Bleiben Kraftwerkskapazitäten ungenutzt um die Strompreise zu erhöhen?

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1 VRE e. V. Bleiben Kraftwerkskapazitäten ungenutzt um die Strompreise zu erhöhen? I. Worum geht es? Die ordnungsgemäße Preisbildung auf dem Stromgroßhandelsmarkt wird in Frage gestellt. So unterstellt der VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft seit Wochen, der Strompreis würde durch strategisches Verhalten der vermeintlich marktbeherrschenden Energieversorger manipuliert. Diese würden verfügbare Kraftwerkskapazitäten nicht nutzen, um das Angebot künstlich zu verknappen und so die Strompreisnotierungen an der Leipziger Strombörse (EEX) in die Höhe treiben. An Hand einer Analyse des Marktgeschehens in der 27. Kalenderwoche des Jahres 2006 sowie der an der Strombörse EEX von den Kraftwerksbetreibern für diesen Zeitraum bereitgestellten Daten ließe sich dies nachweisen. Bisher ist VIK aber nähere Erläuterungen schuldig geblieben. Am soll nun die bereits für den Herbst letzten Jahres angekündigte Veröffentlichung einer Studie erfolgen, mit welcher VIK seine Anschuldigungen untermauern will. II. Was ist zu den bisherigen Vorwürfen zu sagen? Die Vorwürfe des VIK offenbaren bisher ein deutliches Missverständnis der Mechanismen des Strommarktes und der Strompreisbildung sowie der technischen Eigenheiten dieses Marktes, die aus der Natur der Ware Strom erwachsen. Zudem operiert der VIK mit vereinfachenden Annahmen, die der Komplexität und den technischen Restriktionen der Elektrizitätswirtschaft nicht gerecht werden. So geht der VIK unter anderem davon aus, dass die bei einer stärkeren Ausnutzung der verfügbaren Kraftwerkskapazitäten produzierte Strommenge auch immer abgenommen wird. Zusätzlich nimmt der VIK an, dass verfügbare Grundlastkraftwerke immer eingesetzt werden können, völlig unabhängig von der Nachfragesituation (auch in Schwachlastzeiten). Diese vereinfachenden Annahmen führen zu den falschen Schlussfolgerungen, die der VIK aus seinem Modell ableitet. Ausgangspunkt der Kritik des VIK ist die Leistungsdifferenz zwischen installierter, verfügbarer und maximal genutzter Kraftwerkskapazität: Die installierte Kraftwerkskapazität eines Landes steht dem Markt durch Wartung, Instandhaltung, Revision oder gesetzliche Prüfungen von Anlagen nie vollständig zur Verfügung. Am Markt nimmt die verbleibende verfügbare Kapazität teil. Um für mehr Transparenz im Marktgeschehen zu sorgen, werden vom Großteil der Kraftwerksbetreiber seit Frühjahr 2006 die spezifischen Daten ihrer Kraftwerke auf freiwilliger Basis offengelegt (Meldung erfolgt um 7:00 Uhr des Vortages, jedoch nicht an Wochenenden und Feiertagen). Die Kraftwerke der Industrie (5 % der Stromerzeugung) veröffentlichen ihre Daten nicht. Aber auch die verfügbare Kapazität kann am Ende nicht vollständig an der Belieferung der Verbraucher beteiligt sein (maximal genutzte Kapazität), - weil kurzfristige technische Störungen und Ausfälle oder äußere Einflüsse (Wetter) dies verhindern, - weil die Stombörsenpreise nicht die Kosten einzelner Kraftwerke decken oder - weil ihre Kapazität z. B. wegen des geringen Absatzes an Wochenenden nicht gebraucht wird.

2 2 Eine exakte Vorhersage über die tatsächlich eingesetzten Kapazitäten kann es hier nicht geben! Da Strom praktisch nicht speicherbar ist (ist in dem Augenblick zu verbrauchen in dem er auch produziert wird), kann er auch nicht auf Verdacht produziert werden. Das hat grundsätzliche Folgen für die Kapazitätsbemessung: Ein Kraftwerkspark ist so zu bemessen, dass er jederzeit die Höchstlast einschließlich eines Sicherheitszuschlags abdecken kann! Die Versorgungsunternehmen, Kraftwerks- und Netzbetreiber reagieren auf diese zu erwartenden Abweichungen zwischen geplantem und tatsächlichem Einsatz eines Kraftwerksparks durch die Reservierung von Reserveleistung und Regelleistung. Die dafür als Teil der verfügbaren Kapazität bereitgestellte Kraftwerkskapazität muss sowohl die Anforderung aus Kontrakten für den Termin- und Regelenergiemarkt als auch für den Spot- und Intradaymarkt abdecken. Technisch geht es dabei sowohl um die schnell aktivierbare Leistungsscheiben /Kraftwerke, die dem Netzbetreiber für kurzzeitige Defizite auf dem Regelenergiemarkt eingekauft wird, als auch um die bei den Erzeugern verbleibende Stundenreserve zum Ausgleich von Kraftwerksausfällen. Die so an Dritte vermarktete oder vorgehaltene Reserveleistung/Regelleistung kann daher nicht nochmals vermarktet werden, auch wenn sie in der Regel nur teilweise, oft nur in geringem Umfang, abgerufen wird! Wettbewerblich organisierte Märkte folgen ökonomischem Kalkül nicht nur auf der Käuferseite. Kraftwerke werden dann angeboten und eingesetzt, wenn der erzielbare Preis zumindest deren Kosten deckt, das Kraftwerk technisch verfügbar ist und auch noch Nachfrage am Markt besteht. Der Markt steuert das Kraftwerk, nicht das Kraftwerk den Markt! Auch kurzfristig sehr hohe Marktpreise sind kein Indiz für strategisches Verhalten der Kraftwerksbetreiber. Kraftwerke können je nach Typ aus technischen Gründen nicht allen kurzfristigen Marktanforderungen folgen. Neben der grundsätzlichen Verfügbarkeit entscheidet die technische Eignung eines Kraftwerkes darüber, ob es für eine bestimmte Aufgabe (z. B. als Spitzenlastbereitstellung) in Frage kommt. Verbesserungsfähig ist die Qualität der von den Kraftwerksbetreibern nach Leipzig gemeldeten Daten im Hinblick auf die Angabe der Leistungsanpassung bei Kernkraftwerken vor und nach einer Revision. D.h. über einen gewissen Zeitraum steht das Kraftwerk nicht mit seiner vollen Leistung zur Verfügung. Diese Abweichungen werden der EEX noch nicht von allen Unternehmen gemeldet. Das Marktgeschehen im Juli 2006 (27. KW) wurde fehlinterpretiert Schauen wir uns darauf hin die Vorwürfe des VIK an, so zeigt sich schnell deren Haltlosigkeit. Der vom VIK herangezogene Untersuchungszeitraum (27. KW 2006) umfasst lediglich 120 von insgesamt 8760 Produktionsstunden im Jahr weniger als 2 Prozent des Marktgeschehens und war zudem auch noch von extremen Wetterverhältnissen und außergewöhnlichen Knappheitssituationen geprägt. Die Wahl des Untersuchungszeitraumes durch VIK erscheint daher sehr willkürlich und die Erhebung von Stichhaltigkeit i. S. eines empirischen Belegs weit entfernt: Der Monat Juli 2006 war der heißeste und sonnigste seit 1901 und für die thermischen Kraftwerke mit Kühlwasserproblemen, Leistungsreduzierungen sowie Wirkungsgradminderungen verbunden trotz hoher technischer Verfügbarkeit. Z. B. lag die Wassertemperatur im Rhein (in Lobith) am bei +25,8 C. Eine für Sommermonate überraschend hohe Windeinspeisung trat auf. Die vom VIK durchgeführte Betrachtung ist die nachträgliche Ist-Bewertung der Situation in der 27. KW gemessen an Plandaten des Vortages! Die kurzfristigen

3 3 Ausfälle von Anlagenteilen und äußeren Störungen (z. B. durch Kühlwasserprobleme) sowie von der Prognose abweichende Einspeisungen aus erneuerbaren Energiequellen (vorrangig aufzunehmender Strom) oder aus Kraft-Wärme- Kopplungsanlagen (wärmegeführte Betriebsweise) haben in dieser Woche den tatsächlichen Einsatz des Kraftwerksparks beeinflusst. Die folgende Abbildung auf Basis der EEX-Kraftwerksdaten verdeutlicht daher, dass die Angebotsknappheit nicht auf ein bewusstes Zurückhalten von Kapazitäten von Marktteilnehmern zurückzuführen ist, sondern auf nicht beeinflussbare äußere Umstände: Vertikale Last Gas, Öl, Wasser MWh Schwache Nachfrage am führt zu Absenkung der Braunkohle und Kernenergie Verfügbarkeit Kernenergie Steinkohle Braunkohle Wämebedingte Wirkungsgradverluste & Abfahrt Isar II Kühlwasserbedingte Einschränkungen Kernenergie 0 H01 H07 H13 H19 H01 H07 H13 H19 H01 H07 H13 H19 H01 H07 H13 H19 H01 H07 H13 H Die Grafik zeigt den Einsatz der einzelnen Kraftwerkstypen und Brennstoffarten zur Abdeckung des Stromverbrauchs im Zeitraum zwischen dem und Klar zu erkennen ist der über die Stunden eines Tages sehr stark variierende Verbrauch sowie das Zusammenspiel der verschiedenen Kraftwerkstypen für Grundlast-, Mittel- und Spitzenlast zur Abdeckung des Verbrauches. Vermerkt sind in der Darstellung auch äußere Einflüsse, die für die einzelnen Kraftwerkstypen eine Leistungsreduzierung entweder notwendig machten oder erzwingen. Am war der Stromverbrauch zeitweise so gering, dass auch Grundlastkraftwerke (Kernkraft, Braunkohle) eingesenkt werden mussten, um noch ein technisch notwendiges Regelspiel für Mittel- und Spitzenlastkraftwerke zu erhalten. Die technisch mögliche Leistung stand zwar theoretisch, nicht aber praktisch zur Verfügung: Ihr Einsatz hätte die Gefahr eines Netzzusammenbruches provoziert. Ausreichend Regelenergie ist für die Versorgungssicherheit zwingend erforderlich Nach Ansicht des VIK steht der Regelenergiemarkt unter dem Generalverdacht, dass er systematisch zur Verknappung des Stromangebotes auf dem Spotmarkt missbraucht wird. Der Vorwurf des VIK lautet, ein künstlich aufgeblähter Regel- und Reserveenergiebedarf (ca. 3- faches Volumen für Sekundärregelenergie gegenüber den UCTE-Empfehlungen) würde durch Kapazitätsverknappung auf dem Spotmarkt die Preise in die Höhe treiben. Dies würde auch die Preisnotierungen auf dem Terminmarkt beeinflussen und so den anbietenden Unternehmen Extragewinne bescheren. Die Präqualifizierung der regelenergieliefernden Kraftwerke sowie das Ausschreibungsprozedere für Primär- und Sekundärregelenergie sei dafür keine Abhilfe. Der Vorwurf des VIK, dass die von den deutschen Netzbetreibern vorgehaltene Kapazitäten für die Sekundärregelung dem Vielfachen der UCTE-Empfehlung entsprechen ist falsch.

4 4 Richtig ist, dass es von der UCTE lediglich eine Empfehlung für die sogenannte "operativ freie" Sekundärreserve gibt. Diese Teilmenge der gesamten Sekundärreserve ist im operativen Betrieb immer frei zu halten, um jederzeit auf unvorhergesehene Ereignisse, wie schnelle Lastschwankungen, reagieren zu können. Die insgesamt benötigte Sekundärreserve muss systembedingt größer sein als die Mindestanforderungen aus der UCTE- Empfehlung. Die deutschen Netzbetreibern ermitteln ihren Bedarf an Sekundärreserve nach einem wissenschaftlich anerkannten statistischen Verfahren. Die je Regelzone ausgeschriebene Menge an Regelleistung wurde bislang nicht beanstandet, obwohl sie einer Überprüfung durch die Bundesnetzagentur offen steht. Gerade Deutschland muss auf Grund seiner zentralen Drehscheibenfunktion im europäischen Strommarkt sowie seiner im Vergleich zu anderen Ländern großen Kapazitäten an Windkraft hohe Regelenergiekapazitäten vorhalten. Der jeweilige Übertragungsnetzbetreiber muss diese in so ausreichendem Umfang einkaufen, dass er damit die Einhaltung des Erzeugungs-Verbrauchsgleichgewichtes und damit die Versorgungssicherheit seiner Regelzone gewährleisten kann. Dazu gehören der Ausgleich von stochastischem Verbraucherverhalten, stochastischen Einspeisungen - wie z. B. aus Wind- und Photovoltaik-Kraftwerken, Lastprognosefehlern sowie Ausfällen einzelner Erzeugungseinheiten (bis zu 1500 MW). Dazu muss die Regelenergie für den kurzfristigen Ausgleich von Schwankungen zwischen Angebot und Nachfrage in ausreichendem Maße kontinuierlich und nachweislich vorgehalten werden. Diese Reserven sind für die Netzstabilität und Versorgungssicherheit unerlässlich und können dem Spotmarkt nicht zur Verfügung gestellt werden. Der Stromausfall vom hat gezeigt, dass es fahrlässig wäre, diese Sicherheitsreserve zugunsten kurzfristiger Partikularinteressen und zum Schaden aller Verbraucher einzuschränken. Auch der weitere Ausbau der erneuerbaren Energien erfordert einen Sicherheitsrucksack aus kurzfristig abrufbarer, konventioneller Stromerzeugung. Das Windstromangebot der mit fast MW installierten Leistung in Windkraftaanlagen schwankt stark und kann kaum über zwei Tage hinaus zuverlässig vorhergesagt werden. Die durchschnittliche Auslastung der Windkraftanlagen liegt bei gerade einmal 17 Prozent. Das Argument des VIK, die Minutenreserve würde lediglich in 1 Prozent aller ¼- Stundenwerte genutzt und sei somit überdimensioniert, ist ebenso nicht stichhaltig. Die Minutenreserve ist eine "Risikoversicherung": Hier werden entsprechend der Anforderungen an die Versorgungssicherheit auch Ausfälle mit einer geringeren aber dennoch existierenden Eintrittswahrscheinlichkeit abgedeckt. Entsprechend ist es nicht verwunderlich, dass ein bedeutender Teil der Minutenreserve gar nicht oder nur selten eingesetzt werden muss. Er muss für den Bedarfsfall aber physisch bereitstehen. Im Übrigen bedeutet 1 Prozent genutzte Minutenreserve die Verhinderung eines Engpasses in fast 90 Stunden im Jahr. Der volkswirtschaftliche Nutzen liegt auf der Hand: Produktions- und Stromausfälle werden so vermieden. Um einen Netzzusammenbruch zu verhindern, müssten in erster Linie industrielle Großverbraucher abgeschaltet werden. Selbst wenn Kapazitäten aus der Regelenergie an der Strombörse angeboten würden, würde dies den Preis nicht senken. Denn es handelt sich bei den Regelenergiekraftwerken typischer Weise um Kraftwerke mit hohen Erzeugungskosten (vorzugsweise auf Öl- oder Gasbasis).

5 5 Die Gestaltung der Regelzonen hat sich bereits mehrfach bewährt Die Einteilung des Versorgungsgebietes in Deutschland in vier Regelzonen hat sich in der Vergangenheit schon mehrfach bewährt. Jede Regelzone für sich wirkt wie eine Sicherheitszelle im deutschen Netz. Somit können sich Störungen zunächst nur innerhalb einer Regelzone ausweiten und werden dort abgefangen. Die Dimensionierung der notwendigen Regelenergie basiert auf einem langerprobten wissenschaftlichen Verfahren, das sich unter anderem an der Laststruktur (z. B. Anteil großer Industrie) und der Kraftwerksstruktur in der Regelzone orientiert. Dabei wird berücksichtigt, dass die vier Regelzonen gegenseitig Aushilfe beispielsweise bei Störungen leisten können nicht zuletzt dadurch konnte der Stromausfall vom auf eine Stunde begrenzt werden. So überrascht es auch nicht, dass Deutschland weltweit führend bei der Zuverlässigkeit seiner Netze ist. Die Zusammenlegung der Regelzonen mag in Einzelfällen wirtschaftliche Vorteile haben. Für die Versorgungssicherheit wäre sie von Nachteil. III. Fazit Die These der missbräuchlichen Marktmanipulation durch vermeintlich marktbeherrschende Unternehmen ist nicht belegbar und die vom VIK benannten Beträge über die Höhe unberechtigter Extragewinne der Unternehmen damit haltlos. Es gab und gibt keine strategische Verknappung von Stromerzeugungskapazitäten am deutschen Strommarkt, weder am langfristigen Terminmarkt noch am kurzfristigen Spotmarkt. Im Übrigen haben weder die unabhängige Börsenaufsicht der Strombörse in Leipzig noch die EU-Sektorenuntersuchung Anhaltspunkte dafür gefunden, dass solch ein Vorwurf mit Fakten zu belegen ist /Bi