Grundkurs Energie: Die EEG-Umlage und der Strompreis

Als „alter Hase“ in der Energie­wirt­schaft, können Sie für heute die Seite wieder schließen: Unter “Grundkurs Energie” gehen wir in lockerer Reihe auf Fragen ein, die zum größten Teil von Studenten an der Uni Bielefeld stammen, wo Frau Dr. Vollmer als Lehrbe­auf­tragte Jurastu­denten im Wahlschwer­punkt Umwelt­recht eine “Einführung in das Energie­recht” vermittele. Es geht also um Basics. 

Der Berliner Think Tank Agora geht davon aus, dass die EEG-Umlage für das nächste Jahr stabil bleibt. Derzeit beträgt sie 6,79 c/kWh. Bei einem üblichen Verbrauch von ca. 4.000 kWh im Jahr für einen Haushalt mit vier Personen macht die Förderung damit rund 271 EUR aus.

Doch wären – wie manche offenbar glauben – die Strom­kosten ohne das Erneu­erbare-Energien-Gesetz (EEG) wirklich geringer? Um das zu beurteilen, werfen wir zunächst einen Blick auf den Förder­me­cha­nismus des EEG.

Das EEG fördert auf zwei Wegen. Zum einen erhalten Anlagen­be­treiber eine direkte Vergütung über den Netzbe­treiber, der den Strom also zu gesetzlich festge­legten Tarifen kauft. In der Vergan­genheit war das der Normalfall. Diese für 20 Jahre garan­tierten Festver­gü­tungen deutlich oberhalb des Börsen­preises für Strom waren erfor­derlich, um erst einmal Anreize für den Bau und Betrieb von EEG-Anlagen zu setzen. Heute ist das nicht mehr im selben Maße der Fall. Deswegen sieht das Erneu­erbare-Energien-Gesetz (EEG) heute für die meisten neueren Anlagen vor, den erzeugten EE-Strom durch einen Zuschlag, sogenannten Markt­prämien, zu fördern. Die Garan­tie­ver­gü­tungen ebenso wie die Markt­prämien fließen aus dem sog. EEG-Konto. Dieses wird von allen Letzt­ver­brau­chern gefüllt, also Privaten wie gewerb­lichen Strom­ver­brau­chern, wobei die Industrie unter bestimmten Voraus­set­zungen weniger EEG-Umlage zahlt.

Diese Gelder würden nicht fließen, gäbe es das EEG nicht. Aber verteuert es wirklich den Strom um diese 271 EUR? Wer das annimmt, verkennt, dass das EEG gleich­zeitig den Strom­preis durch eine Verla­gerung senkt. Denn für Erneu­er­baren Strom gilt das sog. Einspei­se­pri­vileg. Die Netzbe­treiber müssen diesen Strom also zuerst abnehmen. Das wiederum heißt: Die Nachfrage nach Elektri­zität wird zu einem erheb­lichen Teil durch EE-Strom gedeckt.

Diese Nachfra­ge­ver­schiebung in die Erneu­er­baren Energien hinein führt zu einer Senkung des Börsen­preises für Strom. Denn dieser bildet sich anhand der sogenannten Merit-Order-Kurve. Dieser Begriff bezeichnet ein Preis­bil­dungs­modell für das einheit­liche Produkt Strom, der sich an der Börse bildet. Der Preis entsteht dadurch, dass die zu jedem Zeitpunkt bestehende Nachfrage durch Strom aus Kraft­werken gedeckt wird, die zu brenn­stoff- wie inves­ti­ti­ons­kos­ten­be­dingt unter­schiedlich hohen Kosten produ­zieren. Logisch, dass die Nachfrage nach Strom zunächst durch das Kraftwerk gedeckt wird, das am günstigsten produziert.

Nach und nach werden 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.

Hier kommt nun das EEG zum Tragen. Denn wegen des Einspei­se­vor­rangs nach § 11 Abs. 1 EEG 2017 ist der EE-Strom schon im Netz. Die Merit-Order-Kurve bleibt zwar gleich, verschiebt sich aber deutlich nach rechts, da die Nachfrage nach Strom durch die Menge an Erneu­er­baren Energien schließlich nicht verändert wird. Doch durch diese Verschiebung wird ein anderes Kraftwerk als günstigstes noch benötigtes Kraftwerk preis­bildend. Der Großhan­dels­preis für Strom wird also durch das EEG günstiger. Viel EEG-Strom im Netz – etwa bei Wind und Sonnen­schein – führt also nicht nur zu einer höheren EEG-Umlage. Gleich­zeitig sinkt der Börsen­preis für Strom. Im Ergebnis bedeutet das: Nein, die vierköpfige Familie würde keineswegs 271 EUR im Jahr sparen, gäbe es das EEG nicht. Der „normale“ Strom­preis wäre höher. Zwar ist damit sicherlich kein vollstän­diger Ausgleich verbunden. Doch langfristig erwarten viele, dass EE-Anlagen volks­wirt­schaftlich günstiger sind und wegen der Gefahren des Klima­wandels ohnehin an einem grund­le­genden Umbau der Energie­wirt­schaft kein Weg vorbei führt. Die Appelle der Branche richten sich daher auch nicht gegen einen grund­sätz­lichen Umbau zu einer dekar­bo­ni­sierten Energie­wirt­schaft, sondern eher auf Zeitpläne, Finan­zie­rungs­fragen und die gesell­schaft­liche Aufgabe, den betrof­fenen Regionen, Arbeit­nehmern und Unter­nehmen Perspek­tiven aufzu­zeigen. Dies soll die sog. Kohle­kom­mission leisten.

2018-08-08T09:10:35+02:008. August 2018|Erneuerbare Energien, Grundkurs Energie, Strom|

Grundkurs Energie: Worüber wir reden, wenn wir über Redis­patch reden

Haben Sie bestimmt auch in der Zeitung gelesen: Die Bundes­netz­agentur (BNetzA) hat gestern die Zahlen zu Redis­patch und Einspei­se­ma­nagement für 2017 vorgelegt. 1,4 Mrd. EUR wurden 2017 ausge­geben, um über diese Maßnahmen das Stromnetz zu entlasten, wovon rund 400 Mio. auf Redis­patch entfielen. Diese Gelder gehören zu den Netzkosten, weil sie dazu dienen, das Stromnetz zu stabi­li­sieren, und werden deswegen über die Netzent­gelte auf die Letzt­ver­braucher umgelegt. Insgesamt geht es um 18.455 GWh. Im Vorjahr 2016 reichten noch 11.475 GWh.

Aber was ist Redis­patch eigentlich? Und warum wird es immer teurer?

Das Stromnetz ist eine physi­ka­lische Struktur. Verein­facht handelt es sich um dicke Seile aus Kupfer, die im Boden vergraben werden oder ummantelt mit isolie­rendem Kunst­stoff an Masten hängen. Kupfer leitet Strom sehr gut. Man kann sich das so ein bisschen wie eine große Rutsche vorstellen: Am Kraftwerk springen lauter kleine Elektronen in das Kabel, also mitten zwischen die Kupfer­atome, und wenn das ganze Kupfer­kabel voller Elektronen ist, drängen sie an der anderen Seite wieder heraus. Da ist dann beispiels­weise dieser Computer angeschlossen, an dem ich sitze.

Wenn zu wenig Elektronen ins Netz drängeln, kommt hinten kein Strom. Dann bricht das Netz zusammen. Der Strom fällt aus. Das bedeutet, dass immer gleich viel Strom im Netz sein muss. Es muss also in jedem Moment von allen Erzeu­gungs­an­lagen genau so viel Strom in die Kabel gedrückt werden, wie auf der Verbrau­cher­seite entnommen wird. Nun ist das Netz aber ein Netz und nicht ein riesiger unter­ir­di­scher Kupfer­teich (auch wenn man bildlich oft vom „Stromsee“ spricht). Das Netz ist nicht überall gleich dick, es gibt unter­schied­liche Spannungs­ebenen und die Struktur ist für eine relativ ortsnahe Belie­ferung konzi­piert und Transport über lange Strecken ist deswegen nur für relativ geringe Mengen möglich. Plakativ gesagt: Die Kabel sind einfach nicht dick genug.

Nun sind Erzeu­gungs­an­lagen nicht gleich­mäßig verteilt. Im Norden drängt mehr Windkraft ins Netz. Im Süden stehen eher Kernkraft­werke oder Kohle­kraft­werke. Und auch die Verbraucher sind natürlich nicht immer dort, wo gerade viel erzeugt wird. Sofern gerade Strom fehlt, um die Netze aufrecht­zu­er­halten, beschaffen die Netzbe­treiber Reser­ve­strom, also Regel­en­ergie. Aber wenn es darum geht, dass der Strom gerade woanders einge­speist wird, als dort, wo man ihn braucht, greift das Redis­patch. Unter Redis­patch versteht man Maßnahmen, bei denen einem Kraftwerk aufge­geben wird, mehr zu produ­zieren, als sein Betreiber eigentlich vorhatte. Und dafür ein anderes Kraftwerk weniger erzeugt als – wie üblich – vom Betreiber am Vortag angemeldet.

Die Kraft­werke in Deutschland produ­zieren nämlich nicht alle gleich­zeitig und immer. Ihre Betreiber sind Unter­nehmen, sie erzeugen Strom nur dann, wenn es sich finan­ziell lohnt. Ob das der Fall ist, richtet sich nach den Strom­preisen. Sind die Erzeu­gungs­kosten eines Kraft­werks höher als der Strom­preis, wird es nicht angefahren. Davon ausge­nommen sind vor allem Erneu­erbare Energien: Sie genießen den sogenannten Einspei­se­vorrang und erhalten feste Preise bzw. werden direkt­ver­marktet und bekommen einen Zuschlag.

Aus diesem Mecha­nismus ergeben sich die angefal­lenen Kosten: Denn natürlich hatten die Kraft­werks­be­treiber gute, wirtschaft­liche Gründe, wieso ihre Kraft­werke laufen bzw. nicht laufen sollten. Wenn ein Kraftwerk eigentlich nicht wirtschaftlich produ­ziert hätte, kann man den Betreiber schlecht auf seinem Verlust sitzen lassen, wenn er gezwungen wird, die Anlage nun doch laufen zu lassen. Er erhält also eine Art Ausla­gen­ersatz. Leider umfasst dieser nur im Wesent­lichen Brenn­stoff­kosten, Anfahrt­kosten und die Glatt­stellung des Bilanz­kreises für den, der nicht laufen darf, aber weitere, wichtige Kosten­po­si­tionen sind nicht abgedeckt. Ein gutes Geschäft ist das für die Betrof­fenen damit nicht.

Dieser Mecha­nismus allein erklärt aber noch nicht, wieso diese Kosten in den letzten Jahren steigen. Generell vermutet man, dass die Verla­gerung und die stärker schwan­kenden Strom­mengen wegen des Ausbaus der Erneu­er­baren Energien im Norden hier die tragende Rolle spielen. Denn deswegen wächst die Entfernung von Erzeugung und Verbrauch, was wegen der unzurei­chenden Übertra­gungs­ka­pa­zi­täten, also der allzu dünnen Kabel, Eingriffe erfor­derlich macht. Außerdem verschwinden mit den Kernkraft­werken erheb­liche Erzeu­gungs­ka­pa­zi­täten aus dem Markt vor allem im Süden. Zumindest für 2017 ist die Antwort aber wohl deutlich diffe­ren­zierter. Offenbar sind im ersten Quartal 2017 in Frank­reich konven­tio­nelle Kraft­werke ausge­fallen, so dass viel deutscher Strom impor­tiert wurde. Gleich­zeitig gab es wenig Wind und Sonne. Wird im Norden wenig einge­speist, im Süden mehr entnommen, strapa­ziert das das Stromnetz erheblich. Zusammen mit den genannten Effekten führte das zu den Zuwächsen.

Wie man diese Kosten wieder reduziert? Die Übertra­gungs­netze müssten kräftig ausgebaut werden. Je dicker die Kupfer­kabel sind, um so mehr Elektronen können von Norden nach Süden reisen. Und damit sind Eingriffe wie Redis­patch künftig nicht mehr so oft nötig.

 

 

2018-06-19T21:49:45+02:0020. Juni 2018|Energiepolitik, Erneuerbare Energien, Grundkurs Energie, Strom|

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|