Standpunkt : Warum negative Strompreise nicht häufiger werden

„Deutschland verschenkt Millionen an Frankreich“ titelt der Focus, „Strompreis-Kollaps offenbart Wahnsinn der Energiewende“ heißt es in der Welt – die Zeitungsüberschriften sprechen eine klare Sprache in ihrer Einschätzung eines in den letzten Jahren immer häufiger auftretenden Phänomens: negative Preise am Strommarkt. Fällt der Preis unter Null, werden Stromproduzenten nicht mehr von Abnehmern bezahlt, sondern letztere bekommen auch noch Geld für den „Kauf“ von Energie. Was absurd klingt, kommt immer öfter vor: 2016 verzeichnete die Strombörse Epex Spot im Day-ahead-Markt für 97 Stunden negative Preise, 2017 waren es 145 Stunden, 2018 bis Ende Juni bereits 104 Stunden. Aber sind Minuspreis-Stunden tatsächlich ein unaive Preise

Strom für den Folgetag wird täglich an der europäischen Strombörse Epex Spot in einem „Pay-as-clear“-Auktionsverfahren gehandelt. Wächst das Verhältnis von Stromangebot zu Stromnachfrage, fallen die Preise – Erzeugern wird so signalisiert, ihre Produktion zu senken. Bis Oktober 2008 lag der niedrigste mögliche Gebotspreis an der Börse bei 0 Euro pro Megawattstunde (EUR/MWh). Bei starkem Überangebot verzerrte diese Untergrenze den Anreiz für Produzenten, weniger Strom anzubieten. Die Einführung von negativen Preisen war also durchaus ökonomisch sinnvoll: Sie stellte einen effizienten Preismechanismus an der Strombörse auch für Stunden mit deutlichem Angebotsüberschuss wieder her und setzte Anreize für Investitionen in Erzeugungsflexibilität.

Dass negative Strompreise tendenziell immer häufiger auftreten, hat nämlich vor allem mit fehlender Flexibilität zu tun. In Stunden mit hoher Erzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE), wird weniger thermische Kapazität benötigt. Viele konventionelle Kraftwerke stellen sich allerdings nur langsam auf diese neue Realität ein und produzieren weiterhin wenig preis-elastisch. Treffen Phasen hoher EE-Erzeugung mit niedriger Nachfrage zusammen, stürzen die Preise ab.

Weshalb erzeugen Kraftwerksbetreiber trotz negativer Preise?

Die Gründe, aus denen Stromproduzenten trotz niedriger oder negativer Preise Gebote abgeben, sind vielfältig: Kraftwerke, die Systemdienstleistungen wie Primär-, Sekundär- und Minutenregelleistung garantieren, dürfen vertraglich nicht weiter herunterfahren, als mit der Bereitstellung dieser Leistungen zu vereinbaren ist. Die Betreiber von unflexiblen thermischen Kraftwerken sehen sich außerdem hohen Kosten für das Herunter- und wieder Herauffahren („Rampen“) ihrer Kraftwerke ausgesetzt.

Sind diese Kosten höher als der zu erwartende Verlust durch einige Minuspreis-Stunden, sind sie bereit, selbst bei negativen Preisen zu produzieren. Kraftwerke mit außermarktlichen Verdienstmöglichkeiten und Lieferverpflichtungen (Wärmeabnahme-Verträge bei KWK-Kraftwerken, Eigenversorgung etc.) sind in ihren ökonomischen Anreizen zumindest teilweise von Großmarktpreisen entkoppelt. Das gleiche gilt für erneuerbare Energien, die eine Einspeisevergütung unabhängig vom Marktpreis erhalten: Sie haben keine finanziellen Anreize, die Produktion einzustellen.

Am 1. Mai 2018 rutschten die Preise dank niedriger Feiertags-Nachfrage von durchschnittlich 49 GW und hoher Solar- und Windproduktion für 18 Stunden ins Minus. Drei Kernaussagen lassen sich aus den folgenden Grafiken ziehen:

1: „Unflexible“ thermische Kraftwerke sind bereits deutlich flexibler geworden

Kohle- und Nuklearkraftwerke, die als technisch besonders unflexibel gelten, fuhren die Produktion stark herunter: Bei einer installierten Leistung von rund 20 GW produzierten Braunkohlekraftwerke mit einer Leistung von sechs Gigawatt (GW). Von 9,5 GW Nuklearkapazität produzierten rund 4,6 GW, von 24 GW Steinkohle weniger als 800 Megawatt (MW). Die niedrigste realisierte stündliche Produktion konventioneller Kraftwerke (Kohle, Braunkohle, Kernenergie, Erdgas, sonstige thermische Kraftwerke) am 1. Mai von 15,4 GW liegt außerdem unter dem, was Studien unter anderem der Bundesnetzagentur und der Übertragungsnetzbetreiber in den letzten Jahren für möglich hielten: die „untere Leistungsgrenze“ als Summe der „minimal elektrisch stabil erzeugbaren“ thermischen Leistung wurde bislang auf rund 20 GW geschätzt. Die negativen Preisperioden der letzten Jahre haben bereits zu deutlichen Investitionen in die Flexibilität thermaler Kraftwerke geführt.

2: „Flexible“ Kraftwerke fahren ihre Produktion nicht herunter, wenn sie Subventionen erhalten

EE-Anlagen, die flexibel Rampen fahren können, wie etwa Biogas-Anlagen, oder deren Produktion zwar vom Wetter abhängig ist, die aber bei Überproduktion jederzeit vom Netz gehen könnten, haben keinen Anreiz, ihre Produktion einzustellen, solange sie Subventionen erhalten. Biomasse etwa produzierte mit 4,3 GW durch die gesamte Minuspreis-Periode am 1. Mai hindurch. Eine Biomasse Anlage, die unter dem EEG 2009 gebaut wurde, erhält, je nach Brennmaterial, völlig unabhängig vom Strompreis rund 130 EUR/MWh. Die im EEG 2012 eingeführte Flexibilitätsprämie/Flexibilitätszuschlag versucht dieses Problem für Neuanlagen allerdings zu lösen.

Die große Ausnahme bei EE-Anlagen stellt die in §51 im EEG 2017 festgelegte Sechs-Stunden-Regel dar: Anlagen, die nach dem 1.1.2016 in Betrieb genommen wurden und eine installierte Leistung von über drei MW haben, erhalten keine Subventionen, „wenn der Wert der Stundenkontrakte […] in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist“. So sollen zumindest Kraftwerke, die nach „unten“ flexibel sind – also bei starkem Überangebot abschalten könnten – angereizt werden, dies auch zu tun.

3: Die Sechs-Stunden Regel funktioniert nicht im Day-ahead-Markt

Betrachtet man die Erzeugung von Windanlagen auf See am 1. Mai 2018, sieht man allerdings, dass diese in den Stunden mit den niedrigsten Preisen nicht herunterfahren. Das liegt vor allem an der Qualität der Wetterprognosen und der Höhe der Zuzahlungen. Da bei hohen Subventionen der Verlust durch negative Preisstunden deutlich geringer ist, als der Verlust der Subvention im Falle des Abschaltens, müssten Vorhersagen der Sechs-Stunden-Regel sehr viel verlässlicher sein, als sie es momentan sind. Deshalb wird in der Day-Ahead-Planung nicht abgeregelt. Stattdessen nehmen Betreiber das Risiko negativer Preise in Kauf und versuchen, ihre Position im Intraday-Markt nachzubessern. In den letzten Monaten verloren die nach dem 1.1.2016 gebauten Windparks circa drei Prozent ihrer Subventionen durch die Sechs-Stunden-Regel. Für einen durchschnittlichen Windpark auf See entspricht das zwischen drei und acht Millionen Euro pro Jahr. Die Sechs-Stunden-Regel beeinflusst damit signifikant die Bewertung großer EE-Assets.

Mit welchen Entwicklungen können wir in Zukunft rechnen?

Obwohl über die letzten Jahre ein Trend zu mehr Minuspreis-Stunden zu erkennen war, ist eine Fortsetzung dieser Tendenz nicht notwendigerweise gegeben. Systemdienstleistungen wie die Bereitstellung von Regelenergie tragen heute nur einen kleinen Teil zur thermischen Mindestproduktion bei. Auch wenn es mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien zu höheren Schwankungen im Stromnetz kommt, und die von Übertragungsnetzbetreibern vorzuhaltende Regelenergie leicht ansteigt, wird dies allenfalls einen kleinen Einfluss auf die Mindestproduktion haben. Des Weiteren könnten in Zukunft Speicher einen Teil der heute von konventionellen Kraftwerken zur Verfügung gestellten Regelenergie anbieten und so die Mindestlast verringern. Gleichzeitig verlässt kurzfristig mit dem Nuklearausstieg und langfristig mit dem zu erwartenden Kohleausstieg ein Großteil der unflexiblen Erzeugungskapazitäten den Markt. Wie könnte ein 1. Mai 2023 aussehen, wenn sich die installierte Leistung so entwickelt, wie in Auroras „Central Scenario“ prognostiziert?

In einem System mit 9,5 GW weniger Nuklear-, 13,5 GW weniger (Braun)kohle- und 30 GW mehr Solar- und Wind-Kapazität gibt vor allem EE-Erzeugung den Ausschlag zu einem Überangebot am Strommarkt. Würden alle neu zugebauten Kapazitäten die Sechs-Stunden-Regel ignorieren, wüchse der Angebotsüberschuss auf gut 20 GW – Stunden mit negativen Preisen würden wahrscheinlich häufiger auftreten als heute. Wahrscheinlicher ist jedoch, dass sich Wetterprognosen verbessern und dass neue Anlagen mit niedrigeren oder ohne Subventionen höhere Anreize haben, abzuregeln. Schalten neu zugebaute Anlagen über drei MW Größe bei Auftreten der Sechs-Stunden-Regel ab, sinkt der Angebotsüberschuss auf rund zwölf GW – weniger als noch im Jahr 2018.

Mit Blick in die Zukunft lässt sich also sagen: Mit sinkendem Anteil an unflexibler thermischer Erzeugung und zusätzlichen Erneuerbaren, die immer stärker Marktpreisrisiken ausgesetzt sind, wird sich der Trend Richtung immer mehr Minuspreis-Stunden langfristig nicht fortsetzen. Um negative Preise komplett zu vermeiden, müssten erneuerbare Energien so bald wie möglich ab der ersten Stunde negativen Marktpreisen ausgesetzt sein. Dies wäre bei weiter fallenden Technologiekosten und subventionsfreiem Ausbau der Fall, könnte aber auch durch eine stringentere Anwendung der Sechs-Stunden-Regel auf existierende Anlagen oder einer Verkürzung der Sechs-Stunden-Regel auf vier oder weniger Stunden erreicht werden (was jedoch eine Neuverhandlung der Vergütungen erfordern würde und damit eher unwahrscheinlich ist). Gleichzeitig werden Speicher wichtiger, insbesondere solche mit einer Entladedauer von mehr als zwei Stunden. Sie profitieren von Preisdifferenzen am Markt und gleichen gleichzeitig extreme Preisspitzen aus.