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Marktintegration könnte EE-Förderkosten verzerren

Ein europaweit integrierter Strommarkt bei nationalen Fördersystemen für Erneuerbare Energien birgt die Gefahr von Kostenverzerrungen.
gyn9038/iStock/Thinkstock/Getty Images

Erneuerbare Energien sind ein Last-Minute-Geschäft: Vorhersagen des Sonnenscheins oder der Windstärke sind meist nur sehr kurzfristig möglich. Die Erzeuger von Strom aus Erneuerbaren Energien (EE) können nur für den Folgetag und sogar noch kurzfristiger prognostizieren, wie viel sie liefern werden. Der effektive Weg der Vermarktung dieses Stroms ist der Handel am Spotmarkt. Die European Power Exchange (Epex) Spot bündelt den Strom aus Deutschland, Österreich, der Schweiz und Frankreich, wobei insbesondere Deutschland den Schwerpunkt bildet.

Der Spothandel bietet die Möglichkeit, das Stromportfolio sehr kurzfristig anzupassen und zu optimieren. Ein weiterer Vorteil ist die Nutzung von Arbitragemöglichkeiten. Da bei Erneuerbaren Energien (außer Bioenergie) keine variablen Kosten durch Brennstoff entstehen, können sie sehr günstig angeboten werden. Durch den Einspeisevorrang (Grünstrom-Privileg) verdrängen günstige regenerative teurere konventionelle Energien, der Börsenpreis sinkt. Dann können beispielsweise französische Stromkäufer vom niedrigeren deutschen Preis profitieren. Umgekehrt profitieren aber auch die Deutschen, wenn in Deutschland kein Wind weht und keine Sonne scheint von Stromimporten aus Frankreich.  Noch verläuft die Tendenz aber in die andere Richtung, da aus Frankreich, das über einen weniger offenen Markt verfügt, auch deutlich weniger Strom eingespeist  wird, als aus Deutschland.„Der freie französische Markt ist nicht so frei, wie er sein könnte“, sagt EPEX-CEO Jean-Francois Conil-Lacoste. Noch würde der Markt stark durch den EdF-Tarif bestimmt.

Politische versus wirtschaftliche Integration

Die europäische Integration durch reale Marktkopplung und tatsächliche Stromflüsse im Zusammenspiel  mit einer gleichzeitig politisch-regulatorisch nicht vollzogenen Integration ist problematisch: „Wir haben eine Interdependenz der Märkte in Europa“, sagt Conil-Lacoste. Diese lässt sich aus den konvergierenden Preisen der beteiligten Märkte auch ablesen.

Die Förderpolitik ist jedoch noch nicht integriert. In Deutschland werden die Stromverbraucher für den EE-Ausbau durch das EEG zur Kasse gebeten. Sinkt der Börsenstrompreis, steigt die Differenz zwischen Börsenpreis und gesetzlich garantierter Einspeisevergütung. Folglich steigt die EEG-Umlage, die diese Differenz ausgleicht, in der nächsten Periode, wie unlängst geschehen, deutlich an. Dank Marktkopplung an der Strombörse zahlen deutsche Stromkunden also teils für Kunden in den gekoppelten Märkten mit. Wird so viel Grünstrom eingespeist, dass sich auf keinem der Märkte ein Kunde für den Strom findet, entstehen sogar negative Strompreise. Das heißt, der Produzent muss bisweilen Geld dafür bezahlen, dass er Strom einspeisen kann. Für Energieversorger ist diese Aufzahlung oft billiger, als ein konventionelles Kraftwerk herunterzufahren. Handelt es sich um Grünstrom, treibt der Effekt die EEG-Umlage.
Langfristig müssen die Speicherkapazitäten ausgebaut werden, um das Problem zu lösen. Kurzfristig soll eine Marktprämie helfen: Wer seinen EE-Strom selbst vermarktet, erhält eine Prämie. Weht etwa der Wind nicht, lohnt sich die Vermarktung trotz Prämie nicht. Das Modell fruchtet laut Epex aber bisher nicht. Stattdessen treibt die Epex die europäische Marktintegration voran, um Stromangebot und -nachfrage international auszugleichen. Schon 2014 wollen sechs europäische Strombörsen ein Preiskopplungssystem einführen. Mittelfristiges Ziel ist die paneuropäische Marktintegration.

Die Epex gibt zu bedenken, dass die Fördersysteme für Erneuerbare in diesem Kontext angepasst werden müssen. Wie das aussehen soll, bleibt vorerst offen. Deutschland liegt beim EE-Ausbau weit vorn mit derzeit rund 25 Prozent erneuerbarem Anteil am Bruttostromverbrauch und würde dadurch im paneuropäischen Handel Preissenkungseffekte induzieren, von denen alle Beteiligten profitierten. Bliebe das EEG unverändert, würden deutsche Mittelständler und Endverbraucher stärker belastet, der Nutzen würde jedoch europaweit verteilt. Umgekehrt könnten die Deutschen natürlich von ausländischen Förderungen profitieren, aufgrund der Vorreiterposition beim EE-Ausbau jedoch vermutlich schwächer als umgekehrt. Derzeit 600 Energieintensive Unternehmen sind von der EEG-Umlage befreit. CFOs von nicht-energieintensiven Unternehmen sollten aber die Debatte um das EEG aufmerksam verfolgen – und sich gegebenenfalls für weitere Kostensteigerungen rüsten.

alina.bartscher[at]finance-magazin.de