Im Winter wird - vor allem, seit die Atomkraftwerke in Süddeutschland abgeschaltet sind - ein ganz besonders eigenwilliger Umstand des Strommarktes sichtbar: Dann werden große Mengen Strom in Europa gehandelt – und zwar ohne Rücksicht darauf, ob er überhaupt zu den Käufern geliefert werden kann. Das kann fatalen Folgen haben, erklärt Jochen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur:
"Wenn wir eine starke Windfront im Norden bekommen, dann haben wir sehr viel erneuerbaren Strom im Netz im Norden, das drückt den Preis an der Börse, führt dazu, dass der Deutsche Strom fleißig eingekauft wird, auch aus dem Ausland, Frankreich, Österreich, und so weiter, kann aber nicht dahin transportiert werden."
Kurz: Strom ist zwar im Überfluss vorhanden – aber nicht dort, wo er gebraucht wird. Denn nach wie vor fehlt es an Stromleitungen, die große Mengen Strom von Norden nach Süden führen können. Zudem ist das vorhandene Leitungssystem oft teilweise vom Strom konventioneller Kraftwerke belegt und hat keinen Platz mehr für große Mengen zusätzlichen Windstroms.
Dieses Phänomen beschränkt sich nicht nur auf den Winter. Es kann das ganze Jahr über auftreten. Und zu allen Jahreszeiten reagieren die Netzbetreiber auf dieselbe Weise: sie disponieren um. Um die Stromleitung zu entlasten, fordern sie die Kraftwerke auf der Seite der Leitung mit der hohen Strom-Einspeisung auf, ihre Leistung zu drosseln. Auf der anderen Seite – der, auf der nur wenige Kraftwerke Strom erzeugen, müssen dann Kraftwerke angefahren werden, um den Bedarf auf dieser Seite zu decken. Auf diese Weise fließt weniger Strom durch die Leitung. Redispatch heißt dieser Vorgang bei den Netzbetreibern.
Im Winter aber nimmt das geradezu absurde Züge an. Die Windräder können im Norden wegen möglicher Stürme mehr Strom erzeugen - und die Photovoltaik im Süden weniger Strom, weil die Sonne kürzer scheint, und der Himmel häufiger grau ist. Das hört sich nach einer ausgeglichenen Energiebilanz an - die aber aufgrund der fehlenden Leitungen zum Problem wird, vor allem wenn ein Teil des Windstroms auch noch exportiert werden soll. Dann kann ein sehr großer Redispatch notwendig werden.
"Das bedeutet, dann muss im Norden runter geregelt werden, dann müssen so zu sagen die Kraftwerke runter gefahren werden."
Und es gilt, den Strom, den die Windräder erzeugen, möglichst auch im Norden zu verbrauchen.
Doch die Kunden in Österreich oder Frankreich, die wegen der niedrigen Strompreise kräftig eingekauft haben, müssen zusätzlich versorgt werden.
"Und die Leistung, die schon eingekauft worden ist, die muss dann im Süden produziert werden, das heißt, im Süden muss man die Kraftwerke hoch fahren. Da aber im Süden keine ausreichenden Kapazitäten da sind, heißt das, dass man Reserven mobilisieren muss im Süden."
Wenn die Kraftwerke im Süden aber diese Ausfall-Leistung zusätzlich übernehmen müssen, wird der Strom knapp. Deshalb hat die Bundesnetzagentur gemeinsam mit den vier Netzbetreibern Kraftwerke gesucht, die im Notfall als "Winterreserve" einspringen können – und dafür sorgen, dass nirgendwo in Deutschland die Lichter am Weihnachtsbaum ausgehen.
"Ja, wir haben insgesamt 2600 Megawatt an Reserven – oder die Übertragungsnetzbetreiber an Reserven unter Vertrag genommen, das sind teilweise natürlich in Süddeutschland Reserven, und teilweise auch in Österreich."
Technisch ist die Winterreserve notwendig, weil die Stromleitungen von Norden nach Süden nicht für so große Strommengen ausgelegt sind.
Organisatorisch ist sie notwendig, weil der Strommarkt eine ganze Reihe von Schieflagen erzeugt. Zum Beispiel die, dass sich der Betrieb von Gaskraftwerken nicht mehr lohnt- obwohl gerade die dringend genau für Engpässe wie jetzt im Winter gebraucht werden.
"Um das Beispiel zu geben: Vattenfall hat den Wert seiner sämtlichen Erdgaskraftwerke in den Niederlanden abgeschrieben, auf null abgeschrieben, weil sie davon ausgehen, dass sie mit diesen Kraftwerken kein oder nur noch ganz wenig Geld verdienen werden."
... erklärt Felix Matthes, Energieexperte beim Öko-Institut.
Wenn schon die bestehenden Kraftwerke kein Geld mehr verdienen können, sind die Aussichten ziemlich trübe, dass dringend benötigte Gaskraftwerke neu gebaut werden – zum Beispiel im Süden.
Was diese Entwicklung verursacht hat, darüber gehen die Meinungen auseinander. Jochen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur, zum Beispiel hält die Energiewende für die Hauptursache:
"Wir haben eine Situation, wo der Börsenpreis an der Strombörse durch die Einspeisung der Erneuerbaren Energien nach unten gedrückt wird, das führt dazu, dass konventionelle Kraftwerke nicht mehr im Geld sind, wie die Fachleute dann sagen, und deswegen müssen wir uns ein System ausdenken, dass dazu führt dass diese Kraftwerke gebaut und betrieben werden."
Andere Experten bezweifeln, dass keine konventionellen Kraftwerke mehr gebaut werden, weil die Erneuerbaren die Preise verderben. Sie halten das eher für eine Folge der Konstruktion des Strommarktes selbst.
An einer Strombörse, etwa in Paris, werden Kilowattstunden in Runden angeboten und gekauft. Eine Runde ist zu Ende, wenn der Strombedarf für eine bestimmte Zeit – zum Beispiel eine Stunde - gedeckt ist. Die Kilowattstunde kostet dabei so viel, wie ihre Erzeugung im teuersten Kraftwerk kostet, dessen Strom gerade noch verkauft werden konnte.
Bei diesem System sind abgeschriebene Kraftwerke im Vorteil:
In ihren Preis für die Kilowattstunde Strom gehen keine Zinsen oder Rückzahlungen für einen Kredit ein. Nur Brennstoff- und Wartungskosten müssen diese Kraftwerke noch verdienen. Ihr Strom geht also zuerst über den Tisch. Und je mehr dieser billig produzierenden Kraftwerke es gibt, desto tiefer sinkt der Preis.
Im Prinzip also eine gute Konstruktion. Der Teufel liegt jedoch im Detail: Das Geld für neue Kraftwerke – egal mit welcher Technik – lässt sich auf einem so konstruierten Markt nicht verdienen, wenn dort alte Kraftwerke den Ton angeben, sprich: den Preis für die Kilowattstunde bestimmen, erklärt Felix Matthes vom Öko-Institut:
"Dann ist es nahezu unmöglich aus der Differenz zwischen den Betriebskosten eines alten, des Preis setzenden Kraftwerks, und den Betriebskosten eines neuen Kraftwerkes so viel Geld zu erwirtschaften, dass man daraus die Investitionen zurückzahlen kann."
Das der Stromkunde davon nichts merkt, liegt daran, dass er nicht die Großhandelspreise zahlt, sondern Endverbraucherpreise, bei denen noch weitere Komponenten wie Netzentgelte, Steuern und die Umlage für die Erneuerbaren Energien aufgeschlagen werden.
Investoren aber merken das. Und das bedeutet: Selbst ohne eine einzige Kilowattstunde Strom aus erneuerbaren Quellen würden keine neuen Kraftwerke gebaut. Weil ihr Strom einfach teurer wäre als der von abgeschriebenen Kraftwerken.
Dieses Problem haben alle Länder mit liberalisierten Strommärkten.
"Alle Staaten, die sehr früh ihre Märkte, ihre Strommärkte in wettbewerbliche Strukturen überführt haben, sind mit dieser Frage konfrontiert worden, Kapazitätsmärkte sind in Nordamerika erfunden worden, wo ohne alle Erneuerbare Energien genau das Problem aufgestanden ist."
Wer sein Geld in neuen Kraftwerken anlegen will, muss also nach anderen Systemen suchen.
In Deutschland würde ein Investor fündig: Im EEG, dem Erneuerbare Energien Gesetz. Das bietet eine einmalige Sicherheit, investiertes Geld wieder zurück zu bekommen: Wind-, Sonnen-, Wasser- oder Biomassekraftwerke bekommen zwanzig Jahre lang einen garantierten Festpreis pro Kilowattstunde. Das Geld für diese Vergütung stammt aus zwei Quellen: Zum einen wird der Strom der Erneuerbaren an der Börse verkauft. Dort erlöst der regenerative Strom jedoch nicht genug Geld, um den per Gesetz garantierten Festpreis zu decken. Daher wird die Differenz aus Börsenpreis und garantiertem Festpreis auf die Stromkunden umgelegt – die EEG-Umlage.
" ... eine sehr erfolgreiche Förderung erneuerbarer Energien, das deshalb bereits Nachahmer in einigen anderen Ländern gefunden hat."
Viele regenerative Kraftwerke verschärfen das Finanzierungsproblem jedoch noch. Denn, so Ronny Meyer, Geschäftsführer der Windenergie-Agentur WAB:
"Die Erneuerbaren unterscheiden sich in einem wesentlichen Teil von den konventionellen Kraftwerken, und zwar haben die Erneuerbaren keine Brennstoffkosten."
Brennstoffkosten aber bestimmen den Preis auf dem Strommarkt. Hat ein Kraftwerk so gut wie keine, dann bietet es seinen Strom für fast null Cent an. Das bedeutet aber, dass in jeder Runde zuerst Wind- und Sonnenstrom zum Zuge kommen. Danach Atom- Braunkohle und Steinkohlekraftwerke, und wenn dann noch Bedarf ist, sind die Gaskraftwerke an der Reihe. Oft ist das dann eben nicht der Fall.
Das ist nicht nur für die Konventionellen, sondern auch für die Erneuerbaren selbst ein Problem: Auch sie können die Kosten für ihren Bau nicht über die Erlöse aus der Strombörse refinanzieren. Und weil die Einnahmen an der Börse auch für die Erneuerbaren zurückgehen, muss die EEG-Umlage steigen – was der Stromkunde wiederum auf seiner Stromrechnung wiederfindet. Ein Systemfehler, meint auch Ronny Mayer von der Windagentur WAB.
"Deswegen verstehen wir die politische Forderung auch nicht, wenn man sagt, die Erneuerbaren müssten marktnäher sein, der Markt, so wie er konstruiert ist, funktioniert gar nicht für Erneuerbare, das ist auch vielen Leuten klar, manchen in der Politik eben noch nicht."
"Die Aufgabe ist nun, die beiden Märkte, oder diese beiden Segmente so zusammen zu führen, dass wir zu Strukturen von Einkommen – kommen, die in einer Welt, die überwiegend aus Erneuerbaren Energien bestehen wird, dazu führt, dass Anlagen sinnvoll investiert werden, und dass Anlagen sinnvoll betrieben werden."
... ergänzt Felix Matthes vom Öko-Institut.
Deshalb fordern viele Experten für die anstehende zweite Phase des Ausbaus der neuen Energie, die Finanzierung der Stromversorgung so weiter zu entwickeln, dass sie auch für die Erneuerbaren passt. So auch Uwe Leprich vom Institut für Zukunftsenergien in Saarbrücken. Er hat für den Bundesverband der Erneuerbaren Energien und Greenpeace ein Konzept erarbeitet, wie die Stromversorgung in Zukunft finanziert werden könnte. Im EEG zum Beispiel sollte künftig das besonders gefördert werden, was für das Energiesystem im Ganzen am Sinnvollsten wäre.
"Zur Zeit werden die Photovoltaikanlagen alle nach Süden ausgerichtet, und speisen Mittags, wenn die Sonne scheint, optimal viel in das Netz ein, es ist aber absehbar, wenn das so weiter geht, und alle Anlagen weiter strikt nach Süden ausgerichtet werden, werden wir Mittags um 12 zu viel Strom haben. Und deswegen muss eigentlich im EEG ein Signal gegeben werden, dass in den nächsten Jahren schon, ja, sich diese PV-Anlagen stärker flexibilisieren, vielleicht mit einer Nachführung nach Westen ausgerichtet werden, oder von vornherein anders aufgestellt werden, sodass sie nicht immer ihr Maximum zur Mittagszeit bringen."
Die Förderung von Windrädern könnte auf ähnliche Weise verändert werden – sodass sich zum Beispiel im Binnenland nur noch die Windräder lohnen, die zwar nicht so viel Strom liefern, aber dafür besonders kontinuierlich einspeisen. Heute spielt das bei der Förderung keine Rolle.
Der Energieexperte schlägt weiter vor, die Strombörse zu erhalten und besondere Kraftwerksleistungen, die helfen, das Stromnetz stabil zu halten, über Netzentgelte zu finanzieren.
In einem jedenfalls ist er sich mit vielen seiner Kollegen einig: Auf die spezielle Finanzierung von Wind und Sonne werde man nicht verzichten können. Dabei müsse es sich aber auf Dauer nicht unbedingt um eine Förderung im Sinne des bestehenden EEG handeln, meint auch Ronny Meyer:
"Die Branche, oder wir als Windenergieagentur WAB, wir sehen, dass man das EEG nicht die nächsten hundert Jahre haben wird."
Ist das EEG auf diese Weise angepasst, müssten aber auch neue Regeln für die Fossilen Kraftwerke folgen – damit nur solche finanziert werden, die zum künftigen Energiesystem passen.
"Zur Zeit haben wir noch genug Kraftwerke, aber in den nächsten Jahren werden einige Alte Kraftwerke vom Netz gehen, die Kernkraftwerke werden bis 2022 vom Netz gehen, deshalb tut sich irgendwann da eine Lücke auf, die wir dann füllen müssen, vorzugsweise mit Gaskraftwerken."
Diese Kraftwerke lassen sich aber aus den bekannten Gründen nicht über den Strommarkt finanzieren. Hier sollen Kapazitätsmärkte Abhilfe schaffen. Die Idee dabei:
"Sie kriegen eine Leistungsprämie für die Vorhaltung von Kapazität, und das über einen Zeitraum von 10, 15 Jahren, damit sie da auch investieren, und ob die Kapazität in Anspruch genommen wird oder nicht, ist völlig egal."
Dafür verpflichtet sich der Kraftwerksbetreiber, immer dann einzuspringen, wenn Leistung gebraucht wird – zum Beispiel zu Spitzenzeiten im kalten Winter. Eine Art Bereitschaftsdienst für Kraftwerke also.
"Und dann ist es so, dass die Gesamtkapazität, die man braucht, um das System sicher zu halten, von einem externen Akteur vorgegeben werden muss, das wird wahrscheinlich die Bundesnetzagentur sein, aber könnte auch eine neue Institution sein, das heißt, das wird nicht aus dem Großhandelsmarkt laufen können, sondern da braucht man jemanden, der sich extern das System anguckt und sagt: so und so viel Kapazitäten brauchen wir zusätzlich."
Wie dieser Kapazitätsmarkt dann aussieht, darüber haben die Experten unterschiedliche Vorstellungen.
Ein Teil der Experten wie auch einige Kraftwerksbetreiber wollen eine strategische Reserve einführen: Die Kraftwerksbetreiber ziehen dabei einen Teil ihrer Kraftwerke aus dem Strommarkt zurück und halten sie in Bereitschaft. Dafür sollen sie dann eine Vergütung bekommen, die letztlich – sehr wahrscheinlich – auf den Strompreis umgelegt würde. Die auf der Börse gehandelte Strommenge würde so knapper, die Preise könnten wieder steigen – und dann könnten vielleicht auch wieder neue gebaute Kraftwerke ihren teureren Strom losschlagen.
Für Felix Matthes kein erstrebenswertes System.
"Das ist erstens das Prinzip Hoffnung, da spricht vieles theoretisch und praktisch dagegen, und zweitens treibt es natürlich die Strompreise im gesamten Markt, oder muss es die Preise im gesamten Markt erheblich nach oben treiben, das heißt, es wird eine teure Angelegenheit."
Der Energieexperte vom Öko-Institut würde eine andere Form bevorzugen: Einen fokussierten Kapazitätsmarkt.
Dabei wird die Leistung, die Kraftwerke in Bereitschaft halten sollen, an zwei Märkten gehandelt: Einem für die Kraftwerke, die ihren Strom nicht mehr an der Börse verkaufen können, und einem für die neu zu bauenden. Beides würde wahrscheinlich vor allem Gaskraftwerken zugutekommen.
"Und der Vorteil ist einfach, dass dadurch, das man auf zwei verschiedenen Märkten organisiert, stellen sich da zwei unterschiedliche Preise heraus, und die Kosten für den Verbraucher bleiben sozusagen überschaubar."
Langfristig könnte dieses Marktmodell sogar für Wind- und Solarkraftwerke funktionieren.
"In einen solchen Markt sind Erneuerbare Energien in der Zukunft integrierbar. Dass heißt, wir müssen die Förderung der Erneuerbaren Energien so modifizieren, dass sie auch entlang der Notwendigkeiten oder der Knappheit am Strommarkt Strom produzieren, was ja zum Beispiel Biomasseanlagen ohne Probleme können, 23’17 und trotzdem Investitionen absichern, und damit in der gleichen Struktur sind, nämlich ein Einkommen zu bekommen für die Bereitstellung von Kapazität, und Einkommen zu erzielen und Produktion zu optimieren entlang des Wertes Strom, den der zur jeweiligen Stunde hat, und der sich an der Strombörse herausstellt."
Das sind Ideen, wie sie derzeit diskutiert werden. Welche am Ende die Politik überzeugen und umgesetzt werden, ist noch offen – die Debatte hat gerade erst begonnen. Sicher ist aber eines: Hektik verträgt dieser Prozess schlecht – wenn neue Unwuchten und Absurditäten vermieden werden sollen.
Energieexperten gehen denn auch davon aus, dass es lange dauern wird, die Finanzierung der Stromversorgung umzustellen, sodass er für das neue Energiesystem passt.
Jochen Homann allerdings würde sich wünschen, dass zumindest der Grundstein für diesen Prozess möglichst bald gelegt wird.
"Für die Zukünftigen Kapazitäten brauchen wir schon ein Lösung irgendwann ab 2-14, 2-15, dann ist das Problem sozusagen Gesamtdeutsch, fehlende Kapazitäten, oder Kapazitätsengpässe, tritt dann auf, wenn das letzte Kernkraftwerk vom Netz geht, also 2020, 22, und wenn man zurückrechnet, Bauzeiten und Planungszeiten, dann muss im Grunde die Basis, auf der dann Investitionsentscheidungen getroffen werden, irgendwie 2-14, 2-15 stehen."
Und was ist mit den Kosten? Wird der Strompreis weiter steigen?
Damit ist sicherlich zu rechnen. Bis 2030, haben Experten des Deutschen Zentrums für Luft und Raumfahrt errechnet, wird der Umstieg teurer als das bestehende System – weil neue Anlagen finanziert werden müssen. Spätestens danach könnte die Stromerzeugung günstiger werden. Strom wird aber auch kurzfristig bezahlbar bleiben – das zumindest lässt sich aus Berechnungen des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung schließen: Demnach gibt ein Durchschnittshaushalt ab dem kommenden Jahr im Schnitt 2,5 Prozent seiner Konsumausgaben für Strom aus – das ist weniger als für Benzin oder Diesel.
"Wenn wir eine starke Windfront im Norden bekommen, dann haben wir sehr viel erneuerbaren Strom im Netz im Norden, das drückt den Preis an der Börse, führt dazu, dass der Deutsche Strom fleißig eingekauft wird, auch aus dem Ausland, Frankreich, Österreich, und so weiter, kann aber nicht dahin transportiert werden."
Kurz: Strom ist zwar im Überfluss vorhanden – aber nicht dort, wo er gebraucht wird. Denn nach wie vor fehlt es an Stromleitungen, die große Mengen Strom von Norden nach Süden führen können. Zudem ist das vorhandene Leitungssystem oft teilweise vom Strom konventioneller Kraftwerke belegt und hat keinen Platz mehr für große Mengen zusätzlichen Windstroms.
Dieses Phänomen beschränkt sich nicht nur auf den Winter. Es kann das ganze Jahr über auftreten. Und zu allen Jahreszeiten reagieren die Netzbetreiber auf dieselbe Weise: sie disponieren um. Um die Stromleitung zu entlasten, fordern sie die Kraftwerke auf der Seite der Leitung mit der hohen Strom-Einspeisung auf, ihre Leistung zu drosseln. Auf der anderen Seite – der, auf der nur wenige Kraftwerke Strom erzeugen, müssen dann Kraftwerke angefahren werden, um den Bedarf auf dieser Seite zu decken. Auf diese Weise fließt weniger Strom durch die Leitung. Redispatch heißt dieser Vorgang bei den Netzbetreibern.
Im Winter aber nimmt das geradezu absurde Züge an. Die Windräder können im Norden wegen möglicher Stürme mehr Strom erzeugen - und die Photovoltaik im Süden weniger Strom, weil die Sonne kürzer scheint, und der Himmel häufiger grau ist. Das hört sich nach einer ausgeglichenen Energiebilanz an - die aber aufgrund der fehlenden Leitungen zum Problem wird, vor allem wenn ein Teil des Windstroms auch noch exportiert werden soll. Dann kann ein sehr großer Redispatch notwendig werden.
"Das bedeutet, dann muss im Norden runter geregelt werden, dann müssen so zu sagen die Kraftwerke runter gefahren werden."
Und es gilt, den Strom, den die Windräder erzeugen, möglichst auch im Norden zu verbrauchen.
Doch die Kunden in Österreich oder Frankreich, die wegen der niedrigen Strompreise kräftig eingekauft haben, müssen zusätzlich versorgt werden.
"Und die Leistung, die schon eingekauft worden ist, die muss dann im Süden produziert werden, das heißt, im Süden muss man die Kraftwerke hoch fahren. Da aber im Süden keine ausreichenden Kapazitäten da sind, heißt das, dass man Reserven mobilisieren muss im Süden."
Wenn die Kraftwerke im Süden aber diese Ausfall-Leistung zusätzlich übernehmen müssen, wird der Strom knapp. Deshalb hat die Bundesnetzagentur gemeinsam mit den vier Netzbetreibern Kraftwerke gesucht, die im Notfall als "Winterreserve" einspringen können – und dafür sorgen, dass nirgendwo in Deutschland die Lichter am Weihnachtsbaum ausgehen.
"Ja, wir haben insgesamt 2600 Megawatt an Reserven – oder die Übertragungsnetzbetreiber an Reserven unter Vertrag genommen, das sind teilweise natürlich in Süddeutschland Reserven, und teilweise auch in Österreich."
Technisch ist die Winterreserve notwendig, weil die Stromleitungen von Norden nach Süden nicht für so große Strommengen ausgelegt sind.
Organisatorisch ist sie notwendig, weil der Strommarkt eine ganze Reihe von Schieflagen erzeugt. Zum Beispiel die, dass sich der Betrieb von Gaskraftwerken nicht mehr lohnt- obwohl gerade die dringend genau für Engpässe wie jetzt im Winter gebraucht werden.
"Um das Beispiel zu geben: Vattenfall hat den Wert seiner sämtlichen Erdgaskraftwerke in den Niederlanden abgeschrieben, auf null abgeschrieben, weil sie davon ausgehen, dass sie mit diesen Kraftwerken kein oder nur noch ganz wenig Geld verdienen werden."
... erklärt Felix Matthes, Energieexperte beim Öko-Institut.
Wenn schon die bestehenden Kraftwerke kein Geld mehr verdienen können, sind die Aussichten ziemlich trübe, dass dringend benötigte Gaskraftwerke neu gebaut werden – zum Beispiel im Süden.
Was diese Entwicklung verursacht hat, darüber gehen die Meinungen auseinander. Jochen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur, zum Beispiel hält die Energiewende für die Hauptursache:
"Wir haben eine Situation, wo der Börsenpreis an der Strombörse durch die Einspeisung der Erneuerbaren Energien nach unten gedrückt wird, das führt dazu, dass konventionelle Kraftwerke nicht mehr im Geld sind, wie die Fachleute dann sagen, und deswegen müssen wir uns ein System ausdenken, dass dazu führt dass diese Kraftwerke gebaut und betrieben werden."
Andere Experten bezweifeln, dass keine konventionellen Kraftwerke mehr gebaut werden, weil die Erneuerbaren die Preise verderben. Sie halten das eher für eine Folge der Konstruktion des Strommarktes selbst.
An einer Strombörse, etwa in Paris, werden Kilowattstunden in Runden angeboten und gekauft. Eine Runde ist zu Ende, wenn der Strombedarf für eine bestimmte Zeit – zum Beispiel eine Stunde - gedeckt ist. Die Kilowattstunde kostet dabei so viel, wie ihre Erzeugung im teuersten Kraftwerk kostet, dessen Strom gerade noch verkauft werden konnte.
Bei diesem System sind abgeschriebene Kraftwerke im Vorteil:
In ihren Preis für die Kilowattstunde Strom gehen keine Zinsen oder Rückzahlungen für einen Kredit ein. Nur Brennstoff- und Wartungskosten müssen diese Kraftwerke noch verdienen. Ihr Strom geht also zuerst über den Tisch. Und je mehr dieser billig produzierenden Kraftwerke es gibt, desto tiefer sinkt der Preis.
Im Prinzip also eine gute Konstruktion. Der Teufel liegt jedoch im Detail: Das Geld für neue Kraftwerke – egal mit welcher Technik – lässt sich auf einem so konstruierten Markt nicht verdienen, wenn dort alte Kraftwerke den Ton angeben, sprich: den Preis für die Kilowattstunde bestimmen, erklärt Felix Matthes vom Öko-Institut:
"Dann ist es nahezu unmöglich aus der Differenz zwischen den Betriebskosten eines alten, des Preis setzenden Kraftwerks, und den Betriebskosten eines neuen Kraftwerkes so viel Geld zu erwirtschaften, dass man daraus die Investitionen zurückzahlen kann."
Das der Stromkunde davon nichts merkt, liegt daran, dass er nicht die Großhandelspreise zahlt, sondern Endverbraucherpreise, bei denen noch weitere Komponenten wie Netzentgelte, Steuern und die Umlage für die Erneuerbaren Energien aufgeschlagen werden.
Investoren aber merken das. Und das bedeutet: Selbst ohne eine einzige Kilowattstunde Strom aus erneuerbaren Quellen würden keine neuen Kraftwerke gebaut. Weil ihr Strom einfach teurer wäre als der von abgeschriebenen Kraftwerken.
Dieses Problem haben alle Länder mit liberalisierten Strommärkten.
"Alle Staaten, die sehr früh ihre Märkte, ihre Strommärkte in wettbewerbliche Strukturen überführt haben, sind mit dieser Frage konfrontiert worden, Kapazitätsmärkte sind in Nordamerika erfunden worden, wo ohne alle Erneuerbare Energien genau das Problem aufgestanden ist."
Wer sein Geld in neuen Kraftwerken anlegen will, muss also nach anderen Systemen suchen.
In Deutschland würde ein Investor fündig: Im EEG, dem Erneuerbare Energien Gesetz. Das bietet eine einmalige Sicherheit, investiertes Geld wieder zurück zu bekommen: Wind-, Sonnen-, Wasser- oder Biomassekraftwerke bekommen zwanzig Jahre lang einen garantierten Festpreis pro Kilowattstunde. Das Geld für diese Vergütung stammt aus zwei Quellen: Zum einen wird der Strom der Erneuerbaren an der Börse verkauft. Dort erlöst der regenerative Strom jedoch nicht genug Geld, um den per Gesetz garantierten Festpreis zu decken. Daher wird die Differenz aus Börsenpreis und garantiertem Festpreis auf die Stromkunden umgelegt – die EEG-Umlage.
" ... eine sehr erfolgreiche Förderung erneuerbarer Energien, das deshalb bereits Nachahmer in einigen anderen Ländern gefunden hat."
Viele regenerative Kraftwerke verschärfen das Finanzierungsproblem jedoch noch. Denn, so Ronny Meyer, Geschäftsführer der Windenergie-Agentur WAB:
"Die Erneuerbaren unterscheiden sich in einem wesentlichen Teil von den konventionellen Kraftwerken, und zwar haben die Erneuerbaren keine Brennstoffkosten."
Brennstoffkosten aber bestimmen den Preis auf dem Strommarkt. Hat ein Kraftwerk so gut wie keine, dann bietet es seinen Strom für fast null Cent an. Das bedeutet aber, dass in jeder Runde zuerst Wind- und Sonnenstrom zum Zuge kommen. Danach Atom- Braunkohle und Steinkohlekraftwerke, und wenn dann noch Bedarf ist, sind die Gaskraftwerke an der Reihe. Oft ist das dann eben nicht der Fall.
Das ist nicht nur für die Konventionellen, sondern auch für die Erneuerbaren selbst ein Problem: Auch sie können die Kosten für ihren Bau nicht über die Erlöse aus der Strombörse refinanzieren. Und weil die Einnahmen an der Börse auch für die Erneuerbaren zurückgehen, muss die EEG-Umlage steigen – was der Stromkunde wiederum auf seiner Stromrechnung wiederfindet. Ein Systemfehler, meint auch Ronny Mayer von der Windagentur WAB.
"Deswegen verstehen wir die politische Forderung auch nicht, wenn man sagt, die Erneuerbaren müssten marktnäher sein, der Markt, so wie er konstruiert ist, funktioniert gar nicht für Erneuerbare, das ist auch vielen Leuten klar, manchen in der Politik eben noch nicht."
"Die Aufgabe ist nun, die beiden Märkte, oder diese beiden Segmente so zusammen zu führen, dass wir zu Strukturen von Einkommen – kommen, die in einer Welt, die überwiegend aus Erneuerbaren Energien bestehen wird, dazu führt, dass Anlagen sinnvoll investiert werden, und dass Anlagen sinnvoll betrieben werden."
... ergänzt Felix Matthes vom Öko-Institut.
Deshalb fordern viele Experten für die anstehende zweite Phase des Ausbaus der neuen Energie, die Finanzierung der Stromversorgung so weiter zu entwickeln, dass sie auch für die Erneuerbaren passt. So auch Uwe Leprich vom Institut für Zukunftsenergien in Saarbrücken. Er hat für den Bundesverband der Erneuerbaren Energien und Greenpeace ein Konzept erarbeitet, wie die Stromversorgung in Zukunft finanziert werden könnte. Im EEG zum Beispiel sollte künftig das besonders gefördert werden, was für das Energiesystem im Ganzen am Sinnvollsten wäre.
"Zur Zeit werden die Photovoltaikanlagen alle nach Süden ausgerichtet, und speisen Mittags, wenn die Sonne scheint, optimal viel in das Netz ein, es ist aber absehbar, wenn das so weiter geht, und alle Anlagen weiter strikt nach Süden ausgerichtet werden, werden wir Mittags um 12 zu viel Strom haben. Und deswegen muss eigentlich im EEG ein Signal gegeben werden, dass in den nächsten Jahren schon, ja, sich diese PV-Anlagen stärker flexibilisieren, vielleicht mit einer Nachführung nach Westen ausgerichtet werden, oder von vornherein anders aufgestellt werden, sodass sie nicht immer ihr Maximum zur Mittagszeit bringen."
Die Förderung von Windrädern könnte auf ähnliche Weise verändert werden – sodass sich zum Beispiel im Binnenland nur noch die Windräder lohnen, die zwar nicht so viel Strom liefern, aber dafür besonders kontinuierlich einspeisen. Heute spielt das bei der Förderung keine Rolle.
Der Energieexperte schlägt weiter vor, die Strombörse zu erhalten und besondere Kraftwerksleistungen, die helfen, das Stromnetz stabil zu halten, über Netzentgelte zu finanzieren.
In einem jedenfalls ist er sich mit vielen seiner Kollegen einig: Auf die spezielle Finanzierung von Wind und Sonne werde man nicht verzichten können. Dabei müsse es sich aber auf Dauer nicht unbedingt um eine Förderung im Sinne des bestehenden EEG handeln, meint auch Ronny Meyer:
"Die Branche, oder wir als Windenergieagentur WAB, wir sehen, dass man das EEG nicht die nächsten hundert Jahre haben wird."
Ist das EEG auf diese Weise angepasst, müssten aber auch neue Regeln für die Fossilen Kraftwerke folgen – damit nur solche finanziert werden, die zum künftigen Energiesystem passen.
"Zur Zeit haben wir noch genug Kraftwerke, aber in den nächsten Jahren werden einige Alte Kraftwerke vom Netz gehen, die Kernkraftwerke werden bis 2022 vom Netz gehen, deshalb tut sich irgendwann da eine Lücke auf, die wir dann füllen müssen, vorzugsweise mit Gaskraftwerken."
Diese Kraftwerke lassen sich aber aus den bekannten Gründen nicht über den Strommarkt finanzieren. Hier sollen Kapazitätsmärkte Abhilfe schaffen. Die Idee dabei:
"Sie kriegen eine Leistungsprämie für die Vorhaltung von Kapazität, und das über einen Zeitraum von 10, 15 Jahren, damit sie da auch investieren, und ob die Kapazität in Anspruch genommen wird oder nicht, ist völlig egal."
Dafür verpflichtet sich der Kraftwerksbetreiber, immer dann einzuspringen, wenn Leistung gebraucht wird – zum Beispiel zu Spitzenzeiten im kalten Winter. Eine Art Bereitschaftsdienst für Kraftwerke also.
"Und dann ist es so, dass die Gesamtkapazität, die man braucht, um das System sicher zu halten, von einem externen Akteur vorgegeben werden muss, das wird wahrscheinlich die Bundesnetzagentur sein, aber könnte auch eine neue Institution sein, das heißt, das wird nicht aus dem Großhandelsmarkt laufen können, sondern da braucht man jemanden, der sich extern das System anguckt und sagt: so und so viel Kapazitäten brauchen wir zusätzlich."
Wie dieser Kapazitätsmarkt dann aussieht, darüber haben die Experten unterschiedliche Vorstellungen.
Ein Teil der Experten wie auch einige Kraftwerksbetreiber wollen eine strategische Reserve einführen: Die Kraftwerksbetreiber ziehen dabei einen Teil ihrer Kraftwerke aus dem Strommarkt zurück und halten sie in Bereitschaft. Dafür sollen sie dann eine Vergütung bekommen, die letztlich – sehr wahrscheinlich – auf den Strompreis umgelegt würde. Die auf der Börse gehandelte Strommenge würde so knapper, die Preise könnten wieder steigen – und dann könnten vielleicht auch wieder neue gebaute Kraftwerke ihren teureren Strom losschlagen.
Für Felix Matthes kein erstrebenswertes System.
"Das ist erstens das Prinzip Hoffnung, da spricht vieles theoretisch und praktisch dagegen, und zweitens treibt es natürlich die Strompreise im gesamten Markt, oder muss es die Preise im gesamten Markt erheblich nach oben treiben, das heißt, es wird eine teure Angelegenheit."
Der Energieexperte vom Öko-Institut würde eine andere Form bevorzugen: Einen fokussierten Kapazitätsmarkt.
Dabei wird die Leistung, die Kraftwerke in Bereitschaft halten sollen, an zwei Märkten gehandelt: Einem für die Kraftwerke, die ihren Strom nicht mehr an der Börse verkaufen können, und einem für die neu zu bauenden. Beides würde wahrscheinlich vor allem Gaskraftwerken zugutekommen.
"Und der Vorteil ist einfach, dass dadurch, das man auf zwei verschiedenen Märkten organisiert, stellen sich da zwei unterschiedliche Preise heraus, und die Kosten für den Verbraucher bleiben sozusagen überschaubar."
Langfristig könnte dieses Marktmodell sogar für Wind- und Solarkraftwerke funktionieren.
"In einen solchen Markt sind Erneuerbare Energien in der Zukunft integrierbar. Dass heißt, wir müssen die Förderung der Erneuerbaren Energien so modifizieren, dass sie auch entlang der Notwendigkeiten oder der Knappheit am Strommarkt Strom produzieren, was ja zum Beispiel Biomasseanlagen ohne Probleme können, 23’17 und trotzdem Investitionen absichern, und damit in der gleichen Struktur sind, nämlich ein Einkommen zu bekommen für die Bereitstellung von Kapazität, und Einkommen zu erzielen und Produktion zu optimieren entlang des Wertes Strom, den der zur jeweiligen Stunde hat, und der sich an der Strombörse herausstellt."
Das sind Ideen, wie sie derzeit diskutiert werden. Welche am Ende die Politik überzeugen und umgesetzt werden, ist noch offen – die Debatte hat gerade erst begonnen. Sicher ist aber eines: Hektik verträgt dieser Prozess schlecht – wenn neue Unwuchten und Absurditäten vermieden werden sollen.
Energieexperten gehen denn auch davon aus, dass es lange dauern wird, die Finanzierung der Stromversorgung umzustellen, sodass er für das neue Energiesystem passt.
Jochen Homann allerdings würde sich wünschen, dass zumindest der Grundstein für diesen Prozess möglichst bald gelegt wird.
"Für die Zukünftigen Kapazitäten brauchen wir schon ein Lösung irgendwann ab 2-14, 2-15, dann ist das Problem sozusagen Gesamtdeutsch, fehlende Kapazitäten, oder Kapazitätsengpässe, tritt dann auf, wenn das letzte Kernkraftwerk vom Netz geht, also 2020, 22, und wenn man zurückrechnet, Bauzeiten und Planungszeiten, dann muss im Grunde die Basis, auf der dann Investitionsentscheidungen getroffen werden, irgendwie 2-14, 2-15 stehen."
Und was ist mit den Kosten? Wird der Strompreis weiter steigen?
Damit ist sicherlich zu rechnen. Bis 2030, haben Experten des Deutschen Zentrums für Luft und Raumfahrt errechnet, wird der Umstieg teurer als das bestehende System – weil neue Anlagen finanziert werden müssen. Spätestens danach könnte die Stromerzeugung günstiger werden. Strom wird aber auch kurzfristig bezahlbar bleiben – das zumindest lässt sich aus Berechnungen des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung schließen: Demnach gibt ein Durchschnittshaushalt ab dem kommenden Jahr im Schnitt 2,5 Prozent seiner Konsumausgaben für Strom aus – das ist weniger als für Benzin oder Diesel.