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Eigentlich hätten genügend konventionelle
Kraftwerksreserven zur Verfügung stehen müssen, um die "Dunkelflaute"
bei den erneuerbaren Stromquellen Wind und Sonne auszugleichen, die in
der zweiten Dezember-Woche auftrat. Da dies anscheinend nicht der Fall
war, wurden sie durch teuere Importe ersetzt (weiße Flächen unterhalb
der Lastkurve). Daraufhin explodierten die Preise am Spotmarkt: Am
11.12. kostete die Megawattstunde im vortägigen Handel bis zu 445 Euro
und im Intraday-Handel sogar bis zu 1.158 Euro (jeweils um 17 Uhr). Am
folgenden Tag wiederholte sich die Mangelsituation, wodurch der
Intraday-Preis bereits um 9 Uhr auf 990 Euro anstieg und der
Day-ahead-Preis bis 17 Uhr sogar 936 Euro/MWh erreichte.
Quelle: Energy Charts
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Börsenstrompreis stieg 13 Stunden lang bis auf das Zwölffache
Der Börsenstrompreis erreichte in der zweiten Dezember-Woche
bislang unerreichte Höhen, weil während einer "Dunkelflaute" die
Unterdeckung der Residuallast mit Importen ausgeglichen wurde, anstatt
inländische Kraftwerksreserven zu aktivieren. Die stundenlang stark
überhöhten Strompreise dürften dabei den Betreibern konventioneller
Kraftwerke mehr eingebracht haben als die Erlöse, die sie mit der
Einbringung zusätzlicher Kapazitäten in den Markt hätten erzielen
können. Die Bundesnetzagentur will nun überprüfen, ob tatsächlich
verfügbare konventionelle Kapazitäten ungenutzt geblieben sind und
gegebenenfalls weitere Ermittlungen einleiten. Das Bundeskartellamt
machte sich bereits im November Gedanken über die "Pivotalität von RWE"
und stellte dabei fest, dass derart marktbeherrschende Unternehmen
"keine wirtschaftlich einsetzbaren Erzeugungskapazitäten gezielt
zurückhalten und dadurch den Preis in die Höhe treiben" dürften (241202).
Waren wirklich 11 Gigawatt an steuerbarer Erzeugungskapazität
komplett nicht einsatzfähig?
"Neben der Dunkelflaute ist auch die Nichtverfügbarkeit von über 11
GW konventioneller Kraftwerksleistung für diesen hohen Preis
verantwortlich", bemerkte dazu noch am selben Tag in einer
Kurznachricht auf "X" Prof. Bruno Burger, der beim Fraunhofer ISE
die von ihm initiierte stromwirtschaftliche Informationsplattform
"Energy Charts" leitet. Auf Nachfrage erläuterte er, dass alle am
Strommarkt teilnehmenden Kraftwerke melden müssen, wenn sie nicht oder
nur teilweise verfügbar sind. Dabei werden keine Gründe für die
gemeldete Nichtverfügbarkeit angegeben. Kraftwerke außerhalb des
Strommarkts – also die Netzreserve und die Kapazitätsreserve –
unterliegen der Anzeigepflicht nicht.
Die Frage müsste demnach lauten, ob sämtliche als nichtverfügbar
gemeldeten Kraftwerke tatsächlich nicht einsatzfähig gewesen sind. Oder
ob es anderweitig einsatzfähige Kapazitäten gegeben hat, die weder
aktiviert noch als nichtverfügbar gemeldet wurden. In Fällen wie dem
Steinkohlekraftwerk Datteln 4, das wegen eines Trafobrands seit Oktober
vom Netz ist und voraussichtlich erst Anfang Februar wieder zur
Verfügung steht, braucht nicht weiter nachgeforscht zu werden. Bei
kurzfristigen Nichtverfügbarkeiten von ein oder zwei Tagen, die sich
mit der prognostizierten Dunkelflaute überschneiden, könnte eine
Überprüfung aber schon sinnvoll sein. Und falls dann tatsächlich 11
Gigawatt Erzeugungskapazität komplett nicht einsatzfähig gewesen sein
sollten, wäre das keineswegs ein Grund zur Entwarnung. Es wäre vielmehr
ein Armutszeugnis für ein deutsches Strommanagement, das es es nicht
fertigbringt, genügend steuerbare Kapazitäten bereitzuhalten, um die
Residuallast auch bei Dunkelflauten ohne den Rückgriff auf Importe
ausgleichen zu können (wobei solche Importe durchaus sinnvoll sein
können, wenn sie billiger als die inländische Erzeugung sind, worauf
man sich aber keinesfalls verlassen darf).
Die ungedeckte Residuallast betrug durchschnittlich 18.734 MW
Konkret sah die Situation so aus, dass vor allem am 11. und 12.
Dezember die Einspeisung aus erneuerbaren Stromquellen stark
zurückging, die sonst regelmäßig den Börsenpreis senkt und bei einem
Überangebot sogar negativ werden lässt. Zum Beispiel stand am 12.
Dezember zwischen 7 und 19 Uhr einer Last von durchschnittlich 66.577
MW nur eine Erneuerbaren-Einspeisung von 9.388 MW sowie eine
konventionelle Stromerzeugung von 38.455 MW gegenüber. Normalerweise
hätte in diesen 13 Stunden die ungedeckte Residuallast von
durchschnittlich 18.734 MW durch das Hochfahren von Gas- oder
Kohlekraftwerken ausgeglichen werden müssen. Solche ungenutzten
Kapazitäten gab es wohl auch. Sie wurden aber nicht in den Markt
eingebracht, sondern durch Importe ersetzt. Besonders drastisch wirkte
sich das um 17 Uhr aus, als der Day-Ahead-Preis, der sonst im Mittel
knapp 600 Euro pro Megawattstunde erreichte, bis auf 936 Euro
hochschoss (siehe Grafik). Das war mehr als das Zwölffache des
durchschnittlichen Börsenpreises (Phelix base),
der in diesem Jahr bisher bei 76 Euro lag (im Vorjahr waren es noch 95
Euro), während er vor der Energiekrise der Jahre 2021/22 im
langjährigen Mittel seit 2002 nur etwa 38 Euro/MWh betragen hatte.
Lediglich die Preisexplosion vom 25. Juni war noch stärker
Einen derartigen Preisanstieg bei den stündlichen Notierungen hatte
es selbst während der Strompreiskrise der Jahre 2021/22 nicht gegeben.
Lediglich die Preisexplosion vom 25. Juni dieses Jahres war mit 2.326
Euro/MWh noch stärker (240601). Diese hatte
jedoch andere Ursachen, da sie durch ein mißglücktes Update der
Börsen-Software in Verbindung mit anschließenden Management-Fehlern der
EEX-Tochter Epex Spot ausgelöst wurde (240703).
Der aktuelle Preisanstieg widerspiegelte dagegen das normale
Marktgeschehen, das allerdings von einem starken Mißverhältnis zwischen
Angebot und Nachfrage geprägt war: Dieses Mißverhältnis ergab sich
daraus, dass nicht genügend konventionelle Kraftwerke eingesetzt
wurden, um die durch eine "Dunkelflaute" vorübergehend stark
verringerte Einspeisung von Wind- und Solarstrom auszugleichen, obwohl
solche steuerbaren Kapazitäten anscheinend verfügbar gewesen wären.
Bereits am 7. November hatte es eine ähnliche Situation gegeben, die
den Day-ahead-Preis bis 820 Euro/MWh hochtrieb. Und auch am Vortag, dem
11. Dezember, war er bis auf 445 Euro/MWh hochgeschossen. Zugleich
erreichten die Preise im Intraday-Handel sogar 1.158 Euro/MWh, was ein
deutliches Signal gewesen wäre, nicht weiterhin auf vermeintlich
günstige Importe zu vertrauen.
Auch "Dunkelflauten" sind durchaus beherrschbar, wenn das
notwendige Instrumentarium bereitgehalten wird
Derartige "Dunkelflauten" treten jährlich mehrfach und besonders in
der kalten Jahreszeit auf. Sie sind durchaus beherrschbar und bedeuten
keineswegs eine Gefährdung oder gar den Zusammenbruch der
Stromversorgung, wie der Begriff oft mißverstanden wird. Voraussetzung
ist allerdings, dass das notwendige Instrumentarium bereitgehalten und
im Bedarfsfall auch eingesetzt wird. Bisher gibt es aber keine
verbindliche Regelung, die den Ausgleich der Residuallast durch
inländische Erzeugung sicherstellt. Es müsste schon eine explizite
"Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des
Elektrizitätsversorgungssystems" vorliegen – also auch die
Importmöglichkeit entfallen – , damit die Bundesnetzagentur den Einsatz
der "Netzreserve" anordnen könnte, die laut Verordnungstext
"insbesondere für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die
Spannungshaltung" gedacht ist.
Durch das Fehlen eines speziellen Instrumentariums, das die
Abdeckung der Residuallast durch inländische Erzeugung jederzeit
sicherstellt, hatte Deutschland am 11. Dezember einen Importüberschuss
von 311 Gigawattstunden und am Folgetag von 325 GWh. Rein technisch war
damit alles wieder im Lot. Die Versorgungssicherheit war zu keinem
Zeitpunkt gefährdet. Die Rechnung für die teuren Importe mussten jedoch
die Stromverbraucher bezahlen, während RWE und andere
Kraftwerksbetreiber sich über Strompreise freuen durften, die viele
Stunden lang mehrfach so hoch waren wie üblich.
Böse Zungen unterstellen deshalb, dass die Kraftwerksbetreiber kein
Interesse gehabt hätten, ungenutzte Gas- oder Kohlekapazitäten zu
aktivieren, weil das eine preissenkende Wirkung gehabt hätte – und es
für sie viel einfacher gewesen sei, ohne jeglichen Aufwand an den durch
Verknappung steigenden Preisen zu verdienen. Möglicherweise erklärt
sich die Unlust der Betreiber aber schon daraus, dass es aus ihrer
Sicht nicht lohnte, kurzfristig Kapazitäten hochzufahren, die nach ein
oder zwei Tagen schon nicht mehr benötigt würden. Vor allem gilt das
für Steinkohle-Blöcke, weniger für Gas. Hinzu kam vielleicht eine
falsche Einschätzung der tatsächlichen Importkosten, denn noch am
Vortag war ja der Day-ahead-Preis trotz einer ähnlich gearteten und
ebenfalls mit Importen gedeckten Bedarfslücke "nur" bis 445 Euro/MWh
gestiegen.
Zum Glück wird nur ein Viertel des Stromverbrauchs an der Börse
gehandelt
Da mit baldigen Wiederholungen und noch kräftigeren Ausschlägen zu
rechnen ist, hielt es der Branchenverband BDEW für angebracht, die
Bedeutung solcher Preisspitzen zu relativieren: "Haushalte und
Unternehmen mit langfristigen Lieferverträgen spüren wenig von den
Preissprüngen an der Strombörse", versicherte er am 19. Dezember in
einer Stellungnahme. "Sie beziehen ihren Strom über einen Versorger,
der die Preisrisiken über eine strukturierte Beschaffung im Voraus
langfristig absichert. Das ist vergleichbar mit Aktien- oder
Indexfonds, bei denen die Endverbraucher auch nicht direkt an der Börse
einkaufen, sondern über Zwischenhändler die Volatilität der
Preisentwicklungen abfedern."
Tatsächlich wird nur etwa ein Viertel des gesamten Stromverbrauchs
an der Strombörse EEX gehandelt. Der von der EEX-Tochter Epex Spot
ermittelte Preis für Stromlieferungen am Folgetag betrifft deshalb nur
einen kleineren Teil des jeweiligen Stromverbrauchs – zum Glück, muss
man sagen. Andernfalls hätte die 13-stündige Hochpreisphase am 12.
Dezember die Kosten des Gesamtverbrauchs von 865.502 Megawattstunden um
450 Millionen Euro erhöht. Beim bisherigen durchschnittlichen
Preisniveau von 76 Euro/MWh hätten sie nur 65,8 Millionen Euro
betragen. Stattdessen wären sie um fast das Achtfache auf über 515
Millionen Euro angestiegen.
Industrielle Großverbraucher oder Weiterverkäufer wie Stadtwerke
werden von solchen Preisspitzen am Spotmarkt also nur insoweit direkt
betroffen, wie sie einen mit längerfristigen Verträgen gesicherten
Grundbedarf durch Zukäufe am Spotmarkt ergänzen. Besonders schlimm wird
es für Weiterverkäufer, die sozusagen von der Hand in den Mund leben
und deshalb ganz vom Spotmarkt abhängig sind. Diese Abhängigkeit hat
schon manchem "Strom-Discounter" das Genick gebrochen. Man denke nur an
die Situation im vierten Quartal 2021, als eine ganze Reihe solcher oft
unseriösen Stromvertriebe kollabierte (211002,
211107, 211201, 211202, 220103, 220207).
Die schöne neue Welt der "dynamischen" Stromtarife ist nichts für
den Normalverbraucher
Prekär wird es aber auch für Haushalte und andere Endkunden, die
sich für einen jener "dynamischen" Stromtarife entscheiden, die ab dem
neuen Jahr jeder Versorger als Wahlmöglichkeit anbieten muss (230106). Voraussetzung ist natürlich, dass der
Endkunde über einen "Smart Meter" und damit über einen Zähler mit
registrierender Leistungsmessung (RLM) verfügt, wie das bisher nur bei
gewerblichen Kunden mit größerem Stromverbrauch üblich war.
Voraussetzung ist ferner, dass der Stromverbrauch tatsächlich stündlich
anhand des Börsenpreises abgerechnet wird und nicht bloß aufgrund eines
"variablen" Tarifs, der weder Fisch noch Fleisch ist, indem er
beispielsweise einen ganzen Monat zugrunde legt. Solche privaten
Endkunden – die es bisher nur in sehr geringer Anzahl gibt – werden
dann ebenfalls direkt von einer stundenlangen Vervielfachung des
Börsenstrompreises getroffen, falls ihnen ihr Versorger nicht
netterweise eine Warnung zukommen lässt, dass sie am nächsten Tag zu
bestimmten Zeiten tunlichst wenig oder gar keinen Strom verbrauchen
sollten (240601). Der Normalverbraucher
sollte deshalb von solchen "dynamischen" Tarifen tunlichst die Finger
lassen, wenn er nicht ganz besondere Gründe hat, seinen Stromverbrauch
nach dem Börsenpreis zu richten, wie sich das vielleicht für die
Besitzer von Elektroautos oder Wärmepumpen lohnen könnte.
Die große Masse der Privatverbraucher, die vorläufig weiterhin per
Standard-Lastprofil (SLP) abgerechnet wird, leidet indessen ebenfalls
unter Preissprüngen an der Strombörse. Der einzige Unterschied ist,
dass sich die Preisspitzen nicht auf die individuelle Stromrechnung
oder den jeweils geltenden Liefervertrag auswirken, sondern auf das
allgemeine Strompreisniveau. Und diese Auswirkungen sind nicht so
marginal, dass man sie als Peanuts abtun könnte. Schon ein paar solcher
Preisspitzen reißen volkswirtschaftlich ein Milliarden-Loch auf, aus
dem die einen schöpfen können, während die anderen reinfallen.
Die Verabschiedung des "Kraftwerkssicherheitsgesetzes" ist
dringlicher denn je
Die Ampel-Koalition befand sich deshalb auf dem richtigen Weg, als
sie nach einigem Hin und Her im Juli dieses Jahres eine
"Kraftwerksstrategie" vorlegte, die schon die bloße Bereithaltung von
Gaskraftwerken vergüten sollte (240708). Das
Ziel war dabei vor allem die sichere Abdeckung der Residuallast auch
bei Dunkelflauten. In einem ersten Schritt sollten 5 Gigawatt an
Gaskraftwerken ausgeschrieben werden, die acht Jahre nach der
Inbetriebnahme auf Wasserstoff umgestellt sein mussten. Diese Anlagen
hätten dann mit "grünem" Wasserstoff betrieben werden können, der per
Elektrolyse aus Erneuerbaren-Srom erzeugt wird. Zwei weitere Anlagen
mit 500 MW sollten in Verbindung mit zwei entsprechend dimensionierten
Langzeitspeichern von vornherein nur mit grünem Wasserstoff betrieben
werden. Perspektivisch ließe sich so irgendwann die gesamte
Stromversorgung einschließlich der Deckung der Residuallast auf
erneuerbare Energien umstellen.
Aber leider scheiterte auch dieses Vorhaben an den Quertreibereien
der FDP, die am 6. November das vorzeitige Ende der Ampel-Koalition
bewirkten (241101 und Hintergrund).
Just am 11. Dezember, als die "Dunkelflaute" einsetzte, gab
Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck offiziell bekannt, dass das
geplante "Kraftwerkssicherheitsgesetz" in dieser Legislaturperiode
nicht mehr verabschiedet werden könne, da es an der dafür notwendig
Mehrheit im Bundestag fehle.
Die Sicherheit und Wirtschaftlichkeit der Stromversorgung sind
indessen zu wichtig, um lange darauf zu warten, bis sich doch noch eine
parlamentarische Mehrheit zur Verabschiedun der Gesetzesvorlage findet.
Der BDEW-Chefin Kerstin Andreae ist deshalb beizupflichten, wenn sie
feststellte:
"Der Zubau steuerbarer Kraftwerkskapazitäten bleibt hochgradig
zeitkritisch. Daher muss dies auf die 100-Tage-Agenda einer neuen
Regierung. Nur so können wir die Versorgungs- und Systemsicherheit
langfristig gewährleisten und gleichzeitig den Kohleausstieg umsetzen.
Wir stehen vor der Herausforderung, dass der Wandel zu einem
klimaneutralen Stromsystem flexibel sowie schnell hoch- und
runterfahrbare Kraftwerke als Partner der Erneuerbaren Energien
erfordert. Diese zusätzlichen steuerbaren Kraftwerke sind
unverzichtbar, um die Schwankungen von Wind- und Sonnenenergie
auszugleichen und die Stabilität des Stromnetzes sicherzustellen."
Links (intern)
zu starken Preisausschlägen an der Börse