen werden. Es wird gewartet, es muss modernisiert werden. Alle diese Kosten muss das Kraftwerk also auch wieder erwirtschaften. Wird es aber nur für extrem geringe Mengen aufgerufen, werden diese Reservestrommengen nach den Gesetzen von Angebot und Nachfrage absurd teuer.

Solange diese Kraftwerke überhaupt – und sei es in einer einzigen Stunde pro Jahr – ihre Kosten und eine gewisse Marge erwirtschaften, funktioniert der Markt grundsätzlich, auch wenn die Preisspreizung naturgemäß grotesk anmutet. Aber der Betreiber der Anlage verdient Geld, bleibt also am Netz, und die Versorgung mit Strom ist damit stets gewährleistet. Da dieses Marktmodell nur Strom vergütet, nennt man es “Energy only”.

Doch für den Betreiber dieser selten aufgerufenen Kraftwerke ist das Risiko faktisch groß, gar nicht aufgerufen zu werden. Außerdem werden die Erneuerbaren Energien weiter ausgebaut, er wird also immer seltener gebraucht. Doch auch ein Kraftwerksbetreiber lebt nicht von Luft und Liebe. Er könnte also den Kraftwerksbetrieb einstellen (müssen), was die Versorgungssicherheit wiederum verschlechtern würde. Deswegen geistert seit einigen Jahren die Idee durch den Raum, die Vorhaltekosten für diese Kraftwerke nicht über die – geringen – Strommengen abzugelten. Sondern einen Markt für die eigentliche Leistung dieser Kraftwerke zu vergüten, nämlich die Bereitstellung einer gewissen Kapazität. Die Kraftwerke verkaufen dann also nicht mehr Strom, sondern – wenn man so will – die Sicherheit, dass Strom immer fließt.

Derzeit existiert ein solcher Markt nicht. Der Gesetzgeber hat sich 2016 mit dem Strommarktgesetz statt dessen für andere Möglichkeiten entschieden, ausreichend Reserven sicherzustellen: Die Netzreserve nach § 13d EnWG, die das Nord-Süd-Gefälle im Winter ausgleichen soll. Diese besteht teilweise aus Kraftwerken, die die Betreiber stilllegen wollen, denen dies wegen ihrer Systemrelevanz aber nicht gestattet ist, § 13b EnWG. Die (jüngst von der Kommission genehmigte) Kapazitätsreserve nach § 13e EnWG, in die nach Ausschreibung Kraftwerke überführt werden sollen, die aus dem Strommarkt ausscheiden und den Übertragungsnetzbetreibern vor ihrer endgültigen Stilllegung als Rückfalloption für Stromflauten dienen. Die Braunkohlereserve nach § 13g EnWG, die ebenfalls auf eine endgültige Stilllegung der teilnehmenden Kraftwerke abzielt. Doch obwohl die Zielrichtung dieser Maßnahmen auf vergleichbare Effekte wie der Kapazitätsmarkt abzielt, fehlt ihnen mindestens das Vermarktungselement auf der Basis von sich frei bildenden Preisen. Kapazitätsmärkten im engeren Sinne erteilte der Gesetzgeber damit eine deutliche Absage.

Daran soll sich im Prinzip im künftigen Strommarktdesign bis 2030 nichts ändern. Im sogenannten Winterpaket, dessen ersten Entwurf die Europäische Kommission im November 2016 vorstellte, kommen Kapazitätsmärkte nur in absoluten Ausnahmefällen und mit Auflagen vor. So sollen die Kapazitätsmärkte gerade nicht dazu dienen, fossile Kraftwerke am Leben zu erhalten, indem ab 2025 nur solche Kraftwerke teilnehmen sollen, die pro kWh Strom nicht mehr als 550 g CO2 emittieren. Zum Vergleich: Ein braunkohlebetriebenes Kraftwerk im Kondensationsbetrieb (d. h. ohne Wärmeauskopplung) emittiert mindestens 950 g CO2/kWh. Die Ausgestaltung dieser Regelungen ist aber noch ausgesprochen umstritten. Erst Ende des Jahres sollen die für den künftigen europäischen Strommarkt über viele Jahre prägenden Regelungen stehen.

Sie haben auch eine Frage nach Grundlagen des Energierechts, auf die ich in dieser Reihe eingehen könnte? Dann schreiben Sie mir. 

2018-04-10T09:53:20+02:0010. April 2018|Allgemein, Erneuerbare Energien, Grundkurs Energie, Strom|

Frankfurt oder Luxemburg: Zulässigkeitsfragen rund um die BesAR

Es gibt Unternehmen, die so viel Strom brauchen, dass sie ohne einen Rabatt morgen die Tore zusperren könnten. Für diese besonders energieintensiven Prozesse hatte der deutsche Gesetzgeber schon vor Jahren deswegen eine Sonderregelung in Hinblick auf die EEG-Umlage vorgesehen, die besondere Ausgleichsregelung (BesAR) nach den §§ 40, 41 des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes 2012 (EEG 2012). Sie zahlten (und zahlen, heute in den §§ 63ff. EEG 2017) also weniger als andere Letztverbraucher, wenn das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) nach Prüfung der Voraussetzungen einen entsprechenden Begrenzungsbescheid erließ.

Diese Sonderregelung im EEG stieß der Europäischen Kommission 2013 übel auf. Sie hielt sie für eine Beihilfe, und nationale Beihilfen sind gemeinschaftsrechtlich unzulässig, es sei denn, sie entsprechen europäischem Gemeinschaftsrecht und werden von der Europäischen Kommission nach entsprechender Prüfung genehmigt. Eine solche Prüfung und Genehmigung hatte es im Falle der Privilegierung bei der EEG-Umlage aber nie gegeben. Denn man nahm damals allgemein an, dass die Befreiung keine Umlage sein konnte, weil schließlich nicht der Staat den energieintensiven Unternehmen Vorteile zukommen ließ.

Die Kommission sah das anders. Sie erließ deswegen am 25.11.2014 den Beschluss 2015/1585, der diese Ausnahmeregelung für eine – allerdings zum größten Teil zulässige – Beihilfe erklärte. Die Bundesrepublik (die zunächst erfolglos klagte, ein Rechtsmittel ist anhängig) musste deswegen die Regelung überarbeiten und die Begrenzungsbescheide teilweise zurücknehmen. Die betroffenen Unternehmen mussten daraufhin erhebliche Summen, wenn auch nicht so viel wie ursprünglich befürchtet, nachzahlen.

Abseits der Frage, wie die Rechtmäßigkeit der damaligen deutschen EEG-Härtefallregelung bzw. des Kommissionsbeschlusses 2015/1585 zu beurteilen ist, warf die damalige Situation eine prozessual heikle Frage auf: Wie sollten Unternehmen vorgehen, die sich gegen die unverhoffte Änderung der Lage wehren wollten?

Zum einen waren Begrenzungsbescheide in der Welt, die ohne Anfechtung beim BAFA nach einem Monat in sog. Bestandskraft erwachsen, also auch dann befolgt werden müssen, wenn sie sich nachträglich als rechtswidrig erweisen. Diese mussten also mit Widerspruch angefochten werden.

Zum anderen existierte mit dem erwähnten Beschluss 2015/1585 der Kommission ein Rechtsakt, der seinerseits angefochten werden konnte, nämlich mit einer sogenannten Nichtigkeitsklage am Europäischen Gericht. Nichtigkeitsklagen von nicht privilegierten Klägern, wie hier einem Unternehmen, setzen allerdings nach Art. 263 Abs. 4 AEUV einen Rechtsakt voraus, der dies unmittelbar und ohne Duchführungsmaßnahme betrifft. Eines Durchführungsaktes – nämlich der Teilrücknahme durch das BAFA – bedurfte es hier durchaus. Allerdings existiert eine gefestigte Rechtsprechung des Europäischen Gerichtshofs (EuGH), nach der die Nichtigkeitsklage in Fällen, in denen der Durchführungsrechtsakt nur noch eine Formsache ist, bereits zulässig ist.

Europäisches Gericht (EuG) oder Verwaltungsgericht (VG) Frankfurt aM? Die Georgsmarienhütte GmBH u. a. entschieden sich für eine Klage vorm VG und ging nicht zum EuG. Das VG Frankfurt aM legte die Frage nach der Wirksamkeit des Kommissionsbeschlusses 2015/1585 dem EuGH vor. In diesem Verfahren hat nun am 27.02.2018 der Generalanwalt seinen Schlussantrag gehalten. Er hält die Klage für unzulässig. Die Unternehmen hätten – so der Generalanwalt – direkt Nichtigkeitsklage einlegen müssen. Dabei beruft er sich auf eine Rechtsprechung “Textilwerke Deggendorf”, nach der derjenige, der keine Nichtigkeitsklage gegen einen Rechtsakt der EU eingelegt hat, sich nicht später vor den nationalen Gerichten auf die Gemeinschaftsrechtswidrigkeit berufen und die Vorlage beim EuGH verlangen kann.

Nun ist noch offen, ob der EuGH hier – wie meistens – dem Generalanwalt folgt. Doch viele Praktiker werden (spätestens) aus diesem Schlussplädoyer die Schlussfolgerung ableiten, dass in der Auseinandersetzung um EU-Rechtsakte im Zweifel immer auch die Nichtigkeitsklage auf die Gefahr der Unzulässigkeit mangels Klagebefugnis eingelegt werden sollte. Zur Vermeidung des Eintritts der Bestandskraft muss parallel aber auch das Widerspruchsverfahren in Deutschland betrieben werden. Ein zeitlich gestuftes und damit aufwandssparendes Vorgehen verbietet sich wegen der sowohl in Hinblick auf das Widerspruchsverfahren, als auch für die Nichtigkeitsklage geltenden Fristen von einem bzw. zwei Monaten ab Erlass des jeweils anzufechtenden Rechtsakts.

2018-02-28T17:59:55+01:0028. Februar 2018|Erneuerbare Energien, Industrie, Strom|

Grundkurs Energie: EEG und Strompreis

Wenn Sie in der Energiewirtschaft arbeiten, können Sie für heute die Seite wieder schließen: Unter “Grundkurs Energie” werde ich in lockerer Reihe auf Fragen eingehen, die zum größten Teil von meinen Studenten an der Uni Bielefeld stammen, wo ich als Lehrbeauftragte Jurastudenten im Wahlschwerpunkt Umweltrecht eine “Einführung in das Energierecht” vermittele. Es geht also um Basics.  

Strom wäre zu teuer, behaupten nicht nur Kommentatoren im Internet und machen den Ausbau der Erneuerbaren Energien für den hohen Strompreis verantwortlich. Selbst manche Politiker setzen sich vor diesem Hintergrund dafür ein, das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ersatzlos abzuschaffen. Auch meine Bielefelder Studenten waren mehrheitlich der Ansicht, dass es das EEG sein müsste, das den Strom verteuert.

Damit verbunden ist oft die Vorstellung, der Stromverbraucher würde nach einer Abschaffung des EEG die Umlage in Höhe von derzeit 6,792 Cent/kWh Strom, die der Verbraucher auf seiner Stromrechnung findet, einfach nicht mehr zahlen müssen, während ansonsten alles beim Alten bliebe. Bei einem Jahresverbrauch von ungefähr 4.000 kWh für eine vierköpfige Familie kämen bei einem ersatzlosen Wegfall der EEG-Umlage so schnell dreistellige Beträge zusammen. Doch die Realität sieht anders aus.

Tatsächlich bildet sich der Strompreis anhand der sogenannten Merit-Order-Kurve. Unter diesem Begriff versteckt sich ein deutlich komplizierteres Preismodell als bei anderen Waren, die mit den Besonderheiten des Produkts Strom und seiner Erzeugung zu tun haben. Während es bei anderen Produkten auf regionalen Märkten eine Vielzahl von Anbietern und Abnehmern für meist ganz unterschiedliche Produkte gibt, läuft die Preisbildung für Strom über die Börse. Es bildet sich damit ein einheitlicher Preis.

Dieser Preis entsteht dadurch, dass die zu jedem Zeitpunkt bestehende Nachfrage durch Strom aus Kraftwerken gedeckt wird, die zu unterschiedlich hohen Kosten produzieren. Das liegt zum einen an unterschiedlich hohen Brennstoffkosten. Zum anderen sind abgeschriebene Kraftwerke günstiger als neue, deren Betreiber noch Finanzierungskosten tragen. Es ist deswegen ökonomisch nur logisch, dass die Nachfrage nach Strom zunächst durch das Kraftwerk gedeckt wird, das am günstigsten produziert.

Nach und nach werden so immer weitere Kraftwerke angefahren, bis die Nachfrage nach Strom gedeckt ist. Natürlich wird dabei immer auf das jeweils nächstgünstige Kraftwerk zurückgegriffen. Wegen der unterschiedlichen Kostenstrukturen fahren so erst Kernkraftwerke an, dann Kraftwerke, die Braunkohle verstromen, dann Steinkohelkraftwerke, sodann kommt Erdgas zum Einsatz. Das Schlusslicht bildet Heizöl. Irgendwann ist die Nachfrage gedeckt. Das zuletzt aufgerufene Kraftwerk setzt dann den einheitlichen Preis. 

Doch was hat dies nun mit dem EEG zu tun? Tatsächlich verändert der EEG-Strom die Merit-Order-Kurve. Denn für Strom aus Erneuerbaren Energien gilt der sogenannte Einspeisevorrang nach § 11 Abs. 1 EEG 2017. Dieser Strom muss also grundsätzlich immer erst abgenommen werden. Er steht damit außerhalb des für Strom ansonsten geltenden Preisbildungsmodells. Mit anderen Worten: Bevor das günstigste Kraftwerk angefahren wird, ist der EEG-Strom schon da. Die Merit-Order-Kurve bleibt also gleich, verschiebt sich aber deutlich nach rechts, da die Nachfrage nach Strom durch die Menge an Erneuerbaren Energien schließlich nicht verändert wird. Es ist nunmehr nur ein anderes, günstigeres Kraftwerk preisbildend. Mit andere Worten: Die letzte gekaufte kWh stammt nun aus einem Kraftwerk, das ohne das EEG keineswegs das letzte, aufgerufene Kraftwerk wäre. Der Großhandelspreis für Strom wird also durch das EEG günstiger. Viel EEG-Strom im Netz – etwa bei Wind und Sonnenschein – führt also erst einmal zu einer Senkung des Strompreises.

Doch natürlich wird auch EEG-Strom vergütet. Hier gilt teilweise eine Festvergütung durch den abnahmeverpflichteten Netzbetreiber, teilweise wird der Strom direktvermarktet und über Marktprämien gefördert. Diese Kosten werden über die EEG-Umlage gedeckt. Diese trägt die Differenz zwischen dem Marktpreis und dem, was für EEG-Strom fließt. Daraus ergibt sich: Ist viel EEG-Strom im Netz, sinkt der Großhandelspreis. Dadurch steigt die Differenz zur EEG-Vergütung, die über die Umlage finanziert wird. Im Ergebnis sieht der Verbraucher einen geringen Preis für Strom auf seiner Rechnung und eine hohe EEG-Umlage. Was er nicht sieht: Strompreis und Umlage bedingen einander. Das aber bedeutet, dass bei Wegfall des EEG, Wegfall des Einspeisevorrangs und damit auch dem Wegfall der Umlagefinanzierung der Verbraucher eben nicht den Preis zahlen würde, der heute als eigentlicher Strompreis ohne Umlagen auf seiner Rechnung steht. Sondern mehr. Über genaue Zahlen streiten die Gelehrten. Eine Untersuchung von Dillig/Jung/Karl aus 2016 bezogen auf die Jahre 2011 bis 2013 spricht ausgehend vom Jahr 2013 davon, dass einer EEG-Umlage von 20,4 Mrd. EUR börsliche Preissenkungen von 31,6 Mrd EUR gegenüber gestanden hätten.

Sie haben auch eine Frage nach Grundlagen des Energierechts, auf die ich in dieser Reihe eingehen könnte? Dann schreiben Sie mir. 

2018-02-19T07:00:29+01:0018. Februar 2018|Erneuerbare Energien, Grundkurs Energie, Strom|