Erfolgreich am Strommarkt?

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Wie Stromvermarktung auch für erneuerbare Energien in Zukunft erfolgreich sein kann, wird maßgeblich durch die geplanten Änderungen des Strommarktdesigns bestimmt werden.

Mit weiter sinkenden Einspeisevergütungen und einer möglichen Umstellung auf eine verpflichtende Direktvermarktung werden auch für die Photovoltaik in Deutschland Geschäftsmodelle im Rahmen des sogenannten Energy-only-Marktes immer wichtiger. Auch für bereits existierende Solaranlagen ist dies bei einer Lebenszeiterwartung von mehr als 30 Jahren und beim Auslaufen der EEG-Vergütung nach 20 Jahren eine spannende Frage. Die einfachste Lösung könnte die Vermarktung über einen Großhändler an der Börse sein. So ließe sich unabhängiger von Förderung und politischen Entscheidungen Geld verdienen. Doch sind die Erlöse ausreichend zur Finanzierung und zum wirtschaftlichem Betrieb einer Solaranlage?

Zunächst muss man zwischen der Vermarktung regelbarer und fluktuierender erneuerbarer Energien unterscheiden. Den regelbaren erneuerbaren Kraftwerken (zum Beispiel Biomasse) stehen prinzipiell die gleichen Vermarktungsmechanismen und -chancen zur Verfügung wie konventionellen Kraftwerken. Sie können in Zeiten hoher Nachfrage und hoher Preise bedarfsgerecht produzieren. Fluktuierende erneuerbare Energien wie Wind und Sonne hingegen können dies nicht.

Bei ihnen erschwert der große Gleichzeitigkeitsfaktor die Vermarktung: Das heißt, viele Solarstromanlagen produzieren gleichzeitig Strom, das Stromangebot ist dann folglich groß, und die Preise sind entsprechend niedrig. So lag der durch schnittliche Marktwert für alle an der Börse verkauften Kilowattstunden aus Photovoltaik im Jahr 2013 bei 3,94 Cent pro Kilowattstunde (siehe Abbildung 1). Der Marktwert entspricht hierbei dem durchschnittlichen Verkaufspreis und wird im Übrigen schon heute auch als Grundlage für die Zahlungen der flexiblen Marktprämie verwendet. Abbildung 1 zeigt deutlich, wie niedrig der Preis für Solarstrom in den Zeiten hoher Produktionsmengen war, insbesondere wenn diese noch mit Windstrom korrelierten. Trotzdem liegt der Marktwert von Solarstrom heute noch etwas über dem gesamten Marktdurchschnitt, da Solarstromanlagen häufig in Zeiten hoher Nachfrage und daher traditionell hoher Preise produzieren. Der durchschnittliche Börsenpreis an der EPEX Spot 2013 war mit 3,78 Cent pro Kilowattstunde noch niedriger. Eines ist jedoch klar: Mit 3,95 Cent pro Kilowattstunde Einnahmen lässt sich heute kein Solarkraftwerk finanzieren und wirtschaftlich betreiben.

Solarstrom wird noch weniger wert

Die Frage ist, bleibt das so oder ist abzusehen, dass die Erlöse in Zukunft steigen? Wir modellieren für Geschäftsmodellentwicklung, Kraftwerkseinsatzplanung und Erlösanalysen mit einem eigenen Energiemarktmodell Szenarien der Strompreisentwicklungen bis ins Jahr 2050 nach Kundenvorgaben. Im Rahmen der Standardstudie „Strompreise 2040“ haben wir diese gemäß einem hauseigenen Standardszenario modelliert. Dieses wurde aus den Rahmenvorgaben der Studien „EU Energy Trends to 2030“ und „EU Energy Roadmap 2050“ abgeleitet und beinhaltet unter anderem die folgenden Annahmen: Das heutige Marktdesign bleibt erhalten. Es gibt nur ein geringfügiges Nachfragewachstum von 0,25 Prozent pro Jahr. Der Zubau von Gaskraftwerken nach 2020 erfolgt bedarfsgerecht. Der Ausbau der Photovoltaik findet mit 3,5 Gigawatt pro Jahr bis zum Jahr 2018 statt. Dann ist das 52-Gigawatt-Ziel erreicht und der Zubau beträgt nur noch 1,5 Gigawatt pro Jahr. Wind onshore und offshore werden mit rund 2,5 Megawatt pro Jahr zugebaut. Die Stromgewinnung aus Biomasse und Biogasen wird nur leicht ausgebaut.

Es mag überraschen. Doch trotz des relativ moderaten PV-Zubaus in diesem Szenario liegt zum Beispiel im Jahr 2035 der durchschnittliche Jahrespreis für Solarstrom nur noch bei 2,6 bis 3,6 Cent pro Kilowattstunde in Abhängigkeit davon, wie hoch zeitgleich die Windstromeinspeisung ist.

Wirtschaftlichkeit nur mit Förderkomponente

Auf einem solchen Preisniveau wird auch perspektivisch, mindestens aber bis zur Entwicklung wirtschaftlicher Speicher- oder Lastmanagementsysteme, eine Erwirtschaftung der Vollkosten für Solarstromanlagen am reinen Strommarkt weiterhin nahezu unmöglich sein. Daher wird es bis zum Zeitpunkt der Verfügbarkeit von Speichern nötig sein, zusätzlich zu den Erlösen am Energy-only-Markt eine weitere Komponente zu zahlen.

Diese Komponente kann zum Beispiel in Form einer Einspeisevergütung, einer flexiblen oder einer fixen Marktprämie erfolgen. Fixe Prämien beinhalten jedoch immer das erhebliche Risiko, dass sie falsch festgelegt werden, auch wenn das über Ausschreibungen oder Auktionen geschieht. Werden sie zu hoch festgelegt, führt dies zu Mitnahmeeffekten. Werden sie jedoch zu niedrig festgelegt, erfolgt kein ausreichender Ausbau und es besteht die Gefahr, die gesetzten Ausbauziele nicht zu erreichen.

Zusätzlich besteht ein erhöhtes Risiko, dass entwickelte Projekte keinen Zuschlag erhalten oder beaufschlagte Projekte nicht kosten- oder fristgerecht errichtet werden. Dies führt entweder zu größeren Risikoaufschlägen in der Finanzierung und erhöht so die Kosten. Oder die fixe Prämie ersetzt in der Bewertung die aktuelle Einspeisevergütung und wird Grundlage der Finanzierung. Weitere potenzielle Erlöse am Strommarkt würden dann lediglich als zusätzliche Erlösmöglichkeit zu Gunsten des Anlagenbetreibers bewertet, die bei der Finanzierung nicht berücksichtigt werden. Unabhängig von der Ausgestaltung entspricht eine solche zusätzliche Vergütung im Prinzip einer Kapazitätszahlung für fluktuierende erneuerbare Energien.

Durch weniger Volllaststunden und niedrigere Preise ist jedoch auch die Wirtschaftlichkeit konventioneller Kraftwerke, insbesondere von Gaskraftwerken, gesunken. Gerade die flexiblen Gaskraftwerke werden jedoch in Zukunft zur Ergänzung der fluktuierenden erneuerbaren Energien benötigt.

Dies führt dazu, dass von Unternehmen wie Eon und RWE, aber auch von Verbänden und Instituten die Einführung eines Kapazitätsmarktes für den gesamten Kraftwerkspark gefordert wird, um Versorgungssicherheit zu garantieren. Ziel eines solchen Kapazitätsmechanismus ist es, die Bereitstellung gesicherter Leistung, also die Vorhaltung von Kraftwerkskapazitäten, zu vergüten. Dies stünde im Gegensatz zum aktuellen Energy-only-Markt, in dem Kraftwerke nur für produzierte und verkaufte Kilowattstunden vergütet werden und hiermit ihre vollständigen Kosten decken müssen.

Während also auf der einen Seite für die erneuerbaren Energien mehr Markt gefordert wird, sollen entsprechende Kapazitätszahlungen für konventionelle Energien eingeführt werden. Diese würden die Großhandelsstrompreise an der Strombörse deutlich beeinflussen und gegebenenfalls Höhe und Anzahl von Extrempreisen verringern.

Die Auswirkungen, die Notwendigkeit und gegebenenfalls die Ausgestaltung eines solchen Kapazitätsmechanismus sind daher in Wissenschaft und Wirtschaft sehr umstritten. Denn der Energy-only-Markt mit seiner grenzkostenbasierten Preisfindung an der Börse erreicht unbestreitbar den kostengünstigsten Kraftwerkseinsatz. Zurzeit liegen daher unter anderem von unterschiedlichen Instituten, dem Übertragungsnetzbetreiber Tennet und der Strombörse EEX Modellvorschläge vor, die die Versorgungssicherheit ohne Kapazitätszahlungen garantieren sollen.

Auch unserer Ansicht nach sollten generell regulatorische Eingriffe in einen noch vergleichsweise jungen und sich im Zuge der Energiewende stark wandelnden (europäischen) Markt mit gebotener Vorsicht vorgenommen werden. Vor der Einführung weitreichender kapazitiver Mechanismen empfiehlt sich die wissenschaftliche Klärung der Frage nach der Notwendigkeit dieser Mechanismen frei von Akteursinteressen.

Was bedeutet dies für die Photovoltaik?

Betrachtet man zum Beispiel die zu erwartende langfristige Entwicklung des Strommarktes gemäß unserer Standardstudie „Strompreise 2040“, so könnten flexible, regelbare Kraftwerke in Zukunft auch ohne Kapazitätszahlungen wieder wirtschaftlich sein. Spätestens ab dem Kernkraftausstieg im Jahr 2022 sind relevante Überkapazitäten abgebaut. Ab diesem Zeitpunkt werden die Preise, nicht zuletzt durch die volatile Einspeisung von Wind- und Sonnenstrom, viel häufiger und stärker schwanken. Abbildung 2 zeigt, dass dann pro Jahr über 250 Mal der Preis von zehn Cent pro Kilowattstunde überschritten werden kann und diese Häufigkeit in den folgenden Jahren weiter zunimmt.

Durch diese Preisdifferenzen ergeben sich sowohl für die flexiblen Gaskraftwerke als auch für Speicher und Lastmanagement neue Geschäftsmodelle. So liegen die in unserem Standardszenario modellierten durchschnittlichen Erlösmöglichkeiten für Speicher im Jahr 2040 ungefähr doppelt so hoch wie im Jahr 2014. Dies ist vor allem darauf zurückzuführen, dass durch den Photovoltaikzubau auch im Sommer hohe Preisdifferenzen entstehen, während diese zurzeit nur im Winter vorkommen. Vor allem in Stunden, in denen die Sonne nicht scheint, lassen sich gegebenenfalls hohe Preise erzielen. Auch Verkäufe von Strommengen aus Wind und Sonne könnten dann zum Beispiel durch virtuelle Kombikraftwerke inklusive Speicher und Lastmanagement in Zeiten hoher Preise, das heißt hoher Nachfrage und niedriger Stromproduktion durch Wind und Sonne, verlagert werden. Ein entsprechender Zubau an Speichern und Lastmanagement führt allerdings auch wieder dazu, dass Extrempreise abnehmen und sich so ein Marktgleichgewicht einstellt. Extrempreise zuzulassen bedeutet also nicht, dass sie auch in dieser Höhe und Häufigkeit auftreten. Dennoch werden der wirtschaftliche Betrieb und die Finanzierung von Solarstromkraftwerken langfristig von der Möglichkeit bestimmt, den Stromverkauf in Zeiten hoher Preise zu verschieben oder die Nachfrage in Zeiten eines großen Stromangebots zu erhöhen.

Verlässliche Prognosen und Aussagen zum Strompreis und somit zu langfristigen Geschäftsmodellen sind jedoch zurzeit nahezu unmöglich, da unklar ist, wie der Strommarkt in 5, 10 oder 15 Jahren aussehen wird, und das Strommarktdesign maßgeblich die Großhandelspreise für Strom bestimmen wird. Diese Unsicherheit erschwert die Finanzierung neuer Kraftwerksprojekte, sowohl konventioneller wie auch erneuerbarer.

Bis dahin liegen erfolgreiche Geschäftsmodelle für die Photovoltaik kurz- und mittelfristig vor allem in der Vermeidung von Steuern, Umlagen und Abgaben, die heute schon insgesamt bis zu 70 Prozent dessen ausmachen, was der Verbraucher zahlt. Aber auch die Umsetzung intelligenter Modelle zur Deckung von Endkundenportfolios, bei denen Erzeugungsarten passend zu den Lastprofilen der Kunden kombiniert werden, ist bereits vielversprechend und kann durch Mischkalkulationen Preisnachteile gegenüber dem Börsenpreis relativieren. Dann liegt es im Ermessen des Unternehmens, ob die Differenz zwischen dem beim Endkunden erzielten Preis und den Erzeugungskosten wirtschaftlich attraktiv ist. (Tobias Kurth)

Der Autor Tobias Kurth ist seit zwölf Jahren in der Solarbranche und Senior Manager für den Bereich Markttransformation erneuerbare Energien beim Analyse- und Beratungshaus Energy Brainpool. Er und seine Kollegen bieten individuelle Trainings- und Beratungsdienstleistungen, Studien und Prognosen sowie ein eigenes Energiemarktmodell (Power2Sim) zur Simulation der Strom- und Gasmärkte und des CO2-Handels in Europa.