Dezember 2009

091201

ENERGIE-CHRONIK


Allein am 4. Oktober belief sich das Aufgeld, das die Netzbetreiber und andere Anbieter zwischen ein und sechs Uhr morgens dem verschenkten Strom noch hinterherwerfen mußten, auf über 14 Millionen Euro. Solche Kosten für vermiedenes Abschalten von Kraftwerken werden ab Januar 2010 per EEG-Abrechnung auf die Stromverbraucher abgewälzt. – Die Grafik zeigt die Preisentwicklung am Spotmarkt für die 24 Stunden des Liefertags. Die Tabelle enthält zusätzlich für die Stunden, in denen die Preise negativ wurden, die exakten Angaben zum Handelsvolumen in MWh, zum Preis in Euro|MWh und zum sich daraus ergebenden Umsatz in Euro. Der größte Teil des Handelsvolumens dürfte dabei auf den Pflichtverkauf von EEG-Strom durch die Übertragungsnetzbetreiber zurückzuführen sein.

Neuregelung der EEG-Abrechnung entpuppt sich als Schildbürgerstreich

Die Neuregelung des EEG-Ausgleichs (090507) belastet die Endverbraucher mit zusätzlichen Kosten, die geradezu absurd anmuten. Dies zeigen jüngste Erfahrungen mit dem Verkauf von Windstrom am Spotmarkt der Strombörse, der aufgrund der "Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus (AusglMechV)" ab 1. Januar 2010 obligatorisch wird. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) brauchen dann den eingespeisten Strom aus erneuerbaren Energien nicht mehr an die Endverteiler weiterzuleiten ( 1). Stattdessen sind sie verpflichtet, den Strom am Spotmarkt der Strombörse verkaufen ( 2). Das kann aber zu einem totalen Preisverfall führen, wenn einer starken Einspeisung aus Windkraftanlagen keine entsprechende Nachfrage gegenübersteht. Zum Beispiel sank am frühen Morgen des 4. Oktober der Preis für die Megawattstunde an der Strombörse auf bis zu minus 500 Euro (siehe Grafik 1). Am frühen Morgen des 24. November wurde mit minus 150 Euro ein weiterer Tiefpunkt erreicht (siehe Grafik 2). Das heißt, daß die Übertragungsnetzbetreiber den Strom nicht einmal geschenkt losbekamen. Sie mußten sogar bis zu 500 Euro pro Megawattstunde bezahlen, damit ihnen ein Pumpspeicherkraftwerk oder ein anderer potenter Verbraucher den Strom abnahm.

Allein am 4. Oktober belief sich so das Aufgeld, das die Netzbetreiber und andere Anbieter zwischen ein und sechs Uhr morgens dem verschenkten Strom noch hinterherwerfen mußten, auf über 14 Millionen Euro. Für das laufende Jahr müssen die Übertragungsnetzbetreiber solche Verluste im Rahmen der Anreizregulierung noch selber verkraften. Mit Beginn des neuen Jahres werden sie aber durch die neue Verordnung über die EEG-Umlage auf die Endverbraucher abgewälzt und belasten deren monatliche Stromrechnung. Dasselbe gilt für den viel häufigeren Fall, daß für den EEG-Strom an der Börse nur geringe Erlöse erzielt werden, die unterhalb des normalen Börsenpreises liegen oder gar gegen null tendieren.

Da es bei Negativpreisen auf eine produktive Verwertung des Stroms gar nicht mehr ankommt, wäre es sogar sinnvoll und ein höchst lukratives Unterfangen, eine Art Stromvernichtungsmaschine zu erfinden. Beispielsweise in Form eines ausgedienten Aluminium-Schmelzofens mit Anschluß ans Hochspannungsnetz und mit Internet-Verbindung zur Strombörse. Der Betreiber des Ofens könnte dann in kürzester Zeit Millionen scheffeln, während sich der über die Börse bezogene Strom in Wärme verflüchtigt.


Auf bis zu 150 Euro minus stürzte der Börsenpreis am 24. November. Das ist die Grenze, wo nach dem Börsen-Reglement die Auktion annulliert und eine zweite durchgeführt werden kann. Wenn Angebot und Nachfrage zu weit auseinanderklaffen, hilft das allerdings auch nichts.
Diese Grafik zeigt die viertelstündlich erfaßte Windstrom-Einspeisung ins Netz der vier Transportnetzbetreiber am selben 24. November, an dem zwischen drei und vier Uhr morgens der Preis auf minus 150 Euro/MWh fiel (obere Grafik). Wie man sieht, haben Vattenfall und Transpower (früher E.ON) das größte Windstrom-Aufkommen, gefolgt von Amprion (früher RWE). Bei der EnBW (schwarz) ist die Windstrom-Einspeisung dagegen vergleichsweise unbedeutend.

 

Bundesnetzagentur bewilligte den ÜNB bereits höhere Erlösobergrenzen

Gegen null tendierende und sogar leicht negative Preise gibt es am Spotmarkt der EEX schon seit längerem. Im Rahmen der Anreizregulierung, die seit Januar 2009 läuft, hat die Bundesnetzagentur deshalb den Übertragungsnetzbetreibern besonders üppige Erlösobergrenzen zugestanden. Wie sie am 2. April 2009 bei der Vorstellung ihres Jahresberichts beiläufig mitteilte, erhöhte sie die Erlösobergrenzen gegenüber den zuletzt bewilligten Netzentgelten um bis zu 30,2 Prozent. Als Begründung nannte sie die "erheblichen Kostensteigerungen" bei den Systemdienstleistungen der ÜNB. Besonders tiefe Abstürze in den Minusbereich wie am 4. Oktober gab es damals allerdings noch nicht. Das erklärt auch, weshalb Vattenfall nun lauthals jammerte und gegenüber der "Frankfurter Allgemeinen" (10.12.) von einem "Marktversagen" sprach, das für VET existenzbedrohend werden könne. Den Hintergrund des Jammerns bildet, daß die Übertragungsnetzbetreiber auch solche außerplanmäßigen Verluste im Rahmen der bewilligten Erlösobergrenzen unterbringen müssen. Die Bundesnetzagentur sieht keinen Grund, deshalb die festgelegten Erlösobergrenzen nochmals anzuheben, zumal die Netzbetreiber schon ab Januar 2010 aller Sorgen enthoben sind und dann sämtliche Kosten über die EEG-Umlage direkt auf die Strompreise abwälzen können. Außerdem hat die Behörde den ÜNB nach dem Fiasko vom 4. Oktober zugestanden, eine unsichtbare Untergrenze für Preisangebote einzuhalten, damit die Verluste nicht zu hoch werden. Die genaue Höhe dieser Untergrenzen wissen nur die ÜNB. Möglicherweise liegt sie bei den 150 Euro/MWh, bei denen am 24. November das nächste große Absacken der Preise in den Minusbereich endete (siehe Grafik).

An diesen 150 Euro orientiert sich auch die Epex, in der die Leipziger EEX und die französische Powernext ihre Spotmärkte neuerdings zusammengelegt haben (091209). Nach seiner Sitzung am 2. Dezember verwies der Börsenrat nochmals auf das Reglement, wonach die Börse eine zweite Auktion durchführen kann, wenn die Preise unter minus 150 Euro liegen bzw. sich der Phelix-Day-Base-Index deutlich vom OTC-Preis unterscheidet. Dies geschehe mit Blick auf "wahrscheinliche Auswirkungen der bevorstehenden Vermarktung von EEG-Strom durch die Übertragungsnetzbetreiber am börslichen Spotmarkt".

Überangebot an Windstrom ersetzt nicht mehr unmittelbar andere Kraftwerkskapazitäten

Die Möglichkeit negativer Preise gibt es am Strom-Spotmarkt für das Marktgebiet Deutschland/Österreich bereits seit September 2008 – im Unterschied zu den Marktgebieten Frankreich und Schweiz, wo weiterhin nur positive Preise bis zu 3000 Euro/MWH zulässig sind. Bei der deutsch-österreichischen Auktion können sich die Preise dagegen nach beiden Richtungen gleichweit von Null entfernen, so daß es also grundsätzlich möglich ist, einer verschenkten Megawattstunde bis zu 3000 Euro hinterherzuwerfen. Nach Angaben der EEX erfolgte die Einführung dieser Negativpreise "auf Teilnehmerwunsch, da es unter Umständen günstiger sein kann, für einige Stunden etwas zu zahlen, damit der Strom abgenommen wird, anstatt das komplette Kraftwerk herunterfahren zu müssen".

Besonders anfällig für solche Negativpreise sind die frühen Morgenstunden von Sonntagen, wenn ein unerwartet hohes Windstromaufkommen mit einem sehr geringen Verbrauch zusammentrifft. Früher mußten die Netzbetreiber in einer solchen Situation andere Kraftwerke vom Netz nehmen, da sie nach 8 EEG zur vorrangigen Abnahme des eingespeisten Stroms aus erneuerbaren Energien verpflichtet sind. Oder sie mußten eben Mindererlöse in Kauf nehmen, falls ihnen das – wie oben beschrieben – in der Gesamtrechnung sinnvoller erschien. Jetzt wird das grundlegend anders: Nach der neuen Verordnung müssen die Netzbetreiber den Windstrom zwar weiterhin vorrangig abnehmen. Die Einspeiser bekommen auch nach wie vor die gesetzlich vorgeschriebene Vergütung. Der abgenommene EEG-Strom wird aber nicht mehr an die Endverteiler weitergeleitet, sondern muß an der Strombörse verkauft werden. Da die Absatzgarantie wegbricht, ersetzt ein Überangebot an Windstromerzeugung nicht mehr unmittelbar andere Kraftwerkskapazitäten. Der überschüssige Strom wird vielmehr an der Börse angeboten, bis der Preis ins Bodenlose gestürzt ist und sich doch noch ein Abnehmer findet. Wenn dann beispielsweise der Betreiber eines Pumpspeicherkraftwerks den Strom abnimmt und zusätzlich eine sechsstellige Summe als Dreingabe erhält, macht er sogar ein mehrfaches Geschäft, da er mit dem kostenlos hochgepumpten Wasser später wiederum Strom erzeugen kann, der sich zur Abdeckung von Spitzenlast besonders teuer verkaufen läßt.

Auch Fachleute sahen die Tücken der neuen Regelung nicht oder verharmlosten sie

Man fragt sich, wie ein solcher Schildbürgerstreich zustande kommen konnte, zumal der Verordnung nach 64 Abs. 3 EEG auch der Bundestag zustimmen mußte. Federführend für den Verordnungsentwurf war das Bundesumweltministerium, das damals noch Sigmar Gabriel (SPD) unterstand. Aber auch im Ausschuß für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, der am 1. Juli seine Beschlußempfehlung abgab, erkannte anscheinend niemand die Tücken, die mit der Beseitigung des bisher garantierten Absatzes für Windstrom verbunden waren. Die Linke und die Grünen kündigten zwar an, sich der Stimme zu enthalten, hegten aber eher nebensächliche Befürchtungen, die sich etwa auf die mangelnde Transparenz der Strombörse bezogen. Am folgenden Tag wurde die Verordnung mit den Stimmen der Großen Koalition und der FDP im Bundestag "abgenickt".

Am ehesten wäre noch der Bundesnetzagentur genügend Durchblick zuzutrauen gewesen. Sie wird in der Verordnung mehrfach als Instanz genannt, die alles kontrolliert und die Einzelheiten regelt. Man darf sogar vermuten, daß der Textentwurf in wesentlichen Teilen von der Behörde verfaßt wurde. Nach 10 bleibt sie für die Überwachung des geänderten Prozederes zuständig. Nach 9 hat sie bis zum 31. Dezember 2011 einen Erfahrungsbericht mit Vorschlägen zur weiteren Ausgestaltung des Ausgleichsmechanismus vorzulegen, wobei es insbesondere darum gehen soll, die Aufgabe der Vermarktung von den Übertragungsnetzbetreibern an Dritte zu übertragen. Anscheinend war aber auch den Fachleuten der Bundesnetzagentur nicht so recht klar, daß sich die Absatzgarantie, die bisher mit der physischen Weiterleitung des EEG-Stroms verbunden war, nicht einfach durch eine Vermarktung an der Strombörse ersetzen läßt, ohne die Axt an die ganze Systematik der EEG-Förderung zu legen. Während die Preise am Spotmarkt schon tief ins Minus gestürzt waren, vertrat Behördenchef Matthias Kurth noch immer die Ansicht, daß eine eventuelle Erhöhung der EEG-Umlage durch eine Senkung der Netzkosten ausgeglichen werde (091103).

Abschaltung von Windkraftanlagen wäre kein vernünftiger Ausweg

Auch von den Branchenverbänden war die Neuregelung größtenteils begrüßt worden. Die Netz- und Kraftwerksbetreiber, die Vertriebsfirmen sowie die Stromhändler sahen – durchaus zu Recht – nur Vorteile für sich. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) lobte den angeblichen Gewinn an "Effizienz und Transparenz" und glaubte gar Vorteile für die Endkunden zu erkennen, die nun auf ihren Stromrechnungen besser über die Kosten der erneuerbaren Energien informiert würden. Die Betreiber von Windkraftanlagen und andere Nutznießer des EEG brauchten sich nicht betroffen zu fühlen, da sie die Einspeisevergütungen wie bisher bekommen. Lediglich der Verband der industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) tanzte aus der Reihe der Lobredner und Abnicker, da er die Tücken des Verordnungsentwurfs für die eigenen Mitglieder erkannte. Unter anderem stellte der VIK in seiner Stellungnahme die Gretchenfrage, was denn mit den EEG-Einspeisemengen passieren werde, die vom EEX-Spotmarkt nicht aufgenommen werden können. Auf die Idee, daß diese überschüssigen Strommengen wie Sondermüll für teures Geld entsorgt werden könnten, kam er allerdings nicht. Er befürchtete vielmehr, daß die Netzbetreiber verstärkt den 11 EEG (Einspeisemanagement) nutzen und Windkraftwerke einfach abschalten würden, was dann über die in 12 EEG (Härtefallregelung) vorgeschriebene Entschädigung der Betreiber zu erhöhten Kosten auch für die industriellen Verbraucher führen könne (im VIK-Papier ist mit Blick auf Einspeisemanagement und Härtefallregelung irrtümlich von den Paragraphen 12 und 13 die Rede).

Die Abschaltung von Windkraftanlagen wäre in der Tat die Alternative zur Verschleuderung des Stroms, der zur Unzeit anfällt und deshalb nicht verkaufsfähig ist. Aufgrund der Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen (SDLWindV), die gleichzeitig mit Verordnung zur Neuregelung des EEG-Ausgleichs erlassen wurde (090507), müssen größere Windkraftanlagen so beschaffen sein, daß der Netzbetreiber sie abschalten kann. Allerdings darf der Netzbetreiber von dieser Möglichkeit nach 11 EEG nur Gebrauch machen, wenn andernfalls die Netzkapazität überlastet wäre. Davon kann aber hier nicht die Rede sein. Es gibt keine Netzengpässe, sondern es fehlt die Verkaufsmöglichkeit an der Strombörse. Außerdem wäre es absolut nicht im Sinne der EEG-Förderung, Windkraftanlagen ausgerechnet dann abzuschalten, wenn sie ihren größten Beitrag zur Stromerzeugung leisten.

Auch wenn es nicht zu Negativpreisen kommt, müssen die Verbraucher für Mindererlöse aufkommen

Gemäß 12 der Verordnung hat die EEG-Jahresabrechnung 2009 noch nach dem alten "Wälzungs"-Verfahren zu erfolgen. Richtig ernst wird die Situation also erst mit Beginn des neuen Jahres, wenn der EEG-Strom komplett über die Börse verkauft werden muß. Anscheinend wollen die Verantwortlichen die Dinge auf sich zukommen lassen und hoffen, daß es schon nicht so schlimm werden wird. Zum Beispiel wäre es möglich, daß bestimmte Börsenteilnehmer sich auf die Abnahme billigen EEG-Stroms spezialisieren und so die Verluste in Grenzen halten. Dem Vernehmen nach floß der unverkäufliche Windstrom bisher vor allem nach Frankreich und Osteuropa. Dieses Geschäftsmodell könnten auch noch andere für sich entdecken. Schließlich bekommt man den Strom sonst nicht zum Spottpreis oder gar geschenkt. Funktionieren kann es aber nur zu Preisen unterhalb des üblichen Marktwerts. Die Verluste sind dann etwas bescheidener als bei verschenktem Strom mit Negativpreisen, gehen aber ebenfalls in die die EEG-Umlage ein und werden so auf die Verbraucher abgewälzt. Im übrigen hat der liberalisierte Markt inzwischen einen Dschungel an komplizierten Vorschriften und Abläufen hervorgebracht, der jedem Außenstehenden die klare Sicht auf die Zusammenhänge verwehrt. Man denke nur an das Gejammere von Vattenfall über ein "Marktversagen", das die ÜNB mit ihrer Forderung nach Einführung negativer Preise selber provoziert haben...

Wirtschaftswissenschaftler warnte vor "extremen Preisschwankungen"

Bestätigt fühlen darf sich nun der Wirtschaftswissenschaftler Lorenz Jarass, der noch vor den spektakulären Negativpreisen an der Strombörse in einem Artikel für die Oktober-Ausgabe der "Energiewirtschaftlichen Tagesfragen" vor den verhängnisvollen Auswirkungen der Neuregelung warnte (siehe Link). Der vorgeschriebene Verkauf der zeitweise enormen Mengen an EEG-Strom werde "in jedem Fall zu extremen Preisschwankungen führen", prophezeite er. Die Verordnung sei keineswegs eine bloße Vereinfachung des Abrechnungsverfahrens. Tatsächlich handele es sich "um eine qualitative Änderung gegenüber der bisherigen Situation". Statt die Schwächen des alten Systems zu beheben, werde der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien gefährdet.

Das bisherige Verfahren ist zwar auch nicht befriedigend, aber in jedem Falle besser

Nach 34 - 44 EEG findet bisher ein aufwendiger physikalischer und finanzieller Ausgleich der EEG-Mengen zwischen Netzbetreibern und Stromvertrieben statt. Dabei wandeln die Übertragungsnetzbetreiber den Strom aus Erneuerbaren Energien, den sie abgenommen, bezahlt und untereinander ausgeglichen haben, im Zusammenwirken mit Stromhändlern in Monatsbänder um und liefern diese an die Vertriebe. Die Höhe dieser Monatsbänder wird im Vorjahr prognostiziert. Da die nach EEG vergüteten Strommengen über lange Zeiträume nicht genau prognostizierbar sind, wird die Höhe des Monatsbands jeweils im Vormonat der Lieferung angepasst. Die Vertriebsunternehmen sind verpflichtet, diese Bänder als so genannte EEG-Quote abzunehmen und zu vergüten.

Die Umstellung des Ausgleichsmechanismus soll den hier beschriebenen Aufwand und die damit verbundenen Mehrkosten insbesondere für kleine und mittlere Stromvertriebsunternehmen verringern. Wie es in der offiziellen Begründung des Verordnungsentwurfs weiter heißt, entsteht bei den Übertragungsnetzbetreibern für die Umwandlung des nach EEG vergüteten Stroms in Monatsbänder ein erheblicher Aufwand, der sich in den Netzentgelten niederschlage. Zudem seien die zur Herstellung der Monatsbänder notwendigen Handelsgeschäfte nicht transparent. Die Differenzen zwischen vorheriger Prognose der EEG-Quote und deren tatsächlicher Höhe würden zu Risiken für alle Vertriebsunternehmen führen, die finanziell abgesichert werden müssen. Der physikalische Ausgleich berge also für die Vertriebsunternehmen Risiken im Beschaffungsportfolio. Zudem werde der nach EEG vergütete Strom dem allgemeinen Strommarkt entzogen, da die Stromvertriebsunternehmen den Teil ihres Stroms, den sie als EEG-Quote abnehmen müssen, nicht frei am Markt beschaffen können.

Insgesamt werde das EEG-Gesamtsystem durch die Abschaffung der physikalischen Weitergabe des Stroms "deutlich effizienter und günstiger für Netzbetreiber, Vertriebe sowie Verbraucherinnen und Verbraucher", heißt es in der Begründung der Verordnung (man beachte nebenbei, wie auch in diesem Text der Bundesregierung das generische Maskulinum dem 1 Abs. 2 BGleiG zum Opfer gefallen ist; für die Verbraucherinnen und Verbraucher dürfte es indessen nur ein schwacher Trost sein, wenn ihnen von der Gesetzgeberin und dem Gesetzgeber in politisch korrekter Sprache das Fell über die Ohren gezogen wird).

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