Volatilität Der Preis der Energiewende gefährdet die Versorgungssicherheit

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1 Volatilität Der Preis der Energiewende gefährdet die Versorgungssicherheit Tobias Federico Der Ausbau von Netzen sowie von Speicherkapazitäten gilt als Voraussetzung für das Gelingen der Energiewende. Mindestens ebenso wichtig ist jedoch die zusätzliche Errichtung steuerbarer und spitzenlastfähiger Kraftwerke. Da derzeit jedoch die Rahmenbedingungen für den Zubau von derartigen Erzeugungskapazitäten fehlen, ist nach aktuellen Berechnungen die Versorgungssicherheit spätestens ab 2023 dem Jahr nach der Stilllegung des letzten deutschen Kernkraftwerks teilweise nicht mehr gegeben. Die deutsche Kraftwerkslandschaft ist auf den Ausstieg aus der Kernenergie derzeit nicht ausreichend vorbereitet. Um die Stromversorgung zu sichern, stehen in Deutschland zusätzlich ältere Kohle- und Gaskraftwerke mit einer Kapazität von insgesamt rd MW und in Österreich mit MW als sog. Kaltreserve zur Verfügung [1]. Im Dezember 2011 wurde erstmals ein altes österreichisches Öl-Kraftwerk bei Graz wieder ans Netz genommen, um die Stromversorgung in Süddeutschland aufrecht zu erhalten [2]. Das Fehlen von MW Leistung bringt aber schon jetzt die Netze an den Rand der Leistungsfähigkeit, so die Ergebnisse des Monitoringberichts 2011 der Bundesnetzagentur [1]. Zwar bleibt das Risiko derzeit beherrschbar, jedoch schöpfen die Übertragungsnetzbetreiber bereits heute ihre Möglichkeiten nahezu vollständig aus, um die Netzlast zu stabilisieren. Im Jahr 2011 musste der niederländische Übertragungsnetzbetreiber Tennet gegenüber dem Vorjahr dreimal so viele Sondermaßnahmen ergreifen. Während im Jahr 2010 nur 298- mal an 161 Tagen nachgeregelt werden musste, griff der Netzbetreiber im Jahr 2011 an 306 Tagen insgesamt 990-mal zu solchen Sondermaßnahmen [3]. Insbesondere bei ungünstigen Wetterverhältnissen im Winter steigt das Netzausfallrisiko deutlich an. Wenn heute die Erzeugungskapazität in Deutschland zur Deckung der Stromnachfrage durch das Abschalten der Kernkraftwerke nicht ausreicht, wird meist Strom aus den Nachbarländern (hauptsächlich aus Frankreich und der Tschechischen Republik) importiert. Frankreich und Deutschland belieferten sich bisher gegenseitig mit Strom. Da in Frankreich viele Haushalte mit Strom heizen, ist es im Winter auf Stromimporte angewiesen und bezog bislang hierfür meist Strom aus Deutschland. Im Jahr 2010 kaufte Frankreich etwa 16 TWh Strom in Deutschland ein, während 9,4 TWh aus französischen Kraftwerken nach Deutschland exportiert wurden. Mit dem Abschalten der ersten acht Kernkraftwerke im März 2011 wurde Deutschland schlagartig vom Netto-Stromexporteur zum Netto-Stromimporteur (siehe Abb. 1). Voraussetzung für den Stromimport aus den Nachbarstaaten sind dort vorhandene Überkapazitäten. Benötigen die Verbraucher z. B. in Frankreich in einem kalten Winter den Strom selbst, könnte es diesen Strom nicht exportieren. In einem solchen Fall könnte es vor allem im Winter zu Versorgungsengpässen insbesondere in Süddeutschland kommen, da der Wegfall der Kernkraftwerke noch nicht durch neue Kapazitäten in Deutschland kompensiert wird. Szenario für die Jahre 2023 bis 2030 Wenn ab dem Jahr 2022 alle deutschen Kernkraftwerke vom Netz gegangen sind und bis zu diesem Zeitpunkt nicht in ausreichendem Umfang neue konventionelle Kraftwerke in Betrieb genommen wurden, verschärft sich diese Situation. Um dies zu demonstrieren, modellierte Energy Brainpool fundamental ein stündliches Szenario bis zum Jahr Abb. 1 Grenzüberschreitender Stromfluss im Jahr 2011 Informationen über die Zukunft des Energiemarktes lieferten dabei vier renommierte Studien: Die Deutschland betreffenden Entwicklungen wurden der Leitstudie des Bundesumweltministeriums aus dem Jahr 39

2 2010 [4] sowie dem Bericht der Bundesnetzagentur Auswirkungen des Kernkraftwerk- Moratoriums auf die Übertragungsnetze und die Versorgungssicherheit [5] entnommen. Ergebnisse für alle anderen europäischen Länder wurden entsprechend der EU-Studie Trends to 2030, Update 2009 eingearbeitet [6]. Diese Studie gibt zudem Aufschluss über die Entwicklung der Preise für CO 2 -Emissionszertifikate sowie über die grenzüberschreitenden Stromflüsse. Die Datenbasis der Preisentwicklung der Rohstoffe Öl, Kohle und Gas lieferte der World Energy Outlook der IEA [7]. Das auf den genannten Studien aufbauende Fundamentalmodell Power2Sim arbeitet nach einem modularen Prinzip: Die oben erwähnten zukunftsbasierten Daten fließen zum Großteil in ein sog. Lastmodul ein. In diesem Modul werden die stündlichen Stromnachfragen für jedes der 29 betrachteten europäischen Länder generiert. Zusätzlich werden die grenzüberschreitenden Stromflüsse innerhalb eines Im- und Exportmoduls abgebildet. Aus dem Saldo der Berechnungen des Lastmoduls und des Im- und Exportmoduls ergibt sich die Stromnachfrage. Das Kernstück von Power2Sim, in dem der eigentliche Strompreis modelliert wird, bildet das Strompreismodul. Dort werden Angebot und Nachfrage in Beziehung zueinander gesetzt. Das Stromangebot wird dabei durch die voraussichtliche Kraftwerkslandschaft des Jahres 2030 abgebildet (siehe Abb. 2). Grundlage dafür bildet die Kraftwerksdatenbank von Energy Brainpool, welche über konventionelle Kraftwerke in 29 Ländern Europas enthält. Zu jedem Kraftwerk sind unter anderem Kapazität, Leistung und Brennstoffart hinterlegt. Ergänzt wird diese Datenbasis durch den Zubau an Erzeugungskapazitäten gemäß der verwendeten Studie. Der Strompreis wird im Strompreismodul nach dem Merit-Order-Prinzip berechnet: Hierbei werden die Kraftwerke aufsteigend nach kurzfristigen Grenzkosten sortiert. Dementsprechend steht das günstigste Kraftwerk an erster und das teuerste, gerade noch zur Deckung der Stromnachfrage benötigte Kraftwerk an letzter Stelle. Die günstigsten Kraftwerke sind diejenigen ohne Brennstoff- und CO 2 -Kosten, also Windparks, Wasserkraft- und Photovoltaikanlagen. Es folgen derzeit noch die Kernkraftwerke mit sehr geringen kurzfristigen Grenzkosten und anschließend Braunkohle-, Steinkohle-, Gas- und Dampf- (GuD-) Kraftwerke, Gasturbinen sowie heizölbefeuerte Kraftwerke (siehe Abb. 3). Abb. 2 Schematische Darstellung des Power2Sim-Fundamentalmodells Das letzte benötigte Kraftwerk bestimmt den Marktpreis, der für alle Bieter gilt. Besteht ein hoher Strombedarf, können Kraftwerke, die günstiger als das Grenzkraftwerk sind, ihre Brennstoffkosten sowie einen positiven Deckungsbeitrag erwirtschaften. Der Strompreis insgesamt ist also abhängig von der Anzahl der zur Deckung des Bedarfs benötigten Kraftwerke sowie deren Technologien, Brennstoffen und Wirkungsgraden. Preisvolatilität wird zur Herausforderung für die Versorgungssicherheit Abb. 3 Merit-Order unterschiedlicher Kraftwerkstypen Im Modell zeigt sich: Je mehr erneuerbare Energien mit schwankenden Produktionsmengen zur Verfügung stehen, desto volatiler werden die Strompreise. Konkret ist dabei über das Jahr 2012 gesehen im Sommer mit Preisen nahe oder unter null und im Winter mit Strompreisen weit über 200 /MWh in Einzelstunden zu rechnen. Diese extremen Preise könnten laut den Ergebnissen des Szenarios bis zum Jahr

3 signifikant auf 500 bis in Einzelstunden steigen. Auch die Häufigkeit der Stunden mit extremen Preisen würde sich bis zum Jahr 2030 signifikant erhöhen. Im Jahr 2010 kam es an 0,4 % der Stunden im Jahr zu extrem niedrigen Strompreisen. Für das Jahr 2030 geht das Modell schon von 3,4 % der Jahresstunden mit extrem niedrigen Preisen aus. Ähnliches gilt für die extrem hohen Preise. Während im Jahr 2010 nur an 0,1 % der Jahresstunden extrem hohe Preise erzielt wurden, wird dies der Simulation zufolge im Jahr 2030 an 7,8 % der Stunden im Jahr der Fall sein (siehe Abb. 4). Erschwerend kommt hinzu, dass es durch die Abschaltung der Kernkraftwerke zu Stromausfällen kommen könnte. Voraussichtlich ab dem Jahr 2023 bis zum Jahr 2030 wird die Last teilweise selbst unter Hinzuziehung aller Importe nicht gedeckt werden können. Im Jahr 2023 wird dies etwa für 50 Stunden der Fall sein. Sollte kein signifikanter Ausbau von zusätzlichen Kapazitäten erfolgen, könnte sich diese Stundenzahl bis zum Jahr 2030 auf 500 Stunden jährlich erhöhen (siehe Abb. 5). Die erneuerbaren Energien bieten zwar enormes Potenzial zur Deckung der Stromversorgung, allerdings ist die Produktion größtenteils vom Wetter abhängig und unterliegt daher gewaltigen Schwankungen. Um die Versorgung auch in Zukunft stabil aufrecht zu erhalten, müssen nicht nur die nicht-steuerbaren erneuerbaren Energien ausgebaut werden, sondern auch steuerbare Kraftwerke, wie Geothermie- oder Biogasanlagen. Außerdem werden zumindest in der Übergangszeit zu einer 100-prozentig erneuerbaren Versorgung zusätzlich konventionelle Erzeugungskapazitäten benötigt. Ob neue Kraftwerke in Deutschland gebaut werden, hängt von der Sicherheit bei Investitionen in neue Erzeugungskapazitäten ab. Basis für eine Investitionsentscheidung sind der zu erwartende Cashflow und die Prognose der künftigen Einnahmen, also der Preise, die für Strom bis ins Jahr 2030 und darüber hinaus erzielt werden können. Der weitere Ausbau erneuerbarer Energien wird ab dem Jahr 2030 dafür sorgen, dass diese Zahl wieder leicht sinkt. Die Versorgungslücke bleibt jedoch erhalten. In Fällen der Unterversorgung bestehen grundsätzlich nur zwei Möglichkeiten: Entweder werden Stromimporte forciert oder es kommt zu einem Lastmanagement in Form kontrollierter Stromabschaltungen. Theoretisch geht diese Situation mit extremen Preisspitzen bei den Spotpreisen einher. Kraftwerkszubau als Lösungsansatz? Aus der Analyse der aktuell geplanten Kraftwerkskapazitäten wird bereits heute ersichtlich, dass der derzeit geplante Zubau den Bedarf nicht wird decken können (siehe Tab.). So werden bspw. bis zum Jahr 2019 bislang netto nur MW an Erzeugungskapazitäten zugebaut. Um Versorgungssicherheit herzustellen, müssten weitere Kraftwerke hinzukommen. Abb. 4 Zukünftig kommt es zu einer Häufung von extremen Preisen Abb. 5 Bedarfsunterdeckung im Jahr

4 Tab.: Rückbau von sowie Investitionen in Erzeugungskapazitäten im Vergleich Voraussichtlicher Rückbau von Erzeugungskapazitäten Eingesetzte Energieträger Total Kernenergie Braunkohle Steinkohle Andere Summe Geplante bzw. durchgeführte Investitionen in Erzeugungskapazitäten im Bau genehmigt im Genehmigungsprozess bisher nicht im Genehmigungsprozess Total Summe Quelle: BNetzA, alle Angaben in MW auf Basis bundesweiter Plandaten 5 Auch hier werden die Preisschwankungen zu einer besonderen Herausforderung. In Zukunft werden konventionelle Kraftwerke nur noch dann Energie liefern, wenn der Strom aus erneuerbaren Energiequellen nicht ausreicht. Daher sind sie so auszulegen, dass sie flexibler arbeiten sowie schnell hoch- und heruntergefahren werden können. Technisch sind nur wenige Kraftwerkstypen dazu in der Lage, z. B. Gasturbinenkraftwerke. Diese haben allerdings relativ hohe Grenzkosten. Das Anfahren lohnt sich erst, wenn diese Grenzkosten über den Strompreis gedeckt werden können. Neben ihren Grenzkosten müssen diese Kraftwerke auch ihre fixen Betriebs- und Investitionskosten erwirtschaften. Aufgrund des Zubaus an erneuerbaren Anlagen werden in Zukunft Kraftwerke immer häufiger nicht mehr in Vollzeit unter Volllast betrieben werden. Diese Kraftwerke dienen dann vor allem dazu, die Kapazitäten für spezielle Wetterkonstellationen vorzuhalten, z. B. wenn Windstille eintritt oder die Sonne nicht scheint. Dies bedeutet im Umkehrschluss, dass diese, um wirtschaftlich zu sein, ihren Deckungsbeitrag in weniger Betriebsstunden erwirtschaften müssen. Damit sie ihre Vollkosten decken können, müssen ihnen in diesen Stunden wesentlich höhere Strompreise garantiert werden. Eine Wirtschaftlichkeitsberechnung anhand der Ergebnisse der Simulation zeigt, dass eine Gasturbine in jeder ihrer Einsatzstunden einen Strompreis von mindestens 250 /MWh benötigt. Die Versorgungssicherheit ist gefährdet In den kommenden Jahren wird das durchschnittliche Strompreisniveau gemäß den Modellergebnissen relativ stabil bleiben. Da die Ursache der aktuellen Preissteigerung in weiten Teilen in den steigenden Rohstoffpreisen liegt, werden weitere Anstiege durch den zunehmenden Anteil der erneuerbaren Energien gedämpft. Der Ausbau der erneuerbaren Energien wird jedoch primär durch Photovoltaik und Windenergie vorangetrieben, wodurch die Volatilität der Strompreise in Zukunft weiter zunimmt. Mehrere Energieversorger ziehen bereits die Schließung einiger älterer Kohlekraftwerke in den nächsten Jahren in Betracht. Die Ertragssituation jedes einzelnen Kraftwerks steht unter Beobachtung, da die Profitabilität unter den niedrigen Strompreisen leidet. Zudem drücken die höheren Rohstoffkosten insbesondere für Steinkohlekraftwerke das Betriebsergebnis. RWE erwägt, Steinkohlekraftwerke vom Netz zu nehmen und auch E.ON kündigte an, europaweit Erzeugungskapazitäten von 6 GW stillzulegen [8]. Damit wird schon heute deutlich, dass sich die Versorgungssituation ohne entsprechende Anreize zuspitzen wird. Derzeit wird über die Förderung der Vorhaltung der Kapazitäten sog. Kapazitätsmärkte gesprochen, die hier einen Lösungsansatz darstellen könnten. Demnach würde ein Kraftwerk Entgelte schon für das Vorhalten der Energie erhalten und der Betrieb auch weiterhin betriebswirtschaftlich darstellbar sein. Klar ist jedoch: Unter den aktuellen Voraussetzungen und ohne zusätzliche Anreize erscheint der Bau konventioneller Kraftwerke derzeit als nicht wirtschaftlich. Für Kraftwerksbetreiber ist eine Investitionsentscheidung momentan daher äußerst fraglich und damit auch die Versorgungssicherheit. Anmerkungen [1] Bundesnetzagentur: Bericht zu den Auswirkungen des Kernkraftausstiegs auf die Übertragungsnetze und die Versorgungssicherheit und zugleich Bericht zur Notwendigkeit eines Reservekraftwerks im Sinne der Neuregelungen des Atomgesetzes , abrufbar [2] Swietly, E.; Mengewein J.: Netzbetreiber nutzen Winter-Reserve fast nicht. In: Dow Jones Energy Daily, Vgl. auch Wetzel, D.: Österreich rettet deutsche Stromversorgung. In: Die Welt, [3] Siehe Wetzel (Fn. [2]). [4] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Leitstudie Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global , abrufbar [5] Bundesnetzagentur: Bericht zu den Auswirkungen des Kernkraftausstiegs auf die Übertragungsnetze und die Versorgungssicherheit und zugleich Bericht zur Notwendigkeit eines Reservekraftwerks im Sinne der Neuregelungen des Atomgesetzes , abrufbar 42

5 [6] Europäische Kommission: Directorate-General for Energy, Climate Action DG and Mobility and Transport DGEU: Studie Trends to 2030, Update Brüssel, , abrufbar [7] International Energy Agency: World Energy Outlook Paris, , abrufbar [8] Lambertz, J.: Flexibel und innovativ die Energiewende vorantreiben. Statement zur Jahres-Pressekonferenz Rheinisches Revier. Bergheim, , abrufbar Vgl. auch E.ON AG: E.ON führt Wertberichtigung durch. Ad hoc-meldung vom , abrufbar Im Zusammenhang mit den Vorbereitungen zur Erstellung des Jahresabschlusses 2011 hat E.ON konzernweit einen Wertberichtigungsbedarf in Höhe von ca. 3 Mrd. identifiziert. Demnach machen vor allem in Spanien und Italien eine pessimistischere Einschätzung der langfristigen Strompreisentwicklung, regulatorische Eingriffe sowie eine geringere Auslastung von Gas- und Kohlekraftwerken Abschreibungen in Höhe von 2,1 Mrd. notwendig (in beiden Ländern hauptsächlich auf Kraftwerke). T. Federico, Geschäftsführer, Energy Brainpool GmbH & Co. KG, Berlin tobias.federico@energybrainpool.com 43