Januar 2023

Hintergrund

ENERGIE-CHRONIK

 

Am 20. März 2022, zwischen 13 und 14 Uhr, war einer jener bislang noch seltenen Momente, in denen der Strom aus erneuerbaren Energiequellen fast vollständig ausreichte, um den gesamten deutschen Stromverbrauch zu decken. In dieser Stunde betrug die Einspeisung der Erneuerbaren 53,3 GWh und die Netzlast 54,4 GWh. Dem nahezu hunderprozentigen Anteil der Erneuerbaren an der Gesamtlast von rund 50.000 MW entsprach dabei ein Absinken der Residuallast auf 0 MW. Dies war allerdings nur möglich, weil innerhalb dieser Stunde eine weiterhin sehr hohe Leistung von rund 17.000 MW an fossiler und nuklearer Stromerzeugung unter einem hohen Exportüberschuss von 15 GWh verbucht werden konnte (davon 3,1 GWh nach Österreich, 3,0 GWh nach Frankreich und 2,4 GWh nach Frankreich). Andernfalls wäre diese ins Ausland geflossene Strommenge als großteils nicht abbaubare Residuallast in der inländischen Strombilanz aufgetaucht und hätte dort die volle Nutzung des zur Verfügung stehenden Erneuerbaren-Stroms blockiert.

Die Strompreis-Explosion entstand an der Börse und nicht durch Strommangel

Auf die drei letzten Reaktoren kann deshalb getrostet verzichtet werden, zumal sie nur den weiteren Ausbau der Erneuerbaren behindern

 

Schon vor dem russischen Überfall auf die Ukraine begann 2021 in Deutschland eine konzertierte Aktion zur Neubelebung der Kernenergie, die sich besonders gut an der kampagnenartigen Berichterstattung und Kommentierung der "Frankfurter Allgemeinen" verfolgen lässt (siehe Hintergrund, Juni 2022). Der im Gefolge des Ukraine-Kriegs entstandene Wirtschaftskrieg gab dieser Kampagne zusätzlich Auftrieb, weil der Totalausfall der russischen Gaslieferungen sowohl die Gas- als auch die Strompreise in schwindelerregende Höhen trieb. Allerdings dürfte kaum jemand den fatalen Börsenmechanismus verstanden haben, durch den die Strompreise von den Gaspreisen mitgerissen wurden und auf den in diesem Artikel noch ausführlicher einzugehen sein wird.

Erhöhter Exportüberschuss statt "Riesen-Stromlücke"

Dies erleichterte es der Kernenergie-Propaganda, die Explosion der Großhandelspreise für Strom als Folge eines Versorgungsmangels erscheinen zu lassen, dem durch Neubelebung der Kernenergie abgeholfen werden könne und müsse. Als Brechstange für den Wiedereinstieg diente dabei die Forderung, auf die seit langem geplante Abschaltung der drei letzten Kernkraftwerke zum Jahresende 2022 zu verzichten. Zum Beispiel prophezeite der bayerische Ministerpräsident und CSU-Vorsitzende Markus Söder am 22. Juni vorigen Jahres einen gefährlichen Strommangel, falls die Laufzeiten der drei Reaktoren nicht verlängert würden: "Wir haben einen Gasnotstand für den Winter und bekommen noch eine Riesen-Stromlücke dazu, wenn wir die Kernenergie abschalten."

Diese "Riesen-Stromlücke" sah vorerst so aus, dass Deutschland seinen traditionellen Exportüberschuss beim Stromaustausch mit dem Ausland, der seit 2017 rückläufig war, im Jahr 2022 erstmals wieder steigern konnte: Mit 26,28 TWh lag er um 8,89 TWh über dem Ergebnis des Vorjahrs. Der Zuwachs war damit noch deutlich höher als die 5 TWh, auf die der mögliche Beitrag der drei Kernkraftwerke bei restloser Ausnutzung ihrer Brennelemente geschätzt wurde. Von Strommangel also keine Spur.

Dazu beigetragen hat allerdings auch, dass der Stromverbrauch gegenüber dem Vorjahr um vier Prozent von 504,5 auf 484,2 TWh zurückging. Das sind satte 20 TWh weniger. Unklar bleibt dabei, wieweit dieser Rückgang konjunkturelle Gründe hatte, von den seit September geltenden Strom-Restriktionen für öffentliche Nichtwohngebäude beeinflusst wurde (220809) oder auf die Einsparbemühungen von Haushalten und Gewerbe zurückzuführen sein könnte. Wie dem auch sei: Ein Exportüberschuss bleibt.

In diesem Jahr wird der Exportüberschuss voraussichtlich weiter zunehmen

Es sieht ganz danach aus, als ob der Exportüberschuss in diesem Jahr noch deutlich höher ausfallen werde. Dass die drei letzten Kernkraftwerke spätestens am 15. April vom Netz gehen (221103), spielt dabei keine große Rolle. Die dadurch entfallende Stromerzeugung wird mehr als kompensiert durch zahlreiche Reservekraftwerke mit ungefähr der doppelten Leistung, die seit Herbst von der befristeten Erlaubnis Gebrauch machen, bis Ende März 2024 an den Markt zurückzukehren (220602).

Die meisten dieser Anlagen sind Steinkohlekraftwerke, die aufgrund des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes eigentlich stillgelegt werden sollten (220706). Aus netztechnischen Gründen mussten sie aber weiter betriebsbereit bleiben, um auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber einen zusätzlichen Bedarf an Regelenergie decken zu können. Diese Reservekraftwerke dürfen jetzt eine Zeitlang wieder wie normale Kraftwerke kommerziell betrieben werden, um die Stromerzeugung mit Gas soweit wie möglich reduzieren zu können. Zunächst sollte diese Erlaubnis nur bis 30. April 2023 gelten, wurde dann aber bis Ende März 2024 verlängert (221004). Die Betreiber der Anlagen werden diese Ausnahmeerlaubnis naturgemäß so intensiv wie möglich zu nutzen versuchen, zumal sie bei Steinkohle keine Abschöpfung von Übergewinnen befürchten müssen (221201). Die Abnahmefähigkeit des inländischen Marktes ist indessen beschränkt, obwohl die Nachfrage wieder zunehmen dürfte: Die Konjunktur läuft besser als erwartet, im Februar enden die Strom-Restriktionen für öffentliche Nichtwohngebäude nach § 8 EnSikuMaV, und die "Strompreisbremse" (221201) hat das finanzielle Risiko höheren Stromverbrauchs für Haushalt und Gewerbe überschaubarer gemacht. Das Stromangebot dürfte deshalb den Bedarf im Inland deutlich übersteigen und dadurch einen nochmaligen Anstieg des Exportüberschusses bewirken.


Von insgesamt 119 Netzausbauvorhaben mit einer Gesamtlänge von 14.044 Kilometern konnten bisher nur 23 Projekte mit einer Gesamtlänge von 2.292 Kilometer fertiggestellt werden


Es fehlt nicht an Strom, sondern an ausreichendem Netzausbau

Die Reaktivierung von bereits abgeschalteten Kohlekraftwerken aus der Netzreserve hat zu dem Eindruck beigetragen, dass in Deutschland ein genereller Strommangel drohe. Die von Politikern beschworene "Riesen-Stromlücke" gab und gibt es indessen nicht. Das Problem ist eher ein Überangebot an Strom, das jedoch wegen Netzengpässen nicht zur richtigen Zeit an die Verbrauchsschwerpunkte gelangen kann und für das es auch keine ausreichenden Speichermöglichkeiten gibt. Diese Netzengpässe sind ihrerseits keine Folge eines insgesamt höheren Stromverbrauchs. Dieser ist in den letzten 15 Jahren sogar etwas geringer geworden. Sie sind vielmehr auf die Überforderung der alten Netzkonfiguration zurückzuführen, die sich mit der Liberalisierung durch den Stromhandel und die Verlagerung von Kraftwerksstandorten ergeben hat.

Früher war es für die bis zu neun "Verbundunternehmen" selbstverständlich gewesen, in ihrem jeweiligen Zuständigkeitsbereich die dort vorhandenen Netze und Kraftwerkskapazitäten aufeinander abzustimmen. Es gab allenfalls einen Stromaustausch zwischen den Verbundunternehmen, der meistens mit Gegenlieferungen abgegolten wurde, aber keinen Stromhandel. Mit der Liberalisierung konnte deshalb die alte Netzkonfiguration die neuen Stromflüsse oft nicht mehr bewältigen. Dazu trug in starkem Maß auch bei, dass sich sich der Schwerpunkt der Stromerzeugung durch den Ausbau der erneuerbaren Energien immer mehr in den windgünstigen Norden Deutschlands verlagerte, der Transport des Stroms zu den Verbrauchsschwerpunkten im Süden aber durch Netzengpässe behindert wurde, die nur mit großem Aufwand überbrückt werden konnten. Zugleich kam der 2009 mit dem "Energieleitungsausbaugesetz" (090506) und 2013 mit dem Bundesbedarfsplangesetz (130408) eingeleitete Netzausbau viel langsamer voran, als notwendig gewesen wäre. Bis heute sind von insgesamt 119 Netzausbauvorhaben mit einer Gesamtlänge von 14.044 Kilometern nur 23 Projekte mit einer Gesamtlänge von 2.292 Kilometer fertiggestellt worden.

Russischer Überfall auf Ukraine trieb Kosten der Netzproblematik noch mehr in die Höhe

Diese Netzproblematik führte schon vor zwölf Jahren zu einer Großen Anfrage der SPD im Bundestag (101011). Seitdem hat sie sich aber beträchtlich verschärft. Damals ging es noch um 40 Eingriffe, die im Jahr 2009 aufgrund der Nofallregelung in § 13 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes zur ersatzlosen Abregelung einer Leistung von 3000 MW geführt hatten. Inzwischen spielen solche entschädigungslosen "Anpassungsmaßnahmen" keine große Rolle mehr, und über den damaligen Umfang der Abregelungen würde man sich heute glücklich schätzen. Stattdessen werden die Netzengpässe durch vergütungspflichtige Eingriffe überbrückt, die als "Redispatch" und "Einspeisemanagement" bezeichnet werden. Die dadurch entstehenden Kosten werden über die Netzentgelte von den Stromverbrauchern bezahlt und haben immensen Umfang angenommen: Von 2011 bis 2021 stiegen sie von 76 auf 1397 Millionen Euro. Die finanzielle Belastung wurden also binnen zehn Jahren 18-mal größer.

Durch den russischen Überfall auf die Ukraine haben sich die Kosten dieser Netzproblematik im vergangenen Jahr nochmals stark zugespitzt. Es gab zwar weiterhin keinen Mangel an Kraftwerken zur Stromerzeugung. Die im Inland aktivierbare Kraftwerkskapazität hätte mengenmäßig ohne weiteres ausgereicht, um sogar den gesamten Gasanteil an der deutschen Stromerzeugung zu ersetzen, der knapp zehn Prozent betrug, als der Kreml den Gasfluss völlig stoppte. Es ging indessen um kein quantitatives, sondern um ein qualitatives Stromerzeugungsproblem: Aus netztechnischer Sicht ist es eben keineswegs gleichgültig, mit welchem Kraftwerk eine bestimmte Leistung ins Stromnetz eingespeist wird. Die technische Beschaffenheit der Stromquelle spielt nur im Bereich einer gleichbleibenden "Grundlast" keine Rolle. Typische Grundlast-Kraftwerke, die rund um die Uhr mit weitgehend gleicher Leistung ins Netz einspeisen, sind vor allem Braunkohle- und Kernkraftwerke. Beide sind Dampfkraftwerke, die sich nur durch die Art der Wärmeerzeugung unterscheiden. Dampfkraftwerke können aber nur schwerfällig den raschen Schwankungen des Stromverbrauchs folgen, die durch ein vollautomatisch ablaufendes Regelsystem in Sekunden- und Minutenschnelle ausgeglichen werden (siehe ENERGIE-WISSEN). Für die "Sekundärregelung", welche die "Primärregelung" ablöst und wieder entlastet, eignen sich neben Pumpspeicherkraftwerken die flexiblen Gasturbinenkraftwerke am besten. Fast unentbehrlich sind sie außerdem für den Redispatch zur Bewältigung von Netzengpässen, der immer größere Ausmaße angenommen hat. Die Kosten für den Redispatch waren deshalb im ersten Halbjahr 2022 gleich zehnmal so hoch wie im Vorjahr (221205).

Reaktivierung von Kohlekraftwerken soll Gasverbrauch senken

Das "Ersatzkraftwerke-Bereithaltungsgesetz", das die Bundesregierung Ende Mai ankündigte (220503) und Anfang Juli vom Bundestag beschlossen wurde (220705), bezweckte deshalb nicht die Abwendung einer sonst drohenden Stromerzeugungslücke, sondern eine vorübergehende strukturelle Veränderung des Kraftwerksparks, damit möglichst wenig Erdgas für die Erzeugung von Strom verwendet werden muss. Vor allem von den Steinkohlekraftwerken durfte zudem im Bereich der Mittellast auch ein Beitrag zur Netzregelung erwartet werden. Allerdings war von Anfang an klar, dass auf Gaskraftwerke nicht völlig verzichtet werden konnte. Um eine Dauerlösung handelte es sich schon aus Klimaschutzgründen nicht. Als kurzfristige Notmaßnahme schien das Gesetz aber vertretbar, bis der Gaspreis wieder sinken und der beschleunigte Ausbau der erneuerbaren Energien endlich in Fahrt kommen würde. Die neue Bundesregierung hatte sich auf diesem Gebiet ursprünglich sehr viel vorgenommen (220104). Sie konnte aber den Ankündigungen nur wenig Taten folgen lassen, weil sie sich hauptsächlich mit den Folgen des russischen Überfalls auf die Ukraine beschäftigen musste.

Die mit den ""Ersatzkraftwerken" erzielte Gaseinsparung war bisher dürftiger als erwartet. Im Gesamtergebnis des Jahres 2022 war der Anteil der Gaskraftwerke an der Stromerzeugung sogar um 1,7 Prozent höher als im Vorjahr. Das Gesetz kann allerdings erst in diesem Jahr seine volle Wirkung entfalten und hat vielleicht schon Schlimmeres verhindert. Der Anstieg des Gasverbrauchs lag hauptsächlich daran, dass die besonders flexiblen Gaskraftwerke noch mehr als früher zur Überbrückung von Netzengpassen benötigt wurden. Dass im ersten Halbjahr 2022 der Umfang der Redispatch-Maßnahmen um gut die Hälfte gegenüber dem Vorjahr zugenommen hat, während die Kosten gleichzeitig um das Zehnfache stiegen, ist nur mit dem häufigeren Einsatz von Gaskraftwerken und deren unverhältnismäßig hohen Brennstoffkosten zu erklären. Im zweiten Halbjahr dürfte sich diese Entwicklung noch verschärft haben. Zudem gibt es noch andere Gründe für den Weiterbetrieb von Gaskraftwerken. Beispielsweise laufen sie oft in Kraft-Wärme-Kopplung und erzeugen Fernwärme, auf die nicht verzichtet werden kann. Auch bedurfte es erst einer gesetzlichen Neuregelung, damit die in langfristigen Gas-Lieferverträgen häufig festgelegte Zweckbindung an die Verstromung beendet und das freiwerdende Gas zur Einspeicherung verwendet werden konnte.

 

Ausbau der Erneuerbaren kollidiert mit Kohle- und Kernkraftwerken

Im vergangenen Jahr hatten die Erneuerbaren einen Anteil von 46,2 Prozent an der Gesamtsstromerzeugung. Davon entfiel ein Segment von 10,6 Prozent auf kontinuierlich zur Verfügung stehende Stromquellen (vor allem Biomasse- und Laufwasserkraftwerke). Der deutlich größere Rest stammte aus Windkraft (24,7 Prozent) und Photovoltaik (10,9 Prozent), also aus fluktuierender Einspeisung. Die dadurch insgesamt schwankende Erzeugung von Erneuerbaren-Strom reicht bisher nur sehr selten aus, um den ebenfalls schwankenden Stromverbrauch der Lastkurve komplett decken zu können. Deshalb muss die Lücke der jeweils noch verbleibende Residuallast von anderen Stromquellen gefüllt werden, und zwar am besten von Gas- oder Pumpspeicherkraftwerken (wobei die Erdgas-Kraftwerke schon aus Gründen des Klimaschutzes möglichst schnell auf grünen Wasserstoff oder auch Biogas umgestellt werden müssten).

Kohle- und Kernkraftwerke behindern die Energiewende umso stärker, je mehr Strom aus erneuerbaren Quellen zur Verfügung steht. Schon jetzt kann der Erneuerbaren-Strom trotz des gesetzlich festgelegten Einspeisungsvorrangs nicht in vollem Umfang zum Abbau der Residuallast verwendet werden, weil viele konventionelle Kraftwerke als "must-run-Anlagen" gelten, die aus verschiedenerlei Gründen nicht abgeregelt oder abgeschaltet werden können. Hinzu hat eine Untersuchung der Bundesnetzagentur gezeigt, dass selbst bei negativen Strompreisen ein hoher "konventioneller Erzeugungssockel" bestehen bleibt, der ungefähr fünfmal so groß ist wie die notwendige "Mindesterzeugung" aus Kohle, Gas und Kernkraft, die aus technischen Gründen am Netz bleiben muss (170404).

Der weitere Ausbau der Erneuerbaren setzt deshalb den Abbau von unflexiblen Kohle- oder Kernkraftwerken ebenso voraus wie schnell einsetzbare Technologien zum Ausgleich der ständigen Schwankungen, denen nicht mehr nur die Lastkurve, sondern auch die fluktuierende Einspeisung aus Wind- und Solarkraftwerken unterliegt. Im Idealfall werden dabei die Überschüsse dieser fluktuierenden Einspeisung zur elektrolytischen Erzeugung von Wasserstoff verwendet, mit dem dann sowohl kurzfristige Erzeugungslücken als auch längere wie die oft bemühte "Dunkelflaute" überbrückt weden können. Das mag zum Teil noch wie Zukunftsmusik klingen, wäre aber technisch machbar und auch finanzierbar. In der Vergangenheit wurde auf diesem Gebiet der "Speicherung" von Strom sehr viel versäumt. Auch die Bundesnetzagentur hat es sich zu einfach gemacht, als sie ein knappes Jahr vor dem Ukraine-Krieg keinen Bedarf für derartige Stromspeicher sah und stattdessen voll auf Erdgas-Kraftwerke setzte, weil diese ungleich wirtschaftlicher seien (210506).

Kurzum: Die Strompreiskrise war und ist keine Versorgungskrise, die auf einem Strommangel beruht. Schon gar nicht bedarf es eines Weiterbetriebs der drei letzten Kernkraftwerke oder der Reaktivierung bereits stillgelegter Reaktoren. Zusätzliche Kernkraft-Kapazitäten würden nur für einen höheren Sockel an unflexibler Stromerzeugung sorgen. Ähnlich wie Braunkohlekraftwerke sind sie typische "Grundlast"-Kraftwerke, die rund um die Uhr mit weitgehend gleichmäßger Leistung betrieben werden müssen. Dadurch behindern sie inzwischen den weiteren Ausbau der regenerativen Stromquellen, die größtenteils nicht gleichmäßig einspeisen und zu ihrer optimalen Verwertung einen bis in die Grundlast reichenden Spielraum benötigen. Wenn dieser Spielraum durch unflexible Atom- oder Kohlekraftwerke blockiert wird, muss das nicht nutzbare Stromangebot aus Windkraft und Photovoltaik abgeregelt und als "Ausfallarbeit" entschädigt werden.

Im alten System der integrierten Stromversorgung hätte der Gaspreis keine größeren Auswirkungen auf den Strompreis haben können

Besonders verhängnisvoll wirkte sich aus, dass die um ein Vielfaches in die Höhe geschossenen Gaspreise eben nicht nur das relativ kleine Segment des Gasanteils an der Stromerzeugung entsprechend verteuerten, sondern gleich das ganze Strompreisniveau nach oben rissen: Bis April 2021 hatte der Großhandelspreis an der Strombörse im langjährigen Monatsmittel bei 38 Euro pro Megawattstunde gelegen. Mit dem im zweiten Halbjahr einsetzenden Gaspreisanstieg (210806) war er dann bis Jahresende auf 221 Euro gestiegen. Aus diesem Grund erlitten in der zweiten Jahreshälfte zahlreiche Gas- und Stromanbieter Schiffbruch, deren Geschäftsmodell vom Spotmarkt abhing und nicht mit längerfristigen Lieferverträgen abgesichert war (211201). Zum Jahresanfang 2022 war dann – wiederum fast im Gleichschritt – ein Rückgang der Gas- und Strompreise festzustellen. Dieser dauerte aber gerade mal acht Wochen. Nach dem russischen Überfall auf die Ukraine und dem Stopp der russischen Gaslieferungen stießen beide Energiepreise erneut in noch nie erreichte Rekordhöhen vor.

Wie konnte das geschehen? Wie konnte der Gasanteil der Stromerzeugung, der im Juli 2022 noch bei knapp zehn Prozent lag und im zweiten Halbjahr tendenziell zurückging, derart massiv auf die Großhandelspreise durchschlagen, dass diese im August 2022 im Durchschnitt 465 Euro pro Megawattstunde erreichten?

Im alten System der integrierten Stromversorgung, wie es bis zur formalen Liberalisierung des Energiemarktes im Jahr 1998 und in der Praxis noch etliche Jahre länger bestand, hätte es einen solchen Gleichschritt von Gas- und Strompreisen nicht geben können. Da berechneten die großen Stromversorger, die zugleich Kraftwerks- und Netzbetreiber waren, einfach ihre jeweiligen Durchschnittskosten pro Kilowattstunde einschließlich eines mehr als auskömmlichen Gewinnzuschlags und ließen sich das Ergebnis von den Aufsichtsbehörden als gesetzlichen Tarif genehmigen. Der Gasanteil an der Stromerzeugung hätte also auch nur in diesem Rahmen die Gesamtrechnung beeinflussen können. Im übrigen hatte er mit dem Strompreis sowieso nichts zu tun. Er hing vielmehr vom Ölpreis ab, weil die internationalen Gas- und Mineralölkonzerne eine solche Kopplung beschlossen hatten. Diese willkürliche und absolut wettbewerbsfeindliche Kopplung war listigerweise bereits in den Verträgen mit den Gasimporteuren enthalten, weshalb sie durch kartellrechtliche Verbote auf nationaler Ebene nicht aufgehoben werden konnte.



Bei der vortägigen Auktion am Spotmarkt der Strombörse werden die Angebote nach ihrer Preisgünstigkeit in einer "Merit Order" aufgelistet und abgerufen. Für den Preis sind die Betriebskosten bzw. Brennstoffkosten der Kraftwerke maßgeblich. Deshalb kommen zunächst die Erneuerbaren zum Zuge, gefolgt von Kernenergie, Kohle und Erdgas. Das letzte Kraftwerk, das zur Deckung des Strombedarfs noch erforderlich ist, bestimmt dann den "Markträumungspreis", den alle Anbieter bekommen. In der Regel ist das ein Gaskraftwerk (Schema 1). Wenn dann aber der Gaspreis derart steigt, wie das 2022 der Fall war, wird der Strom-Großhandelspreis ebenfalls mitgerissen und schießt durch die Decke (Schema 2).
Quelle: Bundestag, Wiss. Dienste

Erst mit der Strombörse kam es zur Kopplung zwischen Gas- und Strompreis

Das änderte sich jedoch mit der Gründung von Strombörsen, die sich nach Art einer Warenbörse nun auch dieses ganz besonderen Energieträgers zu bemächtigen begannen, der im Unterschied zu Gas oder Öl nicht gespeichert werden kann. Früher wäre es unmöglich gewesen, eine Ware an der Börse zu handeln, die im selben Augenblick erzeugt und verbraucht wird. Es gab nicht einmal einen Stromhandel, sondern allenfalls einen Stromaustausch zwischen den sogenannten Verbundunternehmen, die das Übertragungsnetz betrieben. Frei verhandelbar waren höchstens individuell abgeschlossene Stromlieferverträge mit industriellen Großabnehmern. Wenn diese den Strom dann auch noch per "Durchleitung" über das Netz eines anderen Verbundunternehmens bekamen, war das eine ganz besondere Ausnahme.

Der Anstoß zur Gründung der heutigen "European Energy Exchange" (EEX) kam auch nicht von der Elektrizitätswirtschaft, die sich zunächst eher abwartend oder sogar ablehnend verhielt. Er kam vielmehr von der Deutsche Börse AG, die im liberalisierten Strommarkt ein vielversprechendes Anwendungsgebiet für ihr seit 1997 bestehendes elektronisches Handelssystem XETRA erblickte. Nach zeitweiliger Konkurrenz zwischen mehreren Börsen-Gründungen setzte sich schließlich in Deutschland und Europa die 1999 in Leipzig gegründete EEX durch, die über ihre Tochter Epex Spot in Paris den Spotmarkt und in Leipzig den Terminmarkt betreibt. Weitere Geschäftsgebiete der EEX sind der Handel mit Gas und Emissionszertifikaten (siehe ENERGIE-WISSEN Strombörsen).

Der "Großhandelspreis" basiert nur auf einem Fünftel der tatsächlich gehandelten Strommengen

Bis heute macht der Handel an den Strombörsen nur rund zwanzig Prozent des gesamten Handelsvolumens aus. Vier Fünftel des Stroms werden zu mehr oder weniger langfristigen Lieferverträgen verkauft. Der Preis pro Megawattstunde ist dabei in der Regel günstiger als der Börsenpreis, der sich aus den kurzfristigen Lieferungen ergibt, die am Spotmarkt für den folgenden Tag ("Day-Ahead") oder für denselben Tag ("Intraday") zustande kommen. Trotzdem gilt der Börsenpreis mangels anderer belastbarer Quellen als Referenzpreis für die gesamte Branche bzw. als "Großhandelspreis".

Zur Akzeptierung des Spotmarkt-Preises als allgemeiner Großhandelspreis kommt aber noch ein weiterer Umstand, der die besondere Brisanz der gegenwärtigen Preisexplosion überhaupt erst ausmachte: Dies ist der Mechanismus, nach dem die Preisbildung am Spotmarkt abläuft. Diese funktioniert nämlich so, dass die Gebote der Anbieter für den folgenden Tag (oder beim Intraday-Handel für denselben Tag) nach dem verlangten Preis pro Megawattstunde aufgelistet und dann in der Reihenfolge ihrer Preisgünstigkeit abgerufen werden, bis die Nachfrager ihren Bedarf gedeckt haben.

Das klingt erst mal vernünftig, und tatsächlich ist die "Merit-Order" ein ideales Instrument zur Erzielung eines möglichst niedrigen Durchschnittspreises für alle Arten der Stromerzeugung, die zur Deckung der Nachfrage in Anspruch genommen werden müssen. Zum Beispiel gibt es eine solche Merit-Order auch bei der Auktion, mit der die Übertragungsnetzbetreiber jeden Tag ihren speziellen Bedarf an Regelenergie decken: Da werden die Gebote aller Anbieter in der Reihenfolge ihrer Preisgünstigkeit vollautomatisch abgerufen, bis der viertelstündlich wechselnde Bedarf an Regelenergie gedeckt ist. Die zum Zug gekommenen Anbieter bekommen dann jeweils den Preis, den sie verlangt haben.

Die "Merit-Order" wird auf fatale Weise mit dem Theorem der "Grenzkosten" kombiniert

Beim vortägigen Handel am Spotmarkt funktioniert die Merit-Order dagegen anders. Es beginnt schon damit, dass für die Preise nur die sogenannten Grenzkosten maßgeblich sind. Das sind in diesem Fall die laufenden Betriebskosten zur Erzeugung einer Megawattstunde. Die Fixkosten der Stromerzeugung werden nicht berücksichtigt. An vorderster Stelle der Merit-Order stehen deshalb immer Stromangebote aus den erneuerbaren Quellen Sonne, Wasserkraft und Wind, bei denen die Betriebskosten konkurrenzlos niedrig sind, da überhaupt keine Brennstoffkosten zu Buch schlagen. Es folgen dann – wiederum hauptsächlich durch die Brennstoffkosten bedingt – Kernenergie, Braunkohle, Steinkohle, Biogas und Erdgas (GuD, Gasturbine). Falls das Angebot an Solar- und Windstrom ausreichen sollte, ergibt sich so theoretisch ein sehr niedriger Preis. Der wird dann aber umso höher, je mehr auf die Stromquellen mit höheren Betriebskosten zurückgegriffen werden muss. Und das ist praktisch immer der Fall, wobei normalerweise sogar Erdgas-Kraftwerke in Anspruch genommen werden müssen.

Es ist nun aber nicht so, dass die Anbieter lediglich ihre geltend gemachten Betriebskosten plus Gewinnaufschlag bezahlt bekämen. Vielmehr wird in einem zweiten Schritt – und der ist dann entscheidend – das betriebswirtschaftliche Theorem der Grenzkosten auch auf die gesamte Merit-Order angewendet. Das heißt, dass jenes Kraftwerk den Preis bestimmt, das zuletzt in Anspruch genommen werden musste. Den so ermittelten "Markträumungspreis" erhalten dann alle Anbieter. Wenn also ein Erdgas-Kraftwerk die Grenzkosten bestimmt, erzielen alle anderen Anbieter Überschussgewinne, die umso größer sind, je niedriger ihre tatsächlichen Kosten sind.

Dieser zweifach auf die Grenzkosten gestützte Preisbildungsmechanismus hatte schon immer etwas willkürliches. Eine gesetzliche Grundlage gibt es nicht dafür. Generell gibt es keine legislativen oder regulatorischen Vorschriften zur Ermittlung des Großhandelspreises am Spotmarkt. Auch die Strombörse an sich ist noch immer eine privatrechtliche Veranstaltung in Form einer Aktiengesellschaft, die einer allenfalls oberflächlichen behördlichen Aufsicht unterliegt und deren Transparenz nach wie vor zu wünschen übrig lässt (090803). Wir wissen deshalb nicht, weshalb es zu dieser eigenartigen Konstruktion gekommen ist. Näherliegend wäre vor allem das übliche Gebotsverfahren ("Pay-as-Bid") gewesen, wie es die Übertragungsnetzbetreiber bei ihren Regelenergie-Auktionen verwenden, die nach sehr detaillierten regulatorischen Vorschriften durchgeführt werden. Die Merit-Order hätte dann ein bißchen anders ausgesehen, weil die Gebote nicht nur die variablen Kosten enthalten hätten. Trotzdem wäre der sich so ergebende Durchschnittspreis wahrscheinlich niedriger gewesen. – Aber möglicherweise war gerade das nicht im Sinne der Erfinder und der Grund, weshalb sie dem Grenzkosten-Modell den Vorzug gaben...

EU-Kommission wagte es nicht, an die Ursache der Kostenexplosion zu rühren

Dieser willkürliche Preisbildungsmechanismus lief dann allerdings völlig aus dem Ruder, als nach dem russischen Überfall auf die Ukraine die Erdgaspreise in schwindelerregende Höhen schossen. Die gefährliche Zweischneidigkeit solcher Preisanbindungen an die Börse hatte sich bereits 2020 gezeigt, als die damals grassierende Corona-Pandemie über einen Rückgang des Verbrauchs und der Großhandelspreise auch die EEG-Umlage derart infizierte, dass sie mit Milliarden-Zuschüssen künstlich beatmet werden musste (201001). Nun wirkte sie sich aber noch viel katastrophaler aus: Der stundengewichtete Durchschnittspreis am Spotmarkt, der bis April 2021 im langjährigen Mittel bei 38 Euro pro Megawattstunde gelegen hatte, explodierte bis August 2022 auf 465 Euro. Das war zwölfmal soviel. Auch Ende 2022 lag er noch bei 252 Euro. Dabei gab es keinen sachlichen Grund für einen derartigen Preisanstieg. Die Stromerzeugung mit Gas wurde natürlich entsprechend teuerer, hätte aber nie ein derartige Wirkung haben können. Schuld war vielmehr die Koppelung zweier ganz unterschiedlicher Großhandelspreise über einen scheinbar harmlosen Börsenmechanismus, der nun plötzlich ganze Volkswirtschaften ins Wanken brachte.

Trotz dieser verheerenden Konsequenzen kam es zu keinen Korrekturen. Maßgebliche Kreise von Wirtschaft und Politik gaben sich vielmehr alle Mühe, den außer Rand und Band geratenen Preisbildungsmechanismus für sakrosankt zu erklären. Die EEX-Tochter Epex Spot verstieg sich in einer Stellungnahme vom 27. Oktober sogar zu der Behauptung: "Ein neutraler und unverzerrter Preisbildungsprozess liegt nach wie vor im Interesse der Endverbraucher." Der Preisbildungsprozess habe "aus operativer Sicht" reibungslos funktioniert, und die Märkte hätten sich trotz der angespannten Situation gut entwickelt.

Das sahen etliche EU-Regierungen freilich anders. Vor allem Frankreich, Spanien und Portugal verlangten regulatorische Eingriffe oder legislative Maßnahmen, um die fatale Kopplung des Strompreises an den Gaspreis zu beenden. Der französische Wirtschaftsminister Bruno Le Maire warnte vor einem "gefährlichen Irrweg", auf dem sich die Energiepolitik der EU befinde (211003). Die EU-Kommission legte dagegen nur einen "Werkzeugkasten" mit Instrumenten vor, die sie für geeignet hielt, die Auswirkungen dieser Kopplung zu mindern. Auch später, als sie endlich "die Grenzen unseres jetzigen Strommarkdesigns" zu erkennen schien (220801), hat sie dann nur ihren Werkzeugkasten für nachträgliche Korrekturen nachgebessert, indem sie beispielsweise eine europaweit verbindliche Regelung für die Abschöpfung von besonders exzessiven Übergewinnen in Kraft setzte (221202). Offenbar bangte ihr davor, dass das ganze bisherige Strommarkt-Design aus den Fugen geraten könnte, das der seit zwölf Jahren bestehenden Marktkopplung zugrunde liegt (140206). Nur Spanien und Portugal bekamen ausnahmsweise – wegen ihrer schwachen Anbindung an den übrigen EU-Strommarkt – die befristete Erlaubnis, ihre Strompreise durch eine Subventionierung des für die Stromerzeugung verwendeten Gases zu deckeln (220408).

"Never change a running system" lautet ein geflügeltes Wort in der IT-Branche, die mit der Strombörse eng verbunden ist und geradezu deren Lebensgrundlage bildet, denn ohne elektronische Datenverarbeitung und darauf gegründete Konstrukte wie die Merit-Order gäbe es die Strombörse nicht. An diese fragwürdige Weisheit scheint sich auch die EU-Kommission geklammert zu haben, als sie jede Änderung am Börsenmechanismus ablehnte. Anstatt einen riesigen Scherbenhaufen von vornherein zu verhindern, zog sie es vor, die Scherben nachträglich zusammenzukehren. Unausgesprochen stand dahinter die Befürchtung, dass sonst noch viel mehr zu Bruch gehen könnte. Zugleich schien sie darauf zu vertrauen, dass es sich um eine genauso außergewöhnliche wie vorübergehende Situation handelt. Tatsächlich sind die Gas- und Strompreise inzwischen wieder rückläufig. Geblieben ist indessen die Notwendigkeit, über die verborgenen Tücken eines Strommarkt-Designs nachzudenken, das in seiner Komplexität immer schwerer zu überblicken ist. Dazu gehört die Merit-Order, die eigentlich eine sinnvolle Neuerung zur wettbewerblichen Preisfindung für Strom ist, aber nicht auf Gedeih und Verderb mit dem betriebswirtschaftlichen Konstrukt der Grenzkosten verklammert werden darf.