Negative Strompreise: Eine Chance für die Energiewende?

Seit Einführung negativer Strompreise an der Börse EEX/EPEX am 1. September 2008 sind weitaus niedrigere negative Strompreise aufgetreten

Am Sonntag, 10. Mai 2015, freuten sich die Stromeinkäufer am Großhandelsmarkt: Von 1 Uhr nachts bis 16 Uhr nachmittags bekamen sie nicht nur Strom geschenkt, sondern noch insgesamt 4 Millionen Euro dazu, denn die Strompreise in der Vortagesauktion an der Energiebörse European Power Exchange (EPEX Spot) waren in dieser Zeit negativ.

Im Mittel „kosteten“ die rund 500 GWh Strom, die für diesen Lieferzeitraum in der Vortagesauktion gehandelt wurden, minus 7,73 EUR/MWh. Das negative Vorzeichen dreht also die übliche Zahlungsrichtung, die vom Käufer zum Verkäufer weist, um: Der Verkäufer liefert Strom und Geld. Betreiber von Erneuerbare-Energien- oder Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen können diese Zahlungen teilweise (über-)kompensieren, falls sie eine Förderung erhalten.

Wie negative Preise entstehen

Negative Preise entstehen durch ein Überangebot, das vom Markt nicht aufgenommen werden kann. Weil das Stromnetz keinen Strom speichern kann sowie aufgrund fehlender wirtschaftlicher Speichermöglichkeiten für Strom, müssen Stromangebot und Stromnachfrage zu jedem Zeitpunkt aufeinander abgestimmt werden. Häufig werden daher in der Öffentlichkeit negative Strompreise auf eine zu große Produktion aus erneuerbaren Energien zurückgeführt. Wenn diese Aussage zutreffen würde, müssten erneuerbare Anlagen Strom über die zeitgleiche Stromnachfrage hinaus erzeugen. Dies ist jedoch bisher für Deutschland noch nicht der Fall gewesen. In 2014 lag der maximale Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung am der stündlichen Stromverbrauch bei 80 Prozent. Das bedeutet, dass in dieser Zeit immer noch 20 Prozent der Stromnachfrage aus konventionellen Anlagen gedeckt wurde. Und auch für den 10. Mai 2015 trifft die Aussage nicht zu.

Energiemarktmodell Power2Sim

 

In der Spitze erzeugten an diesem 10. Mai 2015 Photovoltaik-(PV)- und Windenergieanlagen 22 bzw. 19 GW Strom, was man als gute, dennoch nicht übermäßige Einspeisung aus fluktuierenden erneuerbaren Energien bezeichnen kann. Hinzu kamen noch 35 GW aus steuerbaren Kraftwerken (Biomasse, Kernkraft, Braunkohle, Steinkohle und Gas). Somit stammte der Strom zu rund 46 Prozent aus steuerbaren Kraftwerken. Echte Überspeisungen aus erneuerbaren Energie, die nicht mehr durch den Export von Strom ausgeglichen werden können, zeigen die Szenarien des Energiemarktmodells Power2Sim erst gegen Mitte/Ender der 2020er Jahre.

http://www.energybrainpool.com/analyse/fundamentalmodell-power2sim.html

Wind- und PV-Strom wird nahezu grenzkostenfrei, ohne CO2-Emissionen und ohne Verbrauch von fossilen Energieträgern wie Kohle, Gas und Öl erzeugt. Volkswirtschaftlich ist es daher sinnvoller, diesen Strom zu nutzen und stattdessen steuerbare Kraftwerken herunterzufahren, die erneuerbare oder fossile Energieträger verbrauchen und damit grenzkostenbehaftet sind.

Steuerbare Kraftwerke laufen trotz negativer Strompreise

Während sich Stromverbraucher freuen, stellen negative Strompreise für Erzeuger Extrempreise dar, möchten sie doch eigentlich Erlöse mit ihrer Stromproduktion erzielen und nicht für die „Entsorgung“ ihres Stroms bezahlen. Somit stellt sich die Frage, warum selbst bei negativen Strompreisen steuerbare Kraftwerke Strom erzeugten und nicht abgeschaltet wurden. Die Ursachen,haben wir in der Studie „Negative Strompreise – Ursachen und Wirkungen" beschrieben.

http://www.energybrainpool.com/news-details/datum/2014/06/10/negative-strompreise-ursachen-und-wirkungen.html

Die Ursachen lassen sich in den folgenden drei Punkten zusammenfassen:

1.  Die Kraftwerke hatten für den Zeitraum eine Erzeugungsverpflichtung z. B. wegen der Bereitstellung von Regelleistung oder wegen der Wärmeerzeugung bei Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Sie sind also nicht am Netz, weil ihr Strom benötigt wird, sondern aus einem anderen Grund.

2. Für die Kraftwerke war es günstiger, diese 15 Stunden mit einem im Mittel moderat negativen Preis durchzufahren, als höhere Ab- und Anfahrkosten und den damit verbundenen Verschleiß in Kauf zu nehmen. Letzteres gilt insbesondere für Kern- und Braunkohlekraftwerke.

3. Die Kraftwerke haben auf eine weitere kurzfristige Optimierung am Strommarkt (Spotmarkt) verzichtet, z. B. weil sie ihren Strom im Vorfeld (am Terminmarkt) verkauft haben oder weil sie operativ nicht in der Lage sind auf kurzfristige Preissignale zu reagieren. Durch eine kurzfristige Optimierung hätten sie zusätzliche Erlöse erzielen können, in dem sie ihr Kraftwerk herunterfahren oder abschalten und den Strom, für den sie zuvor eine Lieferverpflichtung eingegangen sind, günstiger am Spotmarkt einkaufen. Erzeuger sind dann, anders als sonst, an sehr niedrigen Strompreisen interessiert, um ihre Erlöse zu steigern. In dem Fall, bei dem sie Zeiten negativer Strompreise durchfahren, sind ihnen also Gewinne entgangen. Das zuvor am Terminmarkt abgesicherte Ergebnis wird dabei jedoch nicht verschlechtert.

Betriebswirtschaftliche Rationalität kann also dazu führen, dass Kraftwerke in Zeiten negativer Strompreise Strom produzieren. Analysen der negativen Strompreise in der Vergangenheit zeigen hierbei einen Wandel.

Ein Blick zurück: Negative Strompreise verändern den Markt

In der Vergangenheit traten bereits viele Stunden mit negativen Strompreisen auf (vgl. Abbildung 1). Im aktuellen Jahr 2015 summiert sich die Zahl bisher auf 81 Stunden auf (Stand: 13. Juli 2015). Der niedrigste Preis fiel auf minus 79,94 EUR/MWh am 12. April 2015 in der Stunde vom 14 bis 15 Uhr. Im Jahresmittel 2015 liegt der Durchschnitt der 81 negativen Strompreise bei minus 10,38 EUR/MWh.


Seit Einführung negativer Strompreise an der Börse EEX/EPEX am 1. September 2008 sind weitaus niedrigere negative Strompreise aufgetreten. Als ersten „Weckruf“ der Energiewirtschaft gilt der bislang niedrigste stündliche Strompreis der Spotauktion von minus 500,02 EUR/MWh am 4. Oktober 2009 von 2 bis 3 Uhr nachts. In der Folge diese Ereignisses wechseln insbesondere Kraftwerksbetreiber von der Verkäuferseite auf die Käuferseite: Bei Strompreisen, die unterhalb der Erzeugungskosten liegen, schalten die Betreiber ihre Kraftwerke herunter oder ganz ab und beziehen den Strom, mit dem sie ihren zuvor eingegangenen Lieferverpflichtungen nachkommen, günstiger von der Börse. In den Folgejahren konnten durch diese Flexibilisierung extrem negative Strompreise vermieden werden – bis Weihnachten 2012. An den beiden Weihnachtsfeiertagen sank der mittlere Strompreis des Tages auf Werte unter 0 EUR/MWh. Mit dem Jahr 2012 trat zusätzlich das Marktprämienmodell im EEG in Kraft. Mit zunehmender Fernsteuerbarkeit lohnt es sich gerade für Windenergieanlagen in dieser Vermarktungsform bei extrem negativen Preisen, die Anlagen abzuschalten und keinen Strom zu erzeugen. Denn die Förderung wird in Form der gleitenden Marktprämie auf die erzeugte MWh ausbezahlt. Solange der Erlös aus der Marktprämie ausreicht die Kosten der Stromproduktion bei negativen Strompreisen zu decken, lohnt sich die Stromerzeugung. Erst wenn bei weiter fallenden negativen Strompreisen insgesamt Kosten entstehen, wird der Anlagenbetreiber bzw. sein Direktvermarkter auf die Stromproduktion verzichten. Diese „freiwillige“ Abschaltung von erneuerbaren Windenergie-Anlagen erfolgt seitdem in ausreichender Menge in einem Strompreisintervall zwischen 0 und etwa minus 100 EUR/MWh, so dass negative Strompreise dadurch nach unten quasi begrenzt werden und zukünftig nur in Extremsituationen stärker negative Preise zu erwarten sind.

Abbildung 1: Negative Strompreise 2009 - 2015