Strommarkt: Preise noch bis Ende des Jahrzehnts bei deutlich über 100 Euro pro Megawattstunde

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pv magazine: Die Strom- und Gaspreise sind drastisch gestiegen. Wie sind wir eigentlich hier angekommen?

Mirko Schlossarczyk: Der Krieg in der Ukraine, der damit einhergehende Lieferstopp von Erdgas aus Russland, sowie die Knappheit der Stromerzeugungskapazitäten in Mitteleuropa sind die ganz zentralen Treiber für die Strompreise. Am Day-Ahead-Markt wird der Preis nach der Merit-Order-Kurve gebildet. Das Kraftwerk was als Letztes zur Nachfragedeckung benötigt wird, bestimmt mit seinen Stromgestehungskosten den Strompreis. An dieser Position befinden sich derzeit die Gaskraftwerke. Deren Stromproduktionskosten sind sehr hoch. Jedoch wird deren Erzeugungskapazität benötigt und sie setzen damit den Preis.

Gaskraftwerke kamen doch eher in der flexiblen Versorgung oder wärmegeführten Versorgung zum Einsatz. Warum sind sie jetzt so preisbestimmend?

Weil das Angebot am Strommarkt so gering ist. In diesem Jahr haben wir massive Probleme im französischen Kernkraftwerkspark. Mehr als die Hälfte der Kernkraftwerke sind ausgefallen und immer noch nicht am Netz. Der heiße Sommer und die Dürre sorgten dann auch noch dafür, dass die Wasserkraftwerke in Europa nur 75 Prozent der Strommenge, gegenüber einem Referenzjahr lieferten. Auf der Nachfrageseite hat der heiße Sommer zudem dafür gesorgt, dass die Klimaanlagen mehr liefen. Das hat zu einer Stromknappheit am Markt geführt. Es werden dementsprechend alle verfügbaren Kraftwerke benötigt. Also auch Gaskraftwerke, trotzdem sie so teuer sind.

Um den hohen Preisen etwas vorzubeugen wird erwägt einen Strompreisdeckel von 180 Euro pro Megawattstunde an der Börse einzuziehen. Ihre Analysen ergeben, dass so ein Deckel im Jahr 2023 an 5.500 Stunden im Jahr greifen würde. Haben wir denn bis 2023 immer noch nicht genügend LNG-Terminals. Und sind die französischen Kernkraftwerke immer noch vom Netz?  

Die Erdgaspreise liegen an den Terminbörsen weiterhin deutlich über dem Vorkriegsniveau. Daran ändern auch die drei neuen LNG-Häfen wenig. Diese Kapazität kann nur ansatzweise die Gasmenge aus den russischen Pipelines ersetzen. Das heißt, es wird auch auf Sparmaßnahmen ankommen. In der Industrie sind bereits Einsparungen von 20 Prozent gegenüber dem Vorjahresverbrauch zu beobachten. Im Endverbrauchersegment bewegt sich allerdings fast nichts. Für die Stabilität der Versorgungssicherheit im europäischen Markt, sollte EDF so schnell wie möglich alle Kernkraftwerke wieder ans Netz bringen. Das Thema wird uns aber vermutlich bis ins nächste Jahr hinein begleiten. In Deutschland steht der Kernenergieausstieg auf der Agenda. Zum Jahresende sollen die letzten drei Blöcke vom Netz gehen. Sofern dass der Fall sein sollte, haben wir auch im deutschen Markt im nächsten Jahr eine zunehmende Angebotsknappheit. Übrigens würden auch an vielen dieser 5.500 Stunden Steinkohlekraftwerke, die explizit vom Preisdeckel ausgenommen sind, preissetzend sein. Deren Stromgestehungskosten liegen, wegen der hohen Steinkohle- und CO2-Preise, inzwischen auch bei über als 180 Euro pro Megawattstunde.

Sie sagten die LNG-Häfen würden nicht ausreichen, um das russische Gas zu ersetzen. Was sind denn aktuell unsere Optionen das Gas zu ersetzen?

LNG wird als Allheilmittel gefeiert, ist aber kurzfristig gar nicht in den notwendigen Mengen zu beschaffen. Minister Habeck und Bundeskanzler Scholz waren im Nahen Osten und in Kanada, um über LNG-Lieferungen zu verhandeln. Die Lieferkapazitäten dieser Länder sind allerdings langfristig an asiatische Staaten gebunden. Hinzu kommt, dass diese Staaten eine lange Lieferdauer und sehr hohen Abnahmemengen als Bedingung für LNG-Lieferungen stellen. Dazu ist die Bundesregierung wohl nicht bereit. Denn Gas soll, unter klimapolitischen Gesichtspunkten, in der Stromerzeugung nur eine Brückentechnologie und keine langfristige Alternative sein.

Über welche Lieferzeiträume reden wir hier?

 Bei LNG sprechen wir von Langfristverträgen von mindestens 20 Jahren, in der Regel sogar noch länger. Um die CO2-Minderungsziele in der Stromerzeugung einzuhalten, müssten man bis dahin aber schon längst auf Wasserstoff umgestiegen sein. Zudem sind Abnahmemengen gewaltig. Sie überschreiten, was für die Verstromung überhaupt notwendig wäre. Ein Weg könnte sein, solche Lieferverträge über die EU zu verhandeln.

Welche Lieferanten gibt es sonst noch?

Ein weiterer Lieferant sind die USA, die künftig eine zentrale Rolle für Europa spielen werden. Dafür müssen aber zunächst die notwendige Infrastruktur und die Transportkapazitäten aufgebaut werden. Neben den drei Häfen in Deutschland wären dann noch Anlandepunkte für Osteuropa notwendig. Zudem müssten Pipelines von der iberischen Halbinsel nach Frankreich fertiggestellt werden, die in den letzten Jahren seitens Frankreichs politisch blockiert wurden. Weiterhin gibt es noch Norwegen und die Niederlande, die für einen gewissen Zeitraum ihre Liefermengen deutlich erhöhen können. Die Norweger können das wahrscheinlich nur bis 2030, dann sind auch deren Kapazitäten rückläufig. In den Niederlanden ist es eine etwas unglückliche Situation. Die Niederländer legen ein großes Gasfeld in Groningen still, weil es dort Erdbeben gab. Insgesamt wird es darauf hinauslaufen, das aktuelle Angebot zu erhöhen, die Lieferquellen zu diversifizieren und gleichzeitig die Nachfrage zu senken.

Sie sprachen es vorhin schon an. Wenn es so eine Angebotslücke beim Strom gibt, welche Auswirkung hat es, die letzten drei Atomkraftwerke jetzt abzuschalten?

In der Vergangenheit, mit einem Überangebot von Erzeugungskapazitäten in der Grundlast, wurden Gaskraftwerke in der Regel nur zu Spitzenlastzeiten eingesetzt. Inzwischen ist es so, dass Gaskraftwerke durchaus häufiger benötigt werden, da das Grundlastangebot infolge Kernenergie- und Kohleausstieg sukzessive zurückgegangen ist. Sofern die Kernkraftwerke am Netz blieben, hätte das natürlich einen preismindernden Effekt auf den Strompreis. Er wäre vergleichsweise gering, aber er wäre da. Zudem würde es zu Gaseinsparungen im Stromsektor führen. Damit wären zusätzliche Mengen für den Verbrauch in der Industrie oder in den Haushalten verfügbar. Auch aus diesen Gründen wäre es zu empfehlen, die drei Kernkraftwerksblöcke weiterlaufen zu lassen, um jede verfügbare Kapazität ans Netz zu bringen, um die angespannte Situation etwas zu entschärfen. Im Übrigen gilt das auch für die Steinkohlekraftwerke, aus der Netzreserve und der Sicherheitsbereitschaft, die so schnell wie möglich an den Strommarkt zurückkehren sollten.

Wie groß wäre denn der positive Effekt auf den Strompreis?

 Wenn man die drei Kernkraftwerke am Netz lassen würde, haben wir im Jahresmittel 2023 einen strompreismindernden Effekt von etwa 15 Euro pro Megawattstunde berechnet. Man darf aber nicht außer Acht lassen: Wenn infolge eines Weiterbetriebs der AKW die Gasverstromung zurückgeht, könnte die Gaseinsparung im Strommarkt in 2023 ungefähr 14 Terawattstunden betragen.

Auf welchen Zeitraum sollten Unternehmen und Haushalte sich einstellen über den hinweg die Energiepreise hoch bleiben?

Im Strommarkt ist ein ganz zentraler Punkt die Höhe des Gaspreises und die Ausbaugeschwindigkeit der erneuerbaren Energien. Auch politische Maßnahmen, wie die angestrebte Gaspreisbremse sind hier zentrale Instrumente. Zumindest im Strom-Großhandelsmarkt rechnen wir noch bis Ende der 2020er Jahre mit Preisen deutlich über 100 Euro pro Megawattstunde im Jahresmittel.

Was hat man während vergangener Energiekrisen gemacht, um Strompreise zu senken oder Versorgungsengpässe aufzulösen?  

Während der Ölkrise in den Siebzigern wurde beispielsweise in Frankreich und Deutschland politisch der Bau von Kernkraftwerke forciert, um unabhängiger von fossilen Brennstoffen zu werden. Ansonsten waren die Energiemärkte in der Vergangenheit weitestgehend in sich geschlossen. Es gab Langfristverträge zur Energiebereitstellung und Preisfindung. Bis Ende der 90er Jahre existierten in Europa keine Strombörsen. Der Markt, soweit man ihn so bezeichnen kann, war höchst ineffizient und intransparent. Deswegen auch immer wieder der Appell: Die Merit-Order-Kurve zur Preisfindung am Strommarkt mag möglicherweise nicht perfekt sein, aber Sie ist das beste Instrument was wir heute kennen, um einen transparenten und effizienten Markt zu schaffen. Die derzeit hohen Strompreise sind ein Indikator für Knappheiten. Hohe Preise sind ein Symptom, jedoch nicht die Ursache des Übels. Und hohe Strompreise sind ein Anreiz jetzt spürbar in erneuerbare Energien zu investieren. Die Refinanzierungszeiten für Wind und Photovoltaik sind attraktiv. Vor diesem Hintergrund mag ein Strompreisdeckel von 180 Euro pro Megawattstunde kontraproduktiv sein. Investitionen werden nicht attraktiver, wenn Erlöse gekappt werden.

Aber haben die Betreiber jemals mit so hohen Preisen gerechnet? Sie erhalten doch schon locker das Dreifache von dem was vor der Krise ausgereicht hat, um in eine Photovoltaik-Anlage zu investieren.

Das sollte allerdings in einer Marktwirtschaft und in einem liberalisierten Markt keine Rolle spielen. Auch diese Kraftwerke decken den Strombedarf in Deutschland und sie werden benötigt. Dann sollen sie auch genau den Preis bekommen, der diese Knappheit widerspiegelt. Strom ist ein homogenes Gut. Wir haben einen liberalisierten Strommarkt der Knappheiten aufzeigt. Es geht jetzt nicht darum Neiddebatten anzustoßen oder zu entscheiden, was wem zusteht. Die Erneuerbaren sind über einige Jahre auch mit geringen Marktwerten konfrontiert gewesen. Beim Wind haben wir in den vergangenen Jahren fast keinen Zubau gesehen, bei der Photovoltaik ist auch vieles im Dornröschenschlaf. Wenn die Politik eingreift und Preisgrenzen setzt, wird die Investitionssicherheit sicher nicht steigen.

Das Argument ist doch aber, dass 18 Cent pro Kilowattstunde trotzdem noch eine enorme Rendite für Kraftwerksbetreiber darstellen. Warum sollten die nicht genügend Anreize für neue Investitionen finden?

Richtig, aber solche Preise beziehungsweise hohen Renditen sieht man in funktionierenden Märkten in der Regel nicht konstant über einen langen Zeitraum. Wenn die Renditen so hoch sind, setzt es üblicherweise Investitionsanreize und infolge des gesteigerten Angebotes sinken Preise dann auch wieder. Deswegen ist die Merit-Order grundsätzlich ein geeignetes Instrument, um transparent und effizient ein Gleichgewicht aus Angebot und Nachfrage zum günstigsten Preis herzustellen.

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