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|