Jenseits des Sündenbocks Erneuerbare: Was hat den Verfall des Börsenstrompreises wirklich verursacht?

von Christoph Weber & Lion Hirth

Der Börsenpreis von Strom hat sich seit 2007 fast halbiert. Warum? Der Phasenprüfer berichtete bereits von RWEs Analyse zu dieser Frage, nun ist dazu ein neues Arbeitspapier der Uni Duisburg-Essen erschienen. Achtung Spoiler: Die Erneuerbaren waren nicht die Hauptursache.

Während Haushalte für Strom rund 30 ¢/kWh zahlen, bekommen Kraftwerksbetreiber an der Börse nur ein Zehntel dieses Preises (die Differenz besteht vor allem aus Netzentgelten, Steuern und Abgaben). Während der Strompreis für Haushalte in den vergangenen Jahren stetig stieg, sank der Börsenpreis dramatisch. Die Konsequenz: Kraftwerksbetreiber verdienen immer weniger, was sich in roten Bilanzzahlen niederschlägt (nicht nur bei E.On und RWE).

Die Strombörse besteht aus einem kurzfristigen Spot-Markt und längerfristigen Terminmarkt. Die Terminmarktpreise entsprechen den Erwartungen der Händler für die Zukunft. Im Jahr 2007 startete der Handel für Stromlieferungen für das Kalenderjahr 2014, der sogenannte „CAL-14 Future“. Damals erwartete der Markt einen durchschnittlichen Strompreis von 61 €/MWh (oder 6.1 ¢/kWh). Am letzten Handelstag dieses Produktes, dem 30.12.2013, war die Preiserwartung auf unter 38 €/MWh gefallen: Ein Preisverfall von fast 40%. Auf zur Ursachenforschung…

Weber & Hirth - Gründe für den Preisverfall an der Strombörse - Fig 1

Abbildung 1: Zwischen 2007 und 2013 ist der Strompreis (Base-Future für 2014) um 40% gesunken.

Der Markt berücksichtigt bei der Preisbildung bereits alle erwarteten Änderungen in der Zukunft. Beispielsweise war 2007 schon abzusehen, dass eine Reihe von neuen Kraftwerken gebaut würden. Dieser Zubau war damals also bereits eingepreist. In den folgenden sechs Jahren müssen also unerwartete Änderungen eingetreten sein, die den Strompreis um fast 40% gedrückt haben. In der öffentlichen Diskussion wird oft der rapide Ausbau erneuerbarer Energien als Ursache genannt, etwa in der ZEIT: „Der Anstieg des grünen Stroms führt dazu, dass RWE mit seinen Kraftwerken kaum noch Geld verdienen kann.“ Oder aktuell in der F.A.Z.: „Weil Wind- und Sonnenstrom Vorfahrt in den Netzen genießen und die Kraftwerkskapazitäten den Bedarf bei weitem übersteigen, gehen die Großhandelspreise in den Keller.“ Doch hält diese These einer Überprüfung stand?

Tatsächlich gab es seit 2007 eine ganze Reihe von Überraschungen mit potentiell signifikantem Einfluss auf den Börsenpreis von Strom:

  • Als Folge der Rezession sank die Stromnachfrage anstatt langsam zu wachsen, wie zuvor üblich.
  • Der Preis für CO2-Zertifikate ging dramatisch zurück.
  • Brennstoffe, insbesondere Steinkohle, wurden deutlich günstiger.
  • Mit der Laufzeitverlängerung von 2010 und dem Atomausstiegsbeschluss von 2011 änderten sich die erwarteten Laufzeiten der Kernkraftwerke. Da 2007 noch der erste Ausstiegsbeschluss galt, ist der Nettoeffekt dieser beiden gegenläufigen Überraschungen jedoch begrenzt.
  • Durch die engere Anbindung Deutschlands Nachbarländer im „Market coupling“ kann mehr Strom international gehandelt werden.
  • In der Tat war der Zubau an Erneuerbaren Energien stärker als erwartet, insbesondere die Stromerzeugung aus Sonnenenergie.

In Zahlen ausgedrückt änderten sich die Erwartungen wie folgt:

  Erwartung Dezember 2007 für 2014 Erwartung Dezember 2013 für 2014 Quelle
Stromverbrauch 644 TWh 604 TWh IEA
Solarerzeugung 6 TWh 37 TWh BMU Leitstudie
Winderzeugung 54 TWh 56 TWh BMU Leitstudie
Kohle 10 €/MWh 9 €/MWh Terminmarkt
Gas 27 €/MWh 29 €/MWh Terminmarkt
CO2 25 €/t 5 €/t Terminmarkt

 

Außer dem leicht gestiegenen Gaspreis entwickelten sich alle Faktoren in Richtung eines niedrigeren Strompreises: weniger Nachfrage, mehr EE-Erzeugung, günstigere Kohle, billigere CO2-Zertifikate. Kein Wunder also, dass der Strompreis sank. Die spannende Frage lautet: Wie groß ist der Einfluss jedes einzelnen dieser Faktoren?

Thomas Kallabis und seine Koautoren verwenden ein fundamentales Strommarktmodell, um den Einfluss jedes Faktors einzeln zu quantifizieren. Im ersten Schritt überprüfen sie, ob das Modell die Erwartungen des Strompreises für 2014 im Basisjahr 2007 replizieren kann. Es kann. Im zweiten Schritt testen sie, ob das Modell auch im Zieljahr 2013 den Strompreis replizieren kann – es kann. Modellvalidierung bestanden.

Nun ersetzen sie für jeden Einflussfaktor einzeln die Erwartungen aus dem Basisjahr mit der aus dem Zieljahr. Es wird also folgendes Gedankenexperiment durchgespielt: Was wäre der Strompreis 2014 gewesen, wenn alle Erwartungen von 2007 tatsächlich eingetroffen wären (Nachfrage, Brennstoffpreise, CO2-Preis), außer der Erneuerbaren-Zubau? Dieses Verfahren wird vier Mal wiederholt, für jeden Faktor einzeln.

Das dramatische Ergebnis: Der unerwartet schnelle Zubau von Erneuerbaren Energien ist lediglich für 11% des Preisrückgangs verantwortlich. Niedrige Brennstoffpreise verantworten weitere 10%, der geringere Stromverbrauch weitere 16%. Mehr als die Hälfte des Preisverfalls beim Strom geht auf das Konto gesunkener CO2-Preise.

 

Weber & Hirth - Gründe für den Preisverfall an der Strombörse - Fig 2

Abbildung 2: Der Verfall des CO2-Preises erklärt alleine mehr als die Hälfte des Preisverfalls an der Strombörse.

Diese Ergebnisse an sich sind spannend und überraschend. Aus ihnen lassen sich eine Reihe von unterschiedlichen Schlussfolgerungen ziehen: Um die Preisschwankungen nicht noch zu verstärken, sollte die Politik sich so weit wie möglich aus dem Marktgeschehen heraushalten. Ein Markt mit derartigen Risiken ist besser geeignet für internationale Unternehmen als für Stadtwerke. Oder: Ist angesichts dieser Unsicherheiten ein Kapazitätsmarkt oder eine Fortführung des EEG nicht doch der effizientere Investitionsanreiz?

Gerade das letzte Argument lässt sich aber auch anders wenden: Der massive Einfluss des CO2-Preises verdeutlicht, wie wichtig es ist, den europäischen Emissionshandel zu stabilisieren, um konsistente Preissignale für den Umbau des Energiesystems zu erhalten. Nach „Backloading“ und „Market Stability Reserve“ wird für die Zukunft eine Governance-Struktur benötigt, die langfristig glaubhaft ein (ansteigendes) Preisband für CO2-Zertifikate signalisiert – beispielsweise gestützt durch eine Art Europäische (oder globale) Zentralbank für den Zertifikatehandel.

  

Quelle:

Kallabis, Thomas, Christian Pape & Christoph Weber (2015): “A parsimonious fundamental model for wholesale electricity markets – Analysis of the plunge in German futures prices title”, EWL Working Paper 04/15.

Autoren:

Christoph Weber ist Professor für Energiewirtschaft an der Universität Duisburg-Essen. Er befasst sich insbesondere mit dem Elektrizitätsmarkt und den Herausforderungen, die sich aus der Zunahme der Erneuerbaren Einspeisung ergeben.

Lion Hirth leitet das energiewirtschaftliche Beratungsunternehmen Neon und forscht am MCC. Auf Phasenprüfer schrieb er über Die Ökonomie der Energiewende und Das Ende der Grundlast.

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5 comments for “Jenseits des Sündenbocks Erneuerbare: Was hat den Verfall des Börsenstrompreises wirklich verursacht?

  1. 13. August 2015 at 16:57

    In der Studie fehlen leider einige sehr wichtige Aspekte – und sie kommt so zu falschen Schlussfolgerungen. Nicht betrachtet wurde offenbar (soweit das der Artikel hergibt) ein möglicher Effekt der Umstellung des EEG-Ausgleichsmechanismus ab 2009 von der sog. Direktwälzung auf die Strombörsenorientierung.
    Bis dahin war die EEG-Umlage prozentual deutlich weniger als die EEG-Strommengen und -Vergütungen gestiegen. Die Wälzung der EEG-Förderbeträge bis in die Rechnungen der Endverbraucher hatte sichergestellt, dass Förderung und Finanzierung identisch waren.
    Doch nach der Umstellung wurde nur noch die Differenz zwischen dem Erlös für den Verkauf der EEG-Mengen am Spotmartkt und der an die Erzeuger gezahlten Vergütung gewälzt. Klang logisch. Aber die Rechnung ging leider nicht auf, wie sich immer deutlicher zeigte. Das System entwickelte eine ungeahnte Eigendynamik, die nach Einschätzung vieler Experten wesentlich zur Explosion der EEG-Umlage beitrug.
    Worin bestand die Eigendynamik? Die EEG-Strommengen wurden am Spotmarkt in den Markt geschoben, “koste es was es wolle”. Ging ja gar nicht anders. In der Merit-Order-Angebotskurve, die aus den Grenzkosten der Stromerzeugung gebildet wird, rangierten die EE-Strommengen ganz am unteren Ende. Und es wurden, was ja beabsichtigt war, immer mehr EE-Strommengen.
    Die Merit-Order-Angebotskurve wurde immer mehr nach rechts verschoben, und bei unverändertem Verhalten der Nachfragekurve konnten die Spotmarktpreise nicht anders, als den Weg in den Keller antreten. Durch das Absinken der Spotmarktpreise stieg die Differenz zwischen erzieltem Marktpreis für die EEG-Mengen und der EEG-Vergügung immer stärker und die EEG-Umlage schwoll weiter an.
    Ich habe diesen “Pumpmechanismus”, bei dem auch auch die Psychologie der Terminmärkte eine wesentliche Rolle spielt, in meinem KWK-Blog unter http://goo.gl/byzXNe näher beschrieben. An dieser Stelle möchte ich vor allem darauf hinweisen und mein Bedauern zum Ausdruck bringen, dass dieser wichtige Aspekt in der Studie nicht beleuchtet wurde. Daher kommt auch die wichtige Schlussfolgerung zu kurz, dass die Preisverzerrungen am Strommarkt dringend korrigiert werden müssen. Die Schlussfolgerung der Autoren: “Um die Preisschwankungen nicht noch zu verstärken, sollte die Politik sich so weit wie möglich aus dem Marktgeschehen heraushalten.” ist jedenfalls falsch. Das Gegenteil ist richtig, denn das EEG ist bereits ein massiver Eingriff in das Marktgeschehen, und zwar mit “Risiken und Nebenwirkungen”. Wie bitte soll denn der KWK-Ausbauziel weiter gehen, wenn nicht gestützt auf einen kompensierenden Eingriff in den verzerrten Strommarkt mit seinen investitionsfeindlichen Preissignalen?

  2. Craig Morris (@PPchef)
    15. August 2015 at 15:49

    Man sollte noch anfügen, dass selbst die Leitstudien immer von steigenden Börsenpreisen ausgegangen sind. Siehe bspw. Tabelle 6.2 in der Ausgabe von 2010.

  3. burkhard petersen
    18. August 2015 at 15:07

    Ich fände es mal sehr interessant, die Ertragszahlen der Kohle-Kraftwerksbetreiber genauer anzusehen: wie viel GWh verkaufen sie tatsächlich für 35 € oder weniger und wie viel davon nicht an ihre eigenen Vertriebstöchter? Denn als Arbeitsthese könnte man ja mal gelten lassen, dass mit den steigenden Haushalts- und Gewerbestrompreisen doch eine so beträchtliche Umverteilung der Kostendeckung stattgefunden hat, dass Mindereinnahmen bei konzernfremden Großkunden über kompensiert werden.

  4. Michael
    19. August 2015 at 19:40

    Auch wenn der Artikel sehr interessant und gut zu lesen ist, fände ich eine differenziertere Einordnung der Ergebnisse und Schlussfolgerungen seitens der Autoren hilfreich.
    Inwieweit ist eine stärkere / klare Differenzierung zwischen der Markterwartung und den sich einstellenden Preisen notwendig? Inwieweit wirkt sich die Beschränkung der Analyse auf durchschnittliche Preise aus?
    Abschließend könnte man auch hinterfragen, inwieweit der Markt Kompetenz bezüglich seiner Erwartungen zeigt? In anderen Märkten mit einer hohen Dynamik, Unsicherheit und einem hohen Kapitalbedarf wirken Akteure deutlich kompetenter bzw. haben Sie gelernt mit Unsicherheiten umzugehen.

  5. Felix
    21. August 2015 at 18:09

    Da der Aufhänger des Artikels eine Analyse von RWE war, sei zu den Preiskomponenten “CO2″ und “Steinkohle” sei noch Folgendes angemerkt:

    Eine Verringerung des CO2-Preises führt zu geringeren Großhandelsstrompreisen, das stimmt. Der Preisrückgang eines Base-Terminkontrakts orientiert sich dabei ziemlich genau an den Grenzkosten eines Steinkohlekraftwerks mit mittlerem Wirkungsgrad von etwa 36% – CO2-Kosten sind dabei stets eingepreist. Da Braunkohlekraftwerke jedoch CO2-intensiver sind als Steinkohlekraftwerke, sinken dort die Grenzkosten stärker als bei Steinkohlekraftwerken – entsprechend STEIGEN die Deckungsbeiträge der Braunkohle ebenfalls stärker. Ein Absinken des CO2-Preises ist also für Steinkohlekraftwerke irrelevant (solange der CO2-Preis so niedrig ist, dass Gas-Grenzkosten nicht geringer sind), für Braunkohlekraftwerke hingegen gut.

    Ein Absinken des Steinkohle-Preises hingegen ist gar nicht gut für die Wirtschaftlichkeit von Braunkohle. In diesem Fall geht der erzielbare Strompreis zurück, ohne dass auf Seiten der Braunkohle gleichzeitig Kosten reduziert würden.

    Schlussfolgerung: Der Effekt “Änderung Brennstoffpreise” (Modellergebnis: nur 10%) ist zwar geringer als der des CO2-Preises (52%), für die Wirtschaftlichkeit der Braunkohle ist er jedoch viel bedeutender. Wenn jetzt der Steinkohlepreis jetzt also noch weiter runtergeht, wäre Braunkohle (bzw. RWE) der große Verlierer.

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