Beim Strompreis verstehen Verbraucher und Industrie keinen Spaß. Inzwischen ist der Durchschnittspreis für Börsenstrom im Vergleich zum Chaosjahr 2022 zwar wieder deutlich gesunken. Im Jahr 2023 lag er bei 9,5 Cent pro Kilowattstunde. Wer das gesamte Jahr über eine konstante Menge Strom bezog, bezahlte diesen Preis zuzüglich der Netzkosten, Steuern, Abgaben und Margen der Versorger. Doch der Preis ist immer noch mehr als dreimal so hoch wie im Coronajahr 2020 – da lag er bei drei Cent – und fast doppelt so teuer wie 2019; damals kostete eine Kilowattstunde im Durchschnitt 4,9 Cent.
Die Netzkosten werden aller Voraussicht nach deutlich steigen, Prognosen oder Szenarien dafür sind allerdings noch komplizierter als die Betrachtung des Börsenstrompreises. In diesem Artikel geht es nur darum, wie letzterer sich entwickeln wird. Denn auch darüber gibt es Streit. Als letztes Jahr über einen Industrie- oder Brückenstrompreis diskutiert wurde, ging es auch darum, wohin eine solche Brücke eigentlich führen kann.
Energiewende zur Kostensenkung?
Muss man wirklich nur schnell viele Solarkraftwerke, Windkraftanlagen und Batteriespeicher zubauen, damit Strom wieder billig wird? Im Jahr 2023 lagen die Stromgestehungskosten für neu gebaute Solarkraftwerke zwischen 5,5 und 7 Cent pro Kilowattstunde, soweit sich dies in den Ausschreibungsergebnissen widerspiegelte. Die Werte liegen zwar unter dem durchschnittlichen Börsenstrompreis, doch nur solange die Sonne scheint. Der Solarstrom lässt sich zwar speichern, doch dadurch wird er teurer. Allerdings kosten die Module inzwischen weniger und die Zinsen werden sinken. Doch es ist unklar, ob das reicht, damit Strom „wieder billig“ wird.
„Billig“ ist dabei natürlich kein genau definierter Begriff. „Zunächst muss man sich verständigen, ob man den Strompreis mit oder ohne Inflation betrachtet“, sagt Tobias Kurth, Prokurist beim Analyseunternehmen Energy Brainpool. Allein durch die Inflation, ohne weitere Steigerungen, liegt der Preis heute um 19 Prozent über dem im Sommer 2020.
Foto: Energy Brainpool
Je länger der betrachtete Zeitraum ist, umso größer ist dieser Unterschied zwischen dem nominalen Strompreis und den inflationsbereinigten Realwerten. In den Szenarien von Energy Brainpool zeigt sich schon im Jahr 2025 eine Differenz von rund einem Cent pro Kilowattstunde (siehe Grafik). Betrachtet man den gesamten Zeitraum bis zum Jahr 2050, wird der Abstand deutlich größer. Nach dem sogenannten Go-Hydrogen-Szenario von Energy Brainpool wird der Strom inklusive Inflation, also nominal, im Jahr 2040 mehr kosten als heute. Betrachtet man die Realwerte ohne eine durchschnittliche Inflation von zwei Prozent, wird er in diesem Szenario allerdings günstiger werden. 2036 liegt er real bei rund sechs Cent. Danach wird er diese Schwelle nicht mehr übersteigen.
Da von der Inflation alle Ausgaben und Einnahmen betroffen sind, ist es sinnvoll, für die eingangs gestellte Frage diese Realwerte zu betrachten. Der Strom wird real zwar nicht mehr so billig werden, wie er im Jahr 2020 war, aber der Preis kann mittelfristig über 30 Prozent unter den des Jahres 2023 fallen. Das ist die einfache Antwort. Für die komplizierte Antwort muss man weiter ausholen.
Drei Szenarien im Vergleich
Das Go-Hydrogen-Szenario, in dem die Stromkosten bis 2036 auf ungefähr sechs Cent pro Kilowattstunde zurückgehen, ist nur eine von drei Varianten, die Energy Brainpool betrachtet. „Das ist das fortschrittlichste Szenario, bei dem der Umstieg auf erneuerbare Energien, also erneuerbare Erzeugung, Elektrifizierung und Wasserstoffnutzung, besonders schnell erfolgt und wir so früher als in den anderen Szenarien die Netto-Emissionen auf null bringen“, sagt Kurth.
Beim „Central“-Szenario gehen die Experten davon aus, dass die erneuerbaren Energien und die anderen Größen sich so entwickeln wie von der Regierung geplant. Das „Tension“-Szenario bildet eine stark verzögerte Energiewende ab. Die Szenarien erstrecken sich über 30 europäische Länder, deren Strommärkte miteinander verbunden sind. „In Deutschland unterscheiden sich das Go-Hydrogen-Szenario und das Central-Szenario nur wenig“, sagt Kurth.
In vielen anderen europäischen Ländern geben die offiziellen Pläne aber ein geringeres Energiewende-Tempo vor, so dass sie näher beim Tension-Szenario liegen, der dritten betrachteten Möglichkeit. In diesem Szenario mit geringerem Erneuerbaren-Ausbau liegt der Strompreis im Jahr 2030 fast doppelt so hoch wie im Go-Hydrogen-Szenario.
Wie realistisch sind die Szenarien?
Energy Brainpool modelliert die Preise an der Strombörse so, wie diese heute nach dem Merit-Order-Prinzip als Energy-Only-Markt funktioniert. Da Wettbewerb herrscht, sinken die gebotenen Preise in der Regel in jedem Zeitfenster auf die Grenzkosten oder den Arbeitspreis der Erzeuger. Bei konventionellen Kraftwerken wird dieser bestimmt durch den Brennstoffpreis, den Wirkungsgrad und die Emissionskosten. Photovoltaik- und Windkraftanlagen bieten in der Regel mit null Cent pro Kilowattstunde.
In Deutschland wird der Strompreis derzeit sehr stark vom Gaspreis, dem CO2-Preis, dem Wetter und dem damit zusammenhängenden Verbrauch bestimmt. Der durchschnittliche Gaspreis lag 2023, wie der durchschnittliche Strompreis, wieder auf dem Niveau von 2021. In dem Jahr hatte der Gaspreis zwar schon auf fast 4,5 Cent pro Kilowattstunde angezogen, das aber noch vor dem Stopp der Gaslieferungen aus Russland. Im Interview mit pv magazine prognostizierte Sebastian Gulbis von Enervis bereits im Frühjahr 2022, als nach Beginn des Kriegs in der Ukraine der Preis für Gas in die Höhe schoss, dass dieser wieder auf die Vollkosten von LNG-Lieferungen pro Kilowattstunde zurückgehen werde, die bei 2,5 bis 3 Cent pro Kilowattstunde liegen.
Trotzdem wird das nicht direkt zu einer Entspannung beim Strompreis führen. In den Modellierungen von Energy Brainpool gehen die Kosten für Gas Anfang der 2030er-Jahre real sogar auf 1,8 Cent zurück. Der CO2-Preis wird in dem Szenario bis zum Jahr 2036, das hier weiter im Detail betrachtet wird, aber auf ungefähr 120 Euro pro Tonne steigen. Der „Clean Gas“-Preis liegt dann bei rund 4,5 bis 5 Cent pro Kilowattstunde. In den Jahren danach sinkt auch der Wasserstoffpreis auf dieses Niveau, so dass dann der Energieträgerwechsel von Gas zu Wasserstoff an Fahrt aufnehmen wird.
Obwohl also der Preis für das „Clean Gas“ damit auf dem heutigen Niveau verbleiben wird und sich die Jahreshöchstlast durch die Elektrifizierung des Verkehrs und der Heizungen sogar verdoppeln wird, sinkt der Strompreis kontinuierlich bis etwa 2036. Das liegt daran, dass im Go-Hydrogen-Szenario bis dahin etwa 300 Gigawatt an Photovoltaikleistung sowie 200 Gigawatt an Windkraftanlagen in Deutschland installiert sein werden und der Strom an 2700 der 8760 Stunden des Jahres nichts kosten wird. Die Erneuerbaren sind also wirklich die Billigmacher. Sie reichen aber nicht aus.
Batteriespeicher und andere Flexibilitäten
Im Go-Hydrogen-Szenario kostet der Strom zwar einerseits 2.700 Stunden im Jahr nichts. Er kostet andererseits aber zu fast einem Viertel der Stunden des Jahres mehr als zehn Cent pro Kilowattstunde. Der obere Preis wird gesetzt durch die Kosten von Strom aus Kraftwerken, die mit Erdgas oder Wasserstoff betrieben werden, und durch den Preis, zu dem die Betreiber von Batteriespeichern ihren Strom verkaufen. Von Letzteren sind im Szenario 96 Gigawatt installiert. Das entspricht dem aktuellen Netzentwicklungsplan und ist ungefähr zwölfmal so viel, wie bisher installiert ist.
Dabei ist nicht einfach nachzuvollziehen, wie die Betreiber der Batteriespeicher im Stromhandel zum Laden und Entladen bieten, da die Grenzkosten beim Entladen auch nahe null liegen. „Wir optimieren in einem iterativen Prozess den Einsatz der Batteriespeicher und anderer Flexibilitäten wie der Elektrolyseure“, sagt Energy-Brainpool-Experte Alex Schmitt. Das heißt, die Speicherbetreiber verhalten sich so, wie es für sie ökonomisch optimal ist. Ob sie das in der Realität tatsächlich so umsetzen können, ist allerdings eine andere Frage. Dafür werden dann intelligente Steuerungen benötigt.
Der Stromverbrauch wird bis 2036 um rund ein Drittel auf 800 bis 900 Terawattstunden im Jahr steigen. 200 bis 250 Terawattstunden davon werden flexible Verbraucher nachfragen, die sich teilweise nach dem jeweils vorhandenen Angebot von Energie richten können. Zu diesen flexiblen Verbrauchern zählen neben Batteriespeichern auch 16 Millionen Elektroautos, Wärmepumpen mit 97 Terawattstunden Verbrauch und Elektrolyseure mit 15 Gigawatt Leistung. Vermutlich wird es sogar noch mehr Flexibilitäten geben, da auch die Industrie ihre Prozesse fit für das Demand-Site-Management macht. Das ist hier nicht berücksichtigt, da der Umfang schwer einzuschätzen ist. Insgesamt senken die Flexibilitäten jedoch die Energiemenge, die Wasserstoff- oder Gaskraftwerke liefern müssen, und damit auch den Strompreis.
Was kann schiefgehen?
Wenn sich der Gaspreis nicht so entwickeln sollte wie angenommen, wird der Strom naturgemäß teurer sein als in dem vorgestellten Szenario, solange der Umstieg auf Wasserstoff nicht vollzogen ist.
Unabhängig davon haben die Tageszeitungen Die Welt im November und Handelsblatt im Januar eine Studie des Berliner Beratungsunternehmens Eventure zitiert mit der Schlussfolgerung, dass die Energiewende, so wie derzeit geplant, teurer werde als gedacht. „Wir haben die Residuallasten berechnet und wie diese gedeckt werden“, sagt Eventure-Partner und Geschäftsführer Florian Haslauer. Sein Team kommt auf einen Strompreis im Jahr 2040 von ungefähr zwölf Cent pro Kilowattstunde – real, also inflationsbereinigt. Das ist doppelt so viel wie im Go-Hydrogen-Szenario von Energy Brainpool, obwohl beide Modelle bei vielen anderen Parametern in einer ähnlichen Größenordnung liegen.
Was kostet Strom im Jahre 2030 für Verbraucher?
Prosumer-Macht: Auf dem Forum Solar Plus im November stellten die Moderatoren dem Eröffnungspanel die Frage, wie teuer der Strom im Jahr 2030 sein wird. Die Experten wollten sich nicht festlegen. Anders unser Gastautor Lars Waldmann von ew-con. Zum Artikel
„In unserem Szenario verwenden wir kein Erdgas, daher spielt auch der CO2-Preis keine Rolle, sondern nur Wasserstoff“, sagt Haslauer. Eventure rechnet hierfür im Jahr 2040 mit einem Preis von vier Euro pro Kilogramm, was zehn Cent pro Kilowattstunde entspricht. Das ist fast das Doppelte wie in den Szenarien von Energy Brainpool. „Ein Wasserstoffpreis von zwei Euro pro Kilogramm würde den Strompreis auch in unseren Berechnungen deutlich unter zehn Cent pro Kilowattstunde drücken“, so Haslauer.
Über die Preisannahmen für Wasserstoff wird in der Fachwelt viel diskutiert. Sie hängen auch davon ab, wie man Netzkosten und Handelsströme bewertet. Die Analysten von BloombergNEF sehen bereits aktuell in Deutschland Herstellungskosten zwischen 2,5 und fünf Euro pro Kilogramm (siehe pv magazine November 2023, Seite 102). Diese Kosten werden ab der zweiten Hälfte der 2030er-Jahre maßgeblich beeinflussen, wieviel Strom kosten wird.
Zubau ausreichend finanziert?
Ob die Flexibilitäten und die Erneuerbaren in dem benötigten Ausmaß zugebaut werden, hängt unter anderem von ihrer Amortisation am Strommarkt ab. Sollte diese nicht erwartbar sein, werden die Anlagen nur gebaut, wenn es eine zusätzliche Förderung gibt, wie es etwa mit den Ausschreibungszuschlägen oder mit der EEG-Vergütung heute noch der Fall ist. Sollte eine solche Förderung auch in Zukunft notwendig sein, sind die dadurch entstehenden zusätzlichen Kosten in den Preisen der Strommarkt-Szenarien nicht enthalten.
Es ist jedoch gut vorstellbar, dass solche zusätzlichen Kosten nicht anfallen. Energy Brainpool berechnet in den Modellen auch den sogenannten Capture-Preis. Er beschreibt, was eine aus einer Photovoltaik-Anlage verkaufte Kilowattstunde über das Jahr gemittelt erwirtschaftet. Im Jahr 2036 liegt er im Go-Hydrogen-Szenario bei ungefähr vier Cent pro Kilowattstunde. In den Jahren danach fällt er noch um maximal 20 Prozent.
Ist das erreichbar? Nimmt man an, dass man bei den stark gesunkenen Modulpreisen große Solarkraftwerke für 500 Euro pro Kilowatt bauen kann und die Zinsen wieder auf drei Prozent sinken, ist es durchaus möglich, einen solchen Capture-Preis zu erreichen. Somit gibt es gute Gründe anzunehmen, dass Börsenstrom wirklich wieder billiger wird und sich bei einem Preis von sechs Cent pro Kilowattstunde und darunter, bezogen auf das Preisniveau von 2022, einpendeln wird.
Der Artikel wurde zuerst in der Magazinausgabe pv magazine Februar 2024 veröffentlicht.
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KOSTENSENKUNG:
Wenn die EEG Vergütung hoch ist und der Börsenstrompreis tief, kostet es den Steuerzahlern Mrd.
USW….
Das MeritOrder hilt auch bald nicht weiter den Strompreis hoch zu halten, wenn der Zubau weiter voran geht. Siehe gestern 6 Stunden, lag der Strompreis bei 0cent
Richtig. EEG Strom kann nicht an der Börse verschenkt werden. Das wären zweistellige Milliardenbeträge die die Steuerzahler den energieintensiven Unternehmen in den Hintern schieben würden. Merit Order muss dahingegen geändert werden, dass der geforderte Strompreis der EEG Anlagen die Gestehungskosten abdeckt.
Effektive Lösungen für das Problem habe ich aus der Politik aber noch nicht gelesen. Von Rechts kommt nur der Vorschlag die EEG Förderung wieder auf die Endverbraucher umzulegen, weil es zu viel für die Staatskasse wird.
Die 0 Cent sind gut und da muss man auch nichts dran ändern, da sich dadurch automatisch neue Geschäftsfelder ergeben, nämlich Speicherkraftwerke, die um die günstigen Einkaufspreise konkurrieren und die den Strom bei Spitzenpreisen günstiger als die anderen verkaufen werden oder Wasserstoffproduzenten, die ihre Elektrolyse bei günstigen Strompreisen hochfahren. Wobei das in einem Wasserstoff-Gaskraftwerk sogar den Effekt hat den Gaspreis zu senken (wird so übrigens n Jänschwalde umgesetzt).
Ich bin außerdem zuversichtlich, dass lokale Energie-Gemeinschaften auch in Deutschland kommen werden.
@Psi: Man muss es etwas diffenzierter sehen, wer die EEG-Kosten übernehmen sollte. In den vergangenen Jahren waren da noch hohe Kosten dabei, die auf die hohen Installationszahlen und gleichzeitig aus heutiger Sicht sehr hohen Einspeisevergütungen zwischen 2009 und 2013 zurückzuführen waren. Diese außergewöhnliche Kostenbelastung wird uns noch bis zum Jahr 2033 nachhängen. Gerechtfertigt ist sie, weil sie es möglich machte, dass dank hoher Installationskosten die Stückpreise massiv gesunken sind. Bei diesem Anteil der EEG-Kosten ist es deshalb gerechtfertigt, dass er bis 2033 vom Staat übernommen wird, weil es sich um Markteinführungskosten handelt.
Ein anderer Anteil der EEG-Kosten resultiert daraus, dass der EEG-Strom an der Börse gehandelt werden muss. An der Börse bekommt der unflexible Anbietende aber nur die Grenzkosten. Davon kann eine Technik, die fast keine Grenzkosten hat nicht leben, weshalb es einen Mechanismus geben muss, der garantiert, dass die Differenz zu den Gesamtkosten ausgeglichen wird. Diese Kosten werden immer anfallen, und sind direkt korreliert mit dem Wunsch der Stromverbraucher, Strom zur Verfügung gestellt zu bekommen, und deshalb von ihnen zu zahlen.
Ein Teil der EEG-Kosten ist also beim Staat (resp. dem Steuerzahler) gut aufgehoben, ein anderer besser bei den Verbrauchern. Man könnte argumentieren, dass das doch bloß rechte und linke Tasche des gleichen Personenkreises seien. Aber so einfach ist es nicht, auch weil das Ausland an unserer Strombörse mitbietet. Auch wenn man über Kosten der Energiewende diskutiert, ist es gut, wenn man zwischen Markteinführungskosten (die ja auch noch für andere Techniken anfallen werden) und dauerhaften Belastungen unterscheidet. Im Augenblick stecken sie schwer unterscheidbar in einem Topf, und das kann in der einen wie der anderen Richtung politisch instrumentalisiert werden.
Psi schreibt.
Richtig. EEG Strom kann nicht an der Börse verschenkt werden. Das wären zweistellige Milliardenbeträge die die Steuerzahler den energieintensiven Unternehmen in den Hintern schieben würden.
@ Psi
So erlaubt es aber seit 2010 das Gesetz.
Siehe hier. unter Auswirkungen
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung
Bis 2009 hatten erneuerbare Energien sowohl einen Einspeisevorrang als auch einen Verbrauchsvorrang. Wurde viel regenerativer Strom ins Netz eingespeist, mussten konventionelle Kraftwerke abgeschaltet werden, damit der Strom aus erneuerbaren Energien in Deutschland verbraucht wurde. Mit der Reform wurde der Verbrauchsvorrang aufgehoben, was einen starken Anstieg der Kohlestromproduktion zur Folge hatte, da diese nun bei starker Einspeisung erneuerbarer Energien nicht mehr notwendigerweise gedrosselt werden musste. Der nun in großem Maße zusätzlich produzierte Strom konnte stattdessen in andere Staaten exportiert werden. Es wurde damit also die Nachfrage für Ökostrom in Deutschland massiv verringert, was ein deutliches Absinken der Börsenstrompreise zur Folge hatte und dadurch die EEG-Umlage verteuerte Zitat Ende.
Die EE müssen seit 2010 separat an der Börse, quasi als Überschuss verramscht werden. Bei negativen Börsenpreisen bekommt man sogar noch Geld dazu.
Wer davon profitiert haben verschiedene Untersuchungen ergeben.
Hier z.B https://www.ee-news.ch/de/article/27409
Zitat:…Billig an der Börse
Das steigende Angebot an erneuerbaren Energien – so beleuchtet die Studie – lässt die Preise am Spotmarkt der Strombörse sinken. Betreiber von konventionellen Kraftwerken, die ihren Strom schon lange vorher zu hohen Preisen verkauft haben und termingerecht liefern müssen, können ihren Gewinn aber noch steigern, indem sie den Strom nicht selbst erzeugen, sondern billig an der Börse kaufen. Ausgerechnet die schmutzigen Kraftwerke werden so zu Gewinnern der Energiewende. Zitat Ende.
Das Dreiste dabei ist, das bei sinkenden Börsenpreisen die Differenz zu den EEG Vergütungen größer wird, und dadurch wird auch auf der „Nebelkerze“ EEG Konto der Saldo zu den Vergütungen größer obwohl für diese nicht ein Cent mehr an Ausgaben anfällt. Der Staat der das EEG Konto unterhalten muss, bekommt dann eine Milliarden Deckungslücke zur Finanzierung des EEG präsentiert.
So geht bei uns Energiewende nach Art der „Altgedienten“
In dem Go-Hydrogen-Szenario gehen die Experten von Brainpool davon aus, dass der Strom an 2700 der 8760 Stunden des Jahres nichts kosten wird, weil der Strom aus Photovoltaik und Windkraft ja keine Grenzkosten hat und mit 0 Cent an der Strombörse angeboten wird. Dafür müssen Photovoltaik und Windkraft allerdings noch kräftig und schnell ausgebaut werden, weil bei diesem Szenario von 300 Gigawatt installierte Leistung Photovoltaik und 200 Gigawatt installierte Leistung Windkraft ausgegangen wird.
Also ernsthaft? Der Strom aus Photovoltaik und Windkraft ist also kostenlos in der Strompreiskalkulation der Experten von Brainpool. Ich frage mich, wer die Anlagen finanzieren soll, wenn der Strom den man an der Börse verkauft komplett kostenlos ist. Ich habe große Zweifel, wer bei dieser Kalkulation, noch weiter in Wind- und Photovoltaikanlagen investieren soll. Da sehe ich das Ausbauziel ernsthaft gefährdet.
Könnte es eventuell sein, dass die Angebotspreise für Wind- und Solarstrom an der Strombörse nicht die ganze Wahrheit sagen? Denn auch Photovoltaikanlagen und Windkraftanlagen kosten Geld . Die Betreiber wollen das Geld für ihre Investitionen und auch die Zinsen wieder zurück. Sogar die Grenzkosten sind nicht 0. Auch eine Photovoltaikanlage benötigt Wartung und gelegentlich einen neuen Wechselrichter oder sogar mal ein Modul. Dass ihr Strom an der Strombörse fortwährend mit 0 Cent angeboten wird, hat möglicherweise etwas mit der Einspeisevergütung zu tun, die die Photovoltaik-Anlagen und Windkraftanlagen unabhängig davon bekommen, wie hoch der Strompreis an der Börse liegt. Zumindest die alten Anlagen und kleine Anlagen bekommen ihre EEG-Vergütung auch bei negativen Strompreisen. Ob neue große Anlagen zukünftig noch zu 0 Cent anbieten, die sie dann tatsächlich bekommen, wenn der Strompreis mehr als 3 Stunden auf 0 Cent liegt oder darunter, da darf man mal gespannt sein.
„Dabei ist nicht einfach nachzuvollziehen, wie die Betreiber der Batteriespeicher im Stromhandel zum Laden und Entladen bieten, da die Grenzkosten beim Entladen auch nahe null liegen.“
Daran sieht man, dass das Merit-Order-System, das wir zur Zeit haben, mit dem Betrieb der Speicher überfordert ist, bzw. nicht die richtigen Preissignale sendet. Da der Preis nicht unter Null sinken wird (was heute noch möglich ist, wenn nicht-abregelbare Kraftwerke sogar dafür bezahlen müssen, dass ihnen jemand den Strom abnimmt), bekommt in einem System wie wir es heute haben der den Strom für Null, der am schnellsten „hier“ schreit, und nicht der, dem er am meisten wert ist.
Deshalb braucht man für die Zeiten der Speicherbeladung ein umgekehrtes Merit-Order-Prinzip, bei dem der Speicher den Strom zugeteilt bekommt, dem er am meisten wert ist. Die, denen er noch mehr wert wäre, müssen alle nur das zahlen, was der niedrigste noch zum Zuge kommende Bieter geboten hat.
Das jetzige Merit-Order-Prinzip ist deshalb gerechtfertigt, weil man davon ausgeht, dass weitgehend unflexiblen Verbrauchern sehr flexible Stromerzeuger gegenüberstehen. Wenn die Speicher beladen werden, ist es aber umgekehrt: Weitgehend unflexiblen Erzeugern stehen dann sehr flexible Verbraucher gegenüber. Deshalb muss dann das MOP auch zu gunsten der letzteren umgedreht werden.
Die Finanzierung der Speicherbetreiber muss unabhängig von der Börse erfolgen, weil dort immer nur zu Grenzkosten gehandelt wird. Davon kann kein Betreiber leben, schon gar nicht die, deren Hauptkostenfaktor die anfänglichen Investitionskosten sind, wie dies für PV, Wind und Akkus gilt.
Was man mit dieser hier präsentierten Studie bezweckt, ist mir nicht klar. Es wird kosten, was es halt kostet, und ich befürchte, es wird nur dann billiger als das fossil-nukleare System, wenn es gelingt, dem letzteren die externen Kosten über den CO2-Preis in Rechnung zu stellen.
Was sich dagegen mal lohnen würde, wäre die (schwierigere!) Modellierung, wie man den Börsenhandel in Zukunft organisieren sollte, damit die Stromverbraucher nicht mehr zahlen müssen als nötig. Also genau das, was in dieser Studie als „ist deutlich komplizierter“ (Netzkosten) bzw. „ist nicht einfach nachzuvollziehen“ (Bieterverhalten von Batteriespeicherbetreibern) etwas nonchalant abgetan wurde.
„Daran sieht man, dass das Merit-Order-System, das wir zur Zeit haben, mit dem Betrieb der Speicher überfordert ist, bzw. nicht die richtigen Preissignale sendet. Da der Preis nicht unter Null sinken wird (was heute noch möglich ist, wenn nicht-abregelbare Kraftwerke sogar dafür bezahlen müssen, dass ihnen jemand den Strom abnimmt), bekommt in einem System wie wir es heute haben der den Strom für Null, der am schnellsten „hier“ schreit, und nicht der, dem er am meisten wert ist.“
Ich habe eine andere Meinung, die Analyse von Herrn JCW geht davon aus das Angebot ist begrenzt und die Speicherbesitzer dürfen die Preise bestimmen oder sagen von wem kaufe ich zu welchen Preis ein.
Wir werden zu viel Strom haben, das Angebot wird hoch sein.
Das MeritOrder ist gut wie es jetzt ist, sonst hätten wir noch niedrige Strompreise und der Ausbau von EEG Alagen war 2023 hoch weil der Börsenstrompreis hoch war. Je tiefer der Strompreis um so weniger Gründe EEG Anlagen zu bauen oder auch ohne EEG grüne Energieproduktion aufzubauen.
Kann nichts schreibt.
Ich habe eine andere Meinung, die Analyse von Herrn JCW geht davon aus das Angebot ist begrenzt und die Speicherbesitzer dürfen die Preise bestimmen oder sagen von wem kaufe ich zu welchen Preis ein.
@ Kann nichts.
Sie kommen der Sache schon näher aber mal der Reihe nach, beginnend mit der Frage wann müssen wir den überhaupt speichern. Speichern müssen wir, wenn wir Strom zu viel haben. Und wenn wir Strom zu viel haben wird er von ganz alleine billiger. Dazu müssen aber die Erneuerbaren wieder „physisch“ in die Bilanzkreise der Versorger gewälzt werden, wie das bis 2010 Gesetz war, damit sie überhaupt den Strom billiger machen können. Dann passiert das Folgende.
Siehe dazu die folgende Merit Order Grafik
https://de.wikipedia.org/wiki/Merit-Order
Ganz links anstelle der gelben Kernenergie werden die Erneuerbaren verkauft, und ziehen von rechts die steile Preiskurve nach unten. Wenn dann die Nachfrage gedeckt ist und noch Strom übrig ist, regelt sich alles weitere von alleine. Viel kann es allerdings nicht sein der zum Speichern übrig ist. Beim Netzbetreiber 50 Hertz, wo man tagtäglich damit zu tun hat, spricht man von 2% Prognoseabweichungen.
Siehe hier.
https://www.tagesspiegel.de/wirtschaft/80-prozent-erneuerbare-sind-kein-problem-6619315.html
Zitat:…Energiewende „80 Prozent Erneuerbare sind kein Problem“
Es fängt bei den Prognosen an. Es gibt inzwischen gute Vorhersagen, wie viel Wind- oder Solarstrom voraussichtlich ins Netz eingespeist werden wird. Das weicht bei Wind nur noch um etwa zwei Prozentpunkte von der Realeinspeisung ab.
Ein Szenario das es on Zukunft mehr Überproduktion gibt welche den Börsenpreis auf 0Cent senkt ist doch nicht realistisch. Betreiber von EEG Anlagen gehen pleite und produzieren gar keinen Strom mehr…..oder wie prognostiziert man dahingehend????
Damit genau das nicht passiert, dass der Preis auf Null geht, muss man den Börsenhandel im Überschussfall umkehren. Ein Preis von Null macht die positive Wirkung eines Börsenhandels, nämlich Preissignale zu senden, zunichte.
Die Strombörse unterscheidet sich in einem wesentlichen Punkt von anderen Börsenmärkten: Mindestens eine Seite der Handelnden kann nicht anders, ist also völlig unflexibel. An anderen Waren- oder Aktienbörsen sind die Handelnden auf beiden Seiten völlig frei: Wenn ihnen der Preis gefällt, kaufen bzw. verkaufen sie, wenn nicht, dann halt nicht. Der unflexible Verbraucher verlangt aber Versorgungssicherheit, und der unflexible Erzeuger geht pleite, wenn man ihm den Strom, den er produziert, nicht zu einem auskömmlichen Preis abnimmt. Nichtsdestotrotz gibt es auch flexible Erzeuger und Verbraucher, Speicher, aber auch andere, und die brauchen Preissignale von einer Börse, die ihnen melden, wann es günstig ist zu handeln, und wann sie abwarten sollten. Wenn es diese Preissignale nicht gibt, kann man auch die Planwirtschaft einführen, so wie wir sie vor der Liberalisierung im Strombereich lange hatten.
@ Jochen Schulze Pröbsting
Bei „Null“ Börsenpreisen müssen Sie sich keine Sorgen machen um die EEG Anlagen Betreibern, denn die werden an anderer Stelle mit der EEG Umlage bezahlt.
Meine hier gebetsmühlenartig propagierte Lösung lautet wie folgt.
Zunächst einmal müssen die Erneuerbaren wieder den Bilanzkreisen der Versorger zwingend zugeteilt werden, wie das bis 2010 gesetzlich geregelt war, damit diese an dem Wendeprozeß überhaupt wieder teilnehmen können. Eine Forderung von mir, für die ich von einigen hier als rückwärtsgewandt bezeichnet werde.
Aber nun mal der Reihe nach.
Dazu siehe die folgende Merit Order Grafik
https://de.wikipedia.org/wiki/Merit-Order
Wenn die Erneuerbaren ( EE ) wieder vorrangig in den Bilanzkreisen der Versorger verkauft werden, dann stehen die – mit „0“ Grenzkosten – wie bis 2010 der Fall, wieder auf der MOE Kurve ganz links. Bei zunehmenden EE erweitern die sich immer mehr nach rechts und verdrängen kontinuierlich die teuren Angebote. Wenn wir bei etwa 90% EE sind, bestimmt zwar noch ein teures Angebot den Börsenpreis, aber nur für 10%, weil der seitherige „Mitnahmeeffekt“ für alle anderen benötigten Erzeugungsarten ja wegfällt. Die restlichen 10% müssten dann allerdings über einen Kapazitätsmarkt geregelt werden, der sich aus verschiedenen Angeboten u.a. auch aus Speichern, nach dem Merit Order Prinzip bildet. Der ehemalige RWE Manager Terium hatte mal einen ähnlichen Vorschlag gemacht.
Siehe hier:
https://www.welt.de/wirtschaft/energie/article125425602/RWE-setzt-jetzt-voll-auf-die-Energiewende.html
Zitat: Die Feuerwehr wird ja auch nicht nur für das Löschwasser bezahlt sagt er
Und wen es interessiert, wie das bis 2010 mal geregelt war, der scrolle auf dem MOE Link mal das 4. Bild nach oben. Da kann man sehen wie durch die EE Zwangszuteilung die Nachfrage von N1 auf N2 sinkt, und infolge dessen der Preis von P1 auf P2 fällt
Im Teaser des Artikels steht, dass die Frage geklärt werden sollte, ob Kernkraftwerke womöglich eine günstigere Lösung wären, um zu einer CO2-freien Stromversorgung zu kommen. Die beschriebenen Szenarien machen dann aber gar keinen Vergleich der verschiedenen Lösungsvorschläge. Das wäre dann wahrscheinlich wieder „sehr viel komplizierter“.
In der Vergangenheit kam es immer darauf an, einen geeigneten Mix von Kraftwerken zu haben, um für alle üblichen und einige extreme Anforderungen gerüstet zu sein. Ein „geeigneter Mix“ von Kernkraft und sonstigen CO2-freien Kraftwerkstechniken (einschließlich PV und Wind) ist allerdings kaum denkbar. Allenfalls die PV könnte regelmäßig die Inanspruchnahme von Batteriespeichern reduzieren, wenn sie etwas zum täglichen Mittagsverbrauchspeak beiträgt. Man könnte also auch Kernkraftwerke mit Speicher (zur Anpassung des unflexiblen Erzeugungsprofils an den unflexiblen Verbrauch) vergleichen mit PV+Wind mit Speicher.
Das System mit Kernkraftwerken hätte den unschätzbaren Vorteil, dass es für schlichte Gemüter leichter zu verstehen ist, aber das darf nicht das Argument sein. Ein objektiver Vorteil von Kernkraftwerken ist die (in 95% der Fälle) bessere Vorhersagbarkeit ihrer Produktion, was auch eine effizientere Speichersteuerung möglich macht. Ein gewisser Nachteil der Kernkraft ist die starke Konzentration der Produktion auf wenige Anlagen, was dazu führt, dass außerplanmäßige Ausfälle für längere Zeit (ich erinnere an Frankreich Herbst 2021 bis Frühjahr 2023) sehr teuer werden. Mit solchen Problemen müsste man bei den stark dezentralisierten PV- und Windkraftwerken nicht rechnen. Da die Vor- und Nachteile sehr unterschiedlich geartet sind, wird ein Vergleich wieder sehr kompliziert. Man müsste modellieren, ob das Kernkraft-System mit weniger und effizienteren Speichern auskäme, als das PV-Wind-System. Da die Kernkraftwerke noch unflexibler sind als PV und Wind (letztere lassen sich immerhin kurzfristig abregeln, wenn ihr Strom nicht gebraucht wird), ist es unwahrscheinlich, dass die Kernkraft da wesentliche Ersparnisse bringen könnte. Es liefe also letztlich auf einen Vergleich der Stromgestehungskosten von Kernkraft und PV-Wind heraus. Und da ist es wohl eindeutig, dass PV und Wind billiger sind. Die Kernkraftbetreiber wären längst pleite, wenn ihnen der Staat (also wir und unsere Nachfahren) nicht das Kostenrisiko der Endlagerung abgenommen hätte. Kernkraftwerke finden keinen Versicherer, der bereit wäre, das Risiko zu übernehmen, das von den regelmäßig zu erwartenden Havarien ausgeht. Es wurde immer gesagt, ein Kernkraftwerk würde allenfalls alle 10.000 Jahre havarieren. Wenn man 1000 Reaktoren hat, bedeutet das alle 10 Jahre eine Havarie. Und das ist ziemlich genau in 60 Jahren eingetreten: Sellafield, Three Miles Island, Tchernobyl, 3 Reaktoren in Fukushima. Dieses Risiko muss dann wieder die Allgemeinheit übernehmen, am besten das Nachbarland. Der Vergleich ist natürlich insgesamt sehr komplex, wenn man die Unterschiede der Techniken bewerten will. Wie vergleicht man den Flächenverbrauch von PV-Anlagen oder die optische Belastung durch Windkraftanlagen mit der Erwärmung von Flüssen durch Kernkraftwerke?
JCW schreibt
Im Teaser des Artikels steht, dass die Frage geklärt werden sollte, ob Kernkraftwerke womöglich eine günstigere Lösung wären, um zu einer CO2-freien Stromversorgung zu kommen. Die beschriebenen Szenarien machen dann aber gar keinen Vergleich der verschiedenen Lösungsvorschläge. Das wäre dann wahrscheinlich wieder „sehr viel komplizierter“.
@ JCW
So kompliziert sind Vergleiche nun auch wieder nicht, wenn man nur will. Einen Vergleich mache ich doch hier gebetsmühlenartig.
Gerade jetzt wieder, wo der User Micha Drese die folgende Behauptung in „Welt Online“ gepostet hat..
Zitat Welt Online …Für Fachleute ist klar: Indem die Kernkraftwerke aus der Einsatzreihenfolge der Strombörse gestrichen wurden, verkürzte sich diese sogenannte Merit-Order-Kurve zwangsläufig. Folge: Teure Gaskraftwerke rutschen auf der Liste nach vorn, müssen früher angeworfen werden, als vormals. Seitdem zahlen die Deutschen noch mehr für Elektrizität als ohnehin schon. Zitat Ende.
Ich habe ihm ganz unkompliziert deutlich gemacht, wenn die Erneuerbaren noch vorrangig in den Bilanzkreisen der Versorger verbraucht würden, wie bis 2010 der Fall, dann stünden etwa 50% EEG Strom da auf der Merit Order Kurve, wo die Fachleute gerade den 6% Kernenergie nachweinen, und könnten weitaus mehr teure Gaskraftwerke verdrängen, und C O2 einsparen, als es AKW je getan haben.
Wertvolle Erkenntnisse:
1. der Merit-Order Markt funktioniert, auch bei Preisen um Null – aber er kann unflexible fEE nicht finanzieren. Für fEE (fluktuierende erneuerbaren Energien Wind und PV) bleibt eine Finanzierung wie im EEG auch langfristig unverzichtbar. Die „Marktintegration“ hat funktiniert, eine Freiheit von CAPEX-Finanzierung ist aber eine Illusion.
2. Die Musik im Strommarkt spielt bei den positiven Flexibilitäten (Stromspeicher, steuerbare Kraftwerke, Importe); nur hier werden nennenswerte Preise gezahlt. Eine Deckung der höchsten Bedarfe kommt aber nicht von allein, sondern braucht eine andere Finanzierung. Historisch hatte Deutschland dafür das Erbe aus der staatlichen Energiewirtschaft – jetzt brauchen wir eine Art grandfathering durch Förderung eines regelbaren, möglichst postfossilen Kapazitätsaufbaus.
3. Atomspaltung und Großkraftwerke sind zu unflexibel dafür, die fEE zu ergänzen.
4. Kleine, dezentrale KWK-Anlagen können das viel besser. Der Biogasanlagenbestand kann darauf umgebaut werden. Mit beidem zusammen kann hinlängliche Liquidität erreicht werden, mit der dann „H2-ready“-Gaskraftwerke und Netzreserven überflüssig werden.
Uwe Welteke-Fabricius schreibt.
1. der Merit-Order Markt funktioniert, auch bei Preisen um Null – aber er kann unflexible fEE nicht finanzieren.
@ Uwe Welteke-Fabricius
Genau deshalb werden die EE ja auch über die EEG Umlage finanziert.
Das bedeutet, die EEG Umlage sorgt dafür, dass die Erneuerbaren durch den Merit Order Effekt die Börsenpreise gegen “Null“ drücken. Wer dann mit diesen niedrigen Preisen lukrative Geschäfte macht, haben verschiedene Untersuchungen ergeben.
Hier z.B https://www.ee-news.ch/de/article/27409
Zitat…Billig an der Börse Das steigende Angebot an erneuerbaren Energien – so beleuchtet die Studie – lässt die Preise am Spotmarkt der Strombörse sinken. Betreiber von konventionellen Kraftwerken, die ihren Strom schon lange vorher zu hohen Preisen verkauft haben und termingerecht liefern müssen, können ihren Gewinn aber noch steigern, indem sie den Strom nicht selbst erzeugen, sondern billig an der Börse kaufen. Ausgerechnet die schmutzigen Kraftwerke werden so zu Gewinnern der Energiewende. Zitat Ende.
In den Bilanzen liest sich das dann so
https://www.handelsblatt.com/unternehmen/energie/energieerzeuger-rwe-steigert-gewinn-um-mehr-als-100-prozent/29499236.html
Zitat….RWE steigert Gewinn um mehr als 100 Prozent Zitat Ende.
Fazit: Die Stromverbraucher – neuerdings der Staat – finanzieren den Konzernen lukrative Geschäftsmodell. Zum Dank steigt ihre Stromrechnung, denn je mehr die Börsenpreise sinken, desto höher wird die EEG Umlage.
Sonne und Wind schicken keine „Rohstoffrechnungen“ aber leider nicht für alle.
Für die Politik und die Öffentlichkeit reingewaschen wird das alles über das EEG Konto. Deshalb nenne ich das hier in meinene Kommentaren „Nebelkerze oder Systemwaschmaschine“
JCW schreibt am 25. März um 15.00 Uhr.
Das jetzige Merit-Order-Prinzip ist deshalb gerechtfertigt, weil man davon ausgeht, dass weitgehend unflexiblen Verbrauchern sehr flexible Stromerzeuger gegenüberstehen. Wenn die Speicher beladen werden, ist es aber umgekehrt: Weitgehend unflexiblen Erzeugern stehen dann sehr flexible Verbraucher gegenüber. Deshalb muss dann das MOP auch zu gunsten der letzteren umgedreht werden.
@ JCW
Das jetzige Merit Order Prinzip ist sehr wohl auch für das Speichern geeignet. Man muss sich nur mit dem System beschäftigen. Merit Order findet in den Bilanzkreisen der Versorger statt. Das heißt beim Vortagshandel ( Day Ahead ) müssen die ihren Bedarf – der am Terminmarkt größtenteils gesichert ist – sozusagen fein abstimmen. Was da an Prognoseabweichungen für EE Einspeisungen zu viel anfällt, kann man am Folgetag beim viertelstündlichen Intraday Handel, bis zum Erfüllungszeitpunkt noch zum Schnäppchenpreis verscherbeln, oder, wer auch immer, speichern.
Damit das möglich ist, müssen die Erneuerbaren allerdings wieder „physisch“ gewälzt werden, das heißt den Bilanzkreisen der Versorger zwingend zugeteilt werden, wie das bis 2010 Gesetz war.
Für neu hinzugekommene Leser siehe im Folgenden unter Auswirkungen, wie das bis 2010 Gesetz war.
https://de.wikipedia.org/wiki/Ausgleichsmechanismusverordnung