Die Ökonomie der Energiewende

Liebe Leser des Phasenprüfers, wir dürfen Ihnen hier exklusiv die Zusammenfassung einer Forschungsarbeit zur Energiewende und der Wirtschaftlichkeit erneuerbarer Stromquellen vorstellen. Der Autor Lion Hirth widmet sich einer bislang nur selten detailliert erforschten Frage: Machen die Erneuerbaren sich mit zunehmenden Ausbau selbst die Preise kaputt und können sie deshalb kaum wirtschaftlich werden? Wind- und Solarenergie liefern heute 15% des Stroms in Deutschland. Diese beiden nachhaltigen Energieträger haben gezeigt, dass die Energiewende technisch machbar ist – die verbliebene Hürde ist ihre Wirtschaftlichkeit. Oft werden hohe Ausgaben für Netzausbau befürchtet, doch tatsächlich sind diese Kosten moderat. Die größte ökonomische Herausforderung wird dagegen kaum diskutiert: Der zunehmende Wertverlust von Wind- und Solarstrom an der Börse. Das von Lion Hirth entwickelte Modell zeigt: Steigt der Anteil von Windstrom im Netz von 0% auf 30%, sinkt der Wert jeder eingespeisten Megawattstunde um 40%. Dieser Preisverfall ist schon jetzt an den Strombörsen Europas zu beobachten. Setzt sich der Wertverlust in gleichem Maße fort, werden Windturbinen und Solarzellen wohl nicht in großem Maßstab wettbewerbsfähig werden. Eine Reihe von Handlungsoptionen stehen zur Verfügung, um den Wertverlust abzumildern: mehr Speicher, mehr Netze, flexiblere konventionelle Kraftwerke und verbesserte Windturbinen. Der Text ist länger als gewohnt – aber die Lektüre lohnt. Lion Hirth promovierte zu dem Thema beim Klimaforscher Ottmar Edenhofer, setzt seine wissenschaftliche Arbeit am Mercator Research Institute on Global Commons and Climate Change in Berlin fort und betreibt inzwischen ein Beratungsunternehmen (mehr Details s.u.).

Die Ökonomie der Energiewende

1. Die Ökonomie der Energiewende wird ihren Erfolg bestimmen

Der wichtigste und kontroverseste Baustein der Energiewende war in den letzten Jahren der Ausbau von erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung, allen voran Wind- und Solarenergie.

Zusammen erzeugen beide Technologien heute 15% des in Deutschland verbrauchten Stroms, in Spanien sind es mehr als 20% und in Dänemark beinahe 40%. Die letzten Jahre haben bewiesen, dass die Energiewende technisch möglich ist. Stromerzeugung mit nachhaltigen Energiequellen ist auch im großen Maßstab beherrschbar, das Stromsystem bleibt bislang stabil, die „Lichter bleiben an“.

Bis heute werden Windturbinen und Solarzellen durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gefördert und diese Förderung wird trotz Systemumstellung auf Ausschreibungen weitergehen. Die Energiewende kann nur ein langfristiger Erfolg werden und global Nachahmer finden, wenn erneuerbare Energien mittelfristig auch ohne oder nur mit geringer Förderung wettbewerbsfähig werden.

Auf den ersten Blick sind die Chancen dafür gut: In den letzten Jahren sind die Kosten für Wind- und Solarenergie dank technologischem Lernen und Skaleneffekten massiv gesunken. An guten Standorten ist Wind- und Solarstrom heute schon nicht mehr wesentlich teurer als Atom- oder Kohlestrom – manchmal sogar günstiger. Zu den Kosten der Stromerzeugung kommen allerdings noch sogenannte „Integrationskosten“ für die Einbindung der erneuerbaren Energien ins Stromsystem. Zu Integrationskosten gehören beispielsweise die Kosten für den Ausbau von Stromnetzen und für den kurzfristigen Ausgleich wetterbedingter Abweichungen der tatsächlichen Stromeinspeisung von Prognosen. Für diese Arbeit wurden mehr als 100 publizierte Studien zu Integrationskosten ausgewertet, mit dem positiven Befund: zusammengenommen betragen diese beiden Kostenkomponenten wohl weniger als 10 €/MWh, also nur ein Bruchteil der Stromerzeugungskosten. Daran wird die Energiewende nicht scheitern.

Allerdings sind Kosten nur die eine Seite der Wirtschaftlichkeitsrechnung – auf der anderen Seite stehen Einnahmen. Im Zentrum dieser Arbeit steht deswegen der Wert von Wind- und Solarstrom. Der ökonomische Wert dieses Stroms, gemessen als der durchschnittliche Erlös in Euro je Megawattstunde an der Strombörse, ist in den letzten Jahren signifikant gesunken. Die im Rahmen der Forschungstätigkeit vorgenommene Modellierung des europäischen Stromsystems und theoretische Überlegungen bestätigen diesen empirischen Befund: Mit zunehmender Marktdurchdringung wird Wind- und Solarstrom immer weniger wert. Steigt der Anteil von Windstrom im Netz von 0% auf 30%, sinkt der Wert jeder eingespeisten MWh um 40%. Steigt der Anteil von Solarstrom auf nur 15%, sinkt der Wert jeder MWh gar um die Hälfte.

Die Bundesregierung hat sich vorgenommen, bis 2050 mindestens 80% des Stroms aus regenerativen Quellen zu erzeugen. Bestätigen sich die Modellergebnisse, so sind diese Ziele kaum zu halten. Um dies zu verhindern, stehen aber eine Reihe von Handlungsoptionen zur Verfügung. Diese verhindern den beschriebenen Wertverlust zwar nicht gänzlich verhindern – sie können ihn aber abmildern: mehr Speicher, mehr Netze, flexiblere konventionelle Kraftwerke, und Windturbinen, die gleichmäßiger Strom erzeugen. Insbesondere die Flexibilisierung von fossilen Kraftwerken und die Verwendung von Windturbinen mit größeren Rotoren erscheinen vielversprechend. Beide Optionen heben den Marktwert von erneuerbaren Energien signifikant, sind heute technisch verfügbar und verursachen nur moderate Kosten. Im status quo bestehen nur unzureichende Anreize für private Akteure, diese Optionen zu verfolgen. Die Politik sollte durch ein geeignetes Design des Strommarktes die ökonomischen Anreize setzen, diese Optionen weiterzuentwickeln und anzuwenden.

Die Ergebnisse dieser Studie sind auf der einen Seite relevant für Politikgestalter, aber auch privatwirtschaftliche Akteure wie Hersteller von Windturbinen. Der Marktwertverlust von Wind- und Solarstrom bedeutet, dass diese Technologien länger gefördert werden müssen, als viele hoffen. Dies hat insbesondere Auswirkungen auf die langfristige Förderstruktur des EEG und die Prognose der sogenannten EEG-Umlage, den Finanzierungsmechanismus des Anreizinstruments EEG. Diese Studie gibt Herstellern von Windturbinen, und in geringerem Maße auch solchen von Solarmodulen, ein Instrument an die Hand, um den Wertverlust von Strom aus erneuerbaren Energiequellen abzumildern: Durch Anlagen, die kontinuierlicher Strom erzeugen. Windkraftanlagen mit höheren Türmen und größeren Rotoren im Vergleich zur elektrischen Leistung können dies erreichen, genauso wie Solarmodule, die nicht nach Süden, sondern nach Osten und Westen ausgerichtet sind.

Diese Studie trägt also bei zu einer ökologisch und ökonomisch nachhaltigen Energieversorgung, der Sicherung des langfristigen Erfolges der Energiewende, einer realistischeren Planung von Politik, sowie der Vermeidung von Investitions-Sackgassen.

2. Der Marktwert von Wind- und Solarstrom

Auf den europäischen Strombörsen wird Strom meist im Stundentakt gehandelt. Jedes Jahr gibt es also nicht nur einen Strompreis, wie Privatkunden das gewöhnt sind, sondern 8760 verschiedene Preise, nämlich einen für jede Stunde. Im Jahr 2014 betrug der Strompreis im Schnitt 35 Euro pro Megawatt-Stunde (€/MWh). Dieser mittlere Strompreis wird im Fachjargon „base“-Preis genannt. Im gleichen Jahr erzielten Windturbinen im Mittel lediglich einen Erlös von 30 €/MWh – also 86% des base-Preises.

Wertigkeitsfaktor

Das Verhältnis aus Durchschnittserlös und base-Preis wird auch „Wertigkeitsfaktor“ genannt. Wiederholt man diese Rechnung für alle Jahre seit 2001 fällt ins Auge, dass der Wertigkeitsfaktor von Windstrom fällt – vor 13 Jahren betrug er noch 102%.

Der Preisverfall bei Solarstrom ist noch dramatischer. Noch 2006 betrug der Wertigkeitsfaktor 133%, dagegen  im vergangenen Jahr noch 98%. Betracht man beide Wertigkeitsfaktoren als Funktion des Marktanteils von Wind und Solar am deutschen Stromverbrauch, wird ein deutlicher negativer Zusammenhang sichtbar: Je mehr Wind- und Solarstrom im Netz ist, desto weniger ist er wert. Für Ökonomen ist das wenig überraschend – erhöht man das Angebot eines Gutes, dann sinkt sein relativer Preis.

Grafik1

Die Wertigkeitsfaktoren von Windstrom (seit 2001) und Solarstrom (seit 2006) in Deutschland. Jeder Punkt repräsentiert ein Jahr. Mit steigendem Marktanteil am gesamten Stromverbrauch wird Wind- und Solarstrom immer weniger wert

Windstrom und Solarstrom wird also immer weniger wert. Zwar erhalten alle Erzeuger von Windstrom heute Förderung unter dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) und sind deshalb vom Wertverfall des von ihnen hergestellten Stroms nicht direkt betroffen. Aber die Stromverbraucher zahlen den Wertverlust in Form der EEG-Umlage mit.

Der Preisverfall ist kein Zufall, sondern systematisch. Dies lässt sich in einem einfachen Modell des Strommarktes darstellen. In jeder Stunde stellt sich der markträumende Preis, oder Gleichgewichtspreis, als Schnittpunkt von Angebots- und Nachfragekurve ein. Die Angebotskurve wird auch als „merit-order-Kurve“ bezeichnet. Sie wird bestimmt durch die variablen Kosten der Kraftwerke, also vor allem die Kosten für Brennstoff und CO2-Zertifikate. Speisen Windturbinen in einer bestimmten Stunde ein, sinkt die Netto-Nachfrage und damit der Preis. Je größer die Einspeisung, desto stärker der Preisverfall. Man könnte sagen, „Windstrom kannibalisiert sich selbst“.

merit-order

Die Einspeisung von Windstrom drückt den Strompreis

Heute liefern Windturbinen 9% des deutschen Stroms, Solarzellen 6%. Die Bundesregierung plant, im Jahre 2050 mindestens 80% des Stroms aus erneuerbaren Energien herzustellen. Um dieses Ziel zu erreichen ist eine Vervielfachung der Wind- und Solarstromerzeugung nötig. Wie viel Wind- und Solarstrom bei solch hohen Marktanteilen wert ist, hängt von einer Vielzahl von Faktoren an: Der Zusammensetzung des konventionellen Kraftwerksparks, der Existenz von Stromspeichern, dem großflächigen Netzausbau und den Import- und Exportmöglichkeiten in Nachbarländer, um nur einige zu nennen.

Um diese Faktoren zu simulieren habe ich ein europäisches Strommarktmodell entwickelt. Das Computermodell mit dem Namen EMMA besteht aus zwei Millionen Gleichungen, die diese komplexen Zusammenhänge mathematisch darstellen. Das lineare Model wird numerisch gelöst und findet dabei ein langfristiges ökonomisches Gleichgewicht für den Strommarkt. Der Einsatz von Kraftwerken und der Import und Export von Strom wird stundengenau modelliert, Investitionen in Kraftwerke werden annualisiert dargestellt. Das Modell ist quelloffen und kann frei und kostenfrei heruntergeladen werden (www.neon-energie.de/emma).

Mit EMMA wurde der Marktwert von bis zu 30% Windstrom und bis zu 15% Solarstrom in Europa geschätzt. Bei niedrigen Marktanteilen von wenigen Prozentpunkten sind sowohl Wind- als auch Solarstrom mehr wert als der base-Preis. Der Grund dafür liegt in der positiven Korrelation von Erzeugung und Nachfrage: Im Winter ist der Stromverbrauch höher als im Sommer, und es wird mehr Windstrom erzeugt. Tagsüber ist der Strombedarf höher als nachts, und tagsüber wird mehr Solarstrom erzeugt.

Je mehr Windstrom ins Netz eingespeist wird, desto stärker wirkt der „Selbstkannibalisierungseffekt“. Der Wertigkeitsfaktor fällt von 1.1 auf 0.65. Jede MWh Strom ist also 40% weniger wert! Bei Solarenergie ist der Verfall sogar noch stärker. Der Grund dafür: Die Erzeugung von Sonnenenergie ist auf weniger Stunden im Jahr konzentriert. In diesen Stunden ist der Preisverfall dann besonders stark zu spüren.

Marktwert - Wind

Bei 30% Windstrom im Netz ist jede MWh 40% weniger wert als bei der ersten Windturbine

Marktwert - Solar

Bei 15% Solarstrom ist jede MWh sogar 50% weniger wert – der Wertverfall ist also mehr als doppelt so hoch

Mit dem gleichen Modell wird der langfristige base-Preis auf etwa 70 €/MWh geschätzt. Bei geringen Marktanteilen wäre Windstrom also knapp 80 €/MWh wert, bei 30% Marktanteil knapp 50 €/MWh – ein Wertverlust von 30 €/MWh. Solarstrom verliert sogar 35 €/MWh. Stromerzeugung durch Windturbinen kostet heute etwa 60-70 €/MWh, Strom aus Solarzellen 100-150 €/MWh. Der Wertverlust ist also im Vergleich zu Erzeugungskosten substantiell.

Diese Schätzungen unterliegen großer Unsicherheit. Eine Vielzahl von Faktoren beeinflusst die Faktoren. Sensitivitätsanalysen ergeben eine Bandbreite des Wind-Wertigkeitsfaktors bei 30% von 0.5 bis 0.8. Selbst im günstigsten aller untersuchten Fälle ist Windstrom in Zukunft also deutlich weniger wert als heute.

Jedes Modell basiert auf Annahmen und Vereinfachungen. Um sicherzustellen, dass diese Schätzungen nicht durch modell-spezifische Annahmen getrieben sind, wurden sie mit einer Vielzahl publizierter Studien abgeglichen. Im Mittel schätzen diese Studien den Wertigkeitsfaktor von Windstrom bei 30% Marktanteil auf 0.75. Dies ist etwas optimistischer als meine Punktschätzung, liegt aber deutlich innerhalb des Unsicherheitsbandes. Die Modellschätzung ist also konsistent mit der publizierten Literatur.

 

3. Prognosefehler und Netzausbau

Die Börsenpreise von Strom erzählen nur einen Teil der Geschichte. Diese Preise reflektieren die Kosten der Stromerzeugung, aber nicht die Kosten des Stromtransports. Darüber hinaus bilden sie nicht die Kosten ab, die durch den kurzfristigen Ausgleich von Abweichungen bei der Einspeiseprognose von Strom entstehen. Diese Kosten entstehen bei der Integration von erneuerbaren Energien in Stromsysteme und werden deshalb manchmal als „Integrationskosten“ bezeichnet.

Die ganzheitliche Betrachtung der Ökonomie von Wind- und Solarenergie muss also breiter ansetzen. Eine Schätzung des sozioökonomischen Wertes von Windstrom muss also nicht nur den Wertverlust an der Börse berücksichtigen, sondern auch die Kosten für Netzausbau und Prognosefehler. Dies kann in einem Wasserfalldiagram als Wertverlust illustriert werden.

Testgrafik

Der sozioökonomische Wert von Windstrom ergibt sich aus dem Börsenwert minus den Kosten für Netzausbau und den Kosten des Ausgleichs von Prognosefehlern (illustrativ)

Die akademische Literatur nennt häufig drei spezifische Charakteristika von Wind- und Solarenergie: die Erzeugung schwankt über die Zeit; sie sind an Orte mit guten Wetterbedingungen gebunden; die Erzeugung ist wetterabhängig und deswegen auch kurzfristig unsicher. Diese drei Charakteristika entsprechen je einem Balken im oben gezeigten Diagramm.

Zur Quantifizierung dieser Kosten wurde kein neues Modell entwickelt, sondern die bestehende Literatur ausgewertet. Die Kosten für Netzausbau hängen stark von der Erzeugungstechnologie, dem Marktanteil und dem bestehenden Stromsystem ab. Sie können sogar negative sein: Für die Einspeisung von Solarstrom in lokale Verteilnetze bedarf anfangs keines Netzausbaus.. Dies ist eine wunderbare Eigenschaft von Stromnetzen: Anders als zum Beispiel die Wasserversorgung (am Wasserhahn kann kein Wasser in das Versorgungsnetz gepumpt werden) ist die Infrastruktur keine „Einbahnstraße“, sondern kann in „beide Richtungen“ genutzt werden. Solche günstigen Situationen sind allerdings nur beschränkt vorhanden. Im Mittel schätzen die Studien die Kosten für Netzausbau auf 2 €/MWh bis 8 €/MWh für Windenergie auf dem Land und Solarenergie. Für erneuerbare Energieerzeugung auf dem Land sind die Netzausbaukosten also etwa eine Größenordnung geringer als der Verlust an Börsenwert.

Ähnliches gilt für die Kosten von Prognosefehler. Die Kosten für Regelleistung liegen bei gerade einmal 4 €/MWh – selbst bei 40% Windstrom im Netz. Kein einziges Modell zeigt Kosten von mehr als 6 €/MWh.

Balancing costs

Die Kosten von Prognosefehlern von Windstrom liegen im niedrigen einstelligen €/MWh-Bereich. Jeder Punkt repräsentiert eine Studie

Dies ist ein zentrales Ergebnis dieser Arbeit: Viel politische, akademische und öffentliche Diskussion dreht sich um Netzkosten und die Kosten der kurzfristigen Ausregelung von falsch prognostizierter Einspeisung aus erneuerbaren Energien. Das zentrale ökonomische Problem liegt aber woanders: Bei dem Wertverlust von Wind- und Solarstrom auf dem Strommarkt. Die Kosten für Netzausbau und Prognosefehler liegen addiert wohl unter 10 €/MWh. Diese Kosten den Erzeugern von Wind- und Solarstrom aufzubürden, dürfte verkraftbar sein. Dagegen beläuft sich der Wertverlust an der Strombörse auf 30 €/MWh für Windstrom (bei 30% Marktanteil) und 35 €/MWh für Solarstrom (bei nur 15 Marktanteil).

Ein Großteil der Debatte um die Ökonomie der Energiewende dreht sich also um sekundäre Problem – und ignoriert die wahre Herausforderung.

4. Handlungsoptionen

Die Analyse von Marktdaten, die numerische Modellierung von Strommärkte, und die Auswertung der bestehenden Literatur ergeben in einer guten und einer schlechten Nachricht für die Wettbewerbsfähigkeit von Wind- und Solarenergie: Die Kosten für Netzausbau und Prognosefehler, die in der politischen Debatte oft als prohibitiv hoch dargestellt werden, sind überschaubar. Allerdings unterliegt Wind- und Solarstrom einem Wertverlust auf den Großhandelsmärkten, der den langfristigen Zubau in Frage stellt.

Dieser Wertverlust kann nicht aufgehalten werden, er stellt eine fundamentale ökonomische Eigenschaft von Strommärkten dar. Allerdings existieren verschiedene Handlungsoptionen, die den Wertverlust abmindern könnten. Weil diese Maßnahmen der Integration von Erneuerbaren in den Strommarkt dienen, überschreiben wir sie als „Integrationsoptionen“. Insbesondere folgende Optionen werden genannt:

  • Stromspeicher. Eine großskalige Anwendung von Stromspeichern würde helfen, Windstrom für Zeiten hoher Nachfrage aufzubewahren. Auf dem Strommarkt würde sich dies durch geringere Preisschwankungen ausdrücken und der „Selbstkannibalisierungseffekt“ abgeschwächt. Modellergebnisse zeigen allerdings, dass selbst eine Verdopplung der bestehenden Pumpspeicherkraftwerks-Kapazitäten nur einen geringen Einfluss hätte. Ihre Speicherkapazität ist schlicht zu klein, um nennenswerte Mengen Windstrom aufzunehmen. Die Entwicklung eines kostengünstigen Großspeichers würde dieses Ergebnis natürlich ändern, doch ist eine solche Technologie (bislang) nicht verfügbar.
  • Überregionaler Netzausbau. Eine Verstärkung der Übertragungsleitungen zu Deutschlands Nachbarstaaten hätte einen ähnlichen Effekt wie Stromspeicher: Bei Sturm in Deutschland wird Strom exportiert, bei Flaute importiert, dadurch schwankt der Strompreis weniger. Allerdings ist auch hier der Effekt gering, weil die Einspeisung in den Nachbarländern hoch korreliert ist. Mit anderen Worten: wenn Deutschland Strom exportieren möchte, möchten dies die Nachbarn meistens ebenfalls.
  • Ein anderes Strommarktdesign. Einige Autoren argumentieren, dass der heute existierende Strommarkt anders gestaltet werden müsse, um den Wertverlust aufzuhalten. Ein anderes „Strommarktdesign“ müsse her, so dass Windstrom sein „wahrer Wert“ beigemessen wird. Hier wird übersehen, dass der Strompreis nicht beliebig definiert werden kann, sondern eine fundamentale ökonomische Interpretation hat. Der Strompreis ist die marginal Zahlungsbereitschaft der Konsumenten für elektrische Energie und gleichzeitig die Grenzkosten der Erzeugung. Der Marktwertverlust kann nicht einfach durch ein alternatives Strommarktdesign „wegdefiniert“ werden. Denn solche Vorschläge bedeuten nichts anders als eine Weiterführung der Förderung – das EEG unter neuem Namen.

Modellergebnisse zeigen, dass drei weniger offensichtliche Integrationsoptionen einen größeren Effekt haben: die Anpassung des konventionellen Kraftwerksparks; die Flexibilisierung von Kraft-Wärme-Kopplungs-Kraftwerken; und eine andere Auslegung von Windturbinen.

In industrialisierten Ländern wird etwa 70% der elektrischen Energie in sogenannten Grundlastkraftwerken erzeugt. Dies sind Kraftwerke, die darauf optimiert sind, fast das ganze Jahr über mit konstanter Leistung Strom zu erzeugen. Typische Technologien hierfür sind etwa Kernkraftwerke oder Braunkohlekraftwerke. Diese Kraftwerke sind kapitalintensiv, im Bau, aber wegen geringer Brennstoffkosten günstig im Betrieb. Sogenannte Mittel- und Spitzenlastkraftwerke, die günstig im Bau aber teuer im Betrieb sind, liefern nur einen kleinen Teil des Stroms – heute. Mit hohen Anteilen von Wind- und Sonnenenergie am gesamten Strommix wird sich diese etablierte Sicht ändern. Weniger Grundlastkraftwerke werden benötigt, dafür mehr Mittel- und Spitzenlastkraftwerke. Wenige oder gar keine Kraftwerke werden das ganze Jahr über benötigt, weil zu gewissen Zeiten erneuerbare Energiequellen den Strombedarf alleine decken können. Die Verschiebung von Grund- zu Spitzenlast bedeutet auch eine Verschiebung von Atom- und Braunkohlekraftwerken hin zu Gaskraftwerken. Wenn diese Verschiebung nicht stattfindet, beispielsweise weil die Politik durch einen Kapazitätsmarkt falsche Investitionsanreize setzt, wird dies zu einem noch deutlich stärkeren Marktwertverlust führen (linke Abbildung. s.u.).

Thermische Kraftwerke produzieren heute manchmal Strom, obwohl sie dabei Verlust machen. Sie tun das, weil viele Kraftwerke neben Strom noch Sekundärprodukte verkaufen, etwa Fernwärme (in Kraft-Wärme-Kopplung) oder sogenannte Systemdienstleistungen (zum Beispiel Regelleistung). Technische Innovationen erlauben es, diese Produkte unabhängig von der aktuellen Stromerzeugung bereitzustellen. Die Installation von Wärmespeichern in Fernwärmesystemen erlaubt etwa die zeitliche Entkopplung von Wärmeerzeugung und -lieferung. Systemdienstleistungen können von Batterien, Leistungselektronik oder Windturbinen bereitgestellt werden. Erlaubt man thermischen Kraftwerke im Modell einen flexiblen Einsatz, erhöht sich der Marktwert von Windstrom deutlich (mittlere Abbildung).

Doch nicht nur das Stromsystem kann erneuerbaren-freundlich werden, auch erneuerbare Energien können system-freundlicher werden. Ein herausragendes Beispiel dafür sind Schwachwindturbinen. Solche Windturbinen haben im Vergleich zur elektrischen Leistung, einen größeren Rotor und einen höheren Nabenhöhe. Schwachwindturbinen sind keine langfristige Zukunftstechnologie, sondern werden seit einigen Jahren kommerziell eingesetzt. Mit einer solchen Anlagenkonfiguration kann Strom wesentlich gleichmäßiger erzeugt werden – der Selbstkannibalisierungseffekt verteilt sich auf mehr Stunden und wird dadurch abgeschwächt. Der Marktwert steigt deutlich. Als Nebeneffekt reduzieren solche Turbinen auch Netz- und Prognosefehlerkosten.

 Grafik7

Der Marktwert von Windstrom mit bestehendem oder angepasstem Kraftwerkspark…

 Marktwert - flexible Kraftwerke

… flexiblen oder inflexiblen thermischen Kraftwerken …

 Marktwert - Schwachwindturbinen

… und erzeugt mit konventionellen oder Schwachwindturbinen

Damit diese Integrationsoptionen im großen Maßstab angewendet werden, muss die Politik die richtigen Anreize setzen. Bis 2011 bestand die Förderung des Erneuerbare-Energien-Gesetz aus einem Einspeisetarif, also einer festen Zahlung je produzierter Menge Strom. Der Wertverlust blieb in der EEG-Umlage versteckt. Es ist gut, dass die 2012 eingeführte Marktprämie den Wert des Stroms auch für Erzeuger von erneuerbaren Energien sichtbar macht. Ähnliches sollte auch für die Kosten von Netzen und Prognosefehlern gelten. Heute werden große Teile dieser Kosten auf alle Stromverbraucher umgelegt und damit sozialisiert. Nur wenn Investoren Nutzen und Kosten ihrer Produkte sehen, können sie ihre Technologien auf einen größeren ökonomischen Nutzen optimieren.

Der Diskurs um die Ökonomie der Energiewende konzentrierte sich in der Vergangenheit stark auf die Erzeugungskosten von Wind- und Solarstrom. Sinkende Kosten alleine bedeuten allerdings noch keine Wettbewerbsfähigkeit. An dieser Stelle versucht die Arbeit eine Lücke zu füllen, in dem sie einen Analyserahmen anbietet, verschiedene System- oder Integrationskosten sowie den Marktwertverlust konsistent zu schätzen. Dies soll ein Beitrag sein, um die Energiewende, eines der größten gesellschaftlichen Projekte der Gegenwart in Deutschland, auch langfristig zum Erfolg werden zu lassen.

Referenzen:

Dieser Text basiert auf der Anfang 2015 an der TU Berlin veröffentlichten DoktorarbeitThe Economics of Wind and Solar Variability“ sowie vier veröffentlichten wissenschaftlichen Artikeln.

Hirth, Lion (2015): The Economics of Wind and Solar Variability – How the Variability of Wind and Solar Power affects their Marginal Value, Optimal Deployment, and Integration Costs, Ph.D. thesis, Technical University of Berlin. www.neon-energie.de/Lion-Hirth-2014-Economics-Wind-Solar-Variability-Value-Deployment-Costs.pdf
Hirth, Lion (2015): “The market value of solar power: Is photovoltaics cost-competitive?”, IET Renewable Power Generation 9(1), 37-45.http://dx.doi.org/10.1049/iet-rpg.2014.0101
www.neon-energie.de/Lion-Hirth-2015-Market-Value-Solar-Power-Photovoltaics-Cost-Competitive.pdf
Hirth, Lion, Falko Ueckerdt & Ottmar Edenhofer (2015): “Integration Costs Revisited – An economic framework of wind and solar variability”, Renewable Energy 74, 925–939.http://dx.doi.org/10.1016/j.renene.2014.08.065
www.neon-energie.de/Lion-Hirth-2015-Integration-Costs-Revisited-Economic-Framework-Wind-Solar-Variability.pdf
Hirth, Lion (2015): “The Optimal Share of Variable Renewables”, The Energy Journal 36(1), 127-162.http://dx.doi.org/10.5547/01956574.36.1.6
www.neon-energie.de/Lion-Hirth-2015-Optimal-Share-Variable-Renewables-Wind-Solar-Power-Welfare.pdf
Hirth, Lion (2013): “The Market Value of Variable Renewables”, Energy Economics 38, 218-236.http://dx.doi.org/10.1016/j.eneco.2013.02.004
http://www.neon-energie.de/Lion-Hirth-2013-Market-Value-Renewables-Solar-Wind-Power-Variability-Price.pdf

Über den Autor:

Dr. Lion Hirth ist Geschäftsführer der Beratungsgesellschaft neon neue energieökonomik in Berlin. Kürzlich hat er seine Doktorarbeit am Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung (PIK) unter Ottmar Edenhofer abgeschlossen, dieser Beitrag basiert auf den Forschungsergebnissen. Von 2011 bis 2014 arbeitete Hirth als Analyst für erneuerbare Energien für den schwedischen Energiekonzern Vattenfall. Seine wissenschaftliche Arbeit setzt er derzeit am Mercator Research Institute on Global Commons and Climate Change in Berlin (MCC) fort.

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4 comments for “Die Ökonomie der Energiewende

  1. Philippe Welter
    9. März 2015 at 17:27

    Diese Erkenntnisse sind nicht wirklich neu, aber es ist sicherlich sinnvoll, immer wieder auf die Tatsache hinzuweisen, dass ein Energy Only Markt in einer zunehmend regenerativen Stromversorgung immer weniger Geld für EE bereitstellt. Bei 100% EE aus Sonne und Wind übrigens Null Euro pro MWh.

    Die Schlussfolgerungen des Autors sehe ich daher auch kritisch. Ob Schwachwindturbine oder Ost-West-PV-Anlage, zur Aufrechterhaltung von Zahlungsflüssen aus dem EOM taugen sie nur begrenzt (sondern zur Minimierung des verbleibenden Speicherbedarfs). Denn wie die Grafiken anschaulich zeigen, wird der Wertverfall des Stroms durch solche Anlagenkonfigurationen nur gebremst, aber nicht aufgehalten oder gar umgekehrt. Verlängert man die Linien in den Grafiken weiter, landen sie alle früher oder später bei Null. Deshalb hilft ja auch die vom Autor positiv gesehene Direktvermarktung letztlich nicht weiter. Der Wertverfall wird damit bestenfalls etwas verzögert, aber nicht verhindert. Aus diesem Grund führt langfristig an festen Einspeisetarifen kein Weg vorbei. Es sei denn, man ist bereit, extreme Knappheitspreise samt Brown Outs am Markt zuzulassen. Aber welcher Politiker würde dem darauf folgenden Druck aus Bevölkerung und Industrie schon standhalten? Zumal die Stromversorgung definitionsgemäß nicht billiger werden kann, als bei einer an den Kosten (nicht Preisen!) ausgerichteten kostendeckenden Festpreisvergütung bei sinnvoller räumlicher und prozentualer Verteilung der verschiedenen EE-Anlagen nebst Saisonspeichern…

  2. Sönke Häseler
    16. März 2015 at 17:45

    Ein wenig unglücklich erscheint mir im Zusammenhang mit der „Selbstkannibalisierung“ der Erneuerbaren die Nennung und graphische Darstellung des Merit-Order-Effekts. Denn dass ein steigendes Angebot – wie der Autor auch schreibt – den Preis senken wird, ist in der Tat keine neue Erkenntnis und vor allem keine Eigenart der Erneuerbaren. Das passiert in jedem Markt mit nicht vollkommen preiselastischem Angebot.
    Diese Darstellung lenkt nach meinem Empfinden etwas ab vom – ebenfalls im Artikel dargestellten – eigentlichen Problem, von der eigentlichen Ursache des Verlusts an Wertigkeit, oder, wenn man möchte, der Selbstkannibalisierung: der zeitlichen Korrelation der erneuerbaren Einspeisung. Eine PV-Anlage speist verstärkt um die Mittagszeit ein, wenn die meisten anderen Anlagen in Europa genau das gleiche tun, was zu niedrigen Börsenpreisen führt. Ähnlich beim Wind. Deshalb wird bei steigenden EE-Anteilen der Durchschnittserlös der Erneuerbaren zunehmend unter dem durchschnittlichen Börsenpreis liegen.

    Zur Rolle der Flexibilität im weiteren EE-Ausbau siehe auch:
    Häseler, Sönke (2014) „Procuring Flexibility to Support Germany’s Renewables: Policy Options“, Zeitschrift für Energiewirtschaft 38(3), 151-162, http://papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm?abstract_id=2234524
    Darin übrigens auch der – inzwischen breit diskutierte – Vorschlag einer Flexibilisierung der EEG-Umlage zur Anreizung zusätzlicher Flexibilitäten im Verbrauch.

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