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Zeitschrift für Energiewirtschaft
Erschienen in: Zeitschrift für Energiewirtschaft 2/2010

01.06.2010

Negative Strompreise und der Vorrang Erneuerbarer Energien

verfasst von: Mark Andor, Kai Flinkerbusch, Matthias Janssen, Björn Liebau, Magnus Wobben

Erschienen in: Zeitschrift für Energiewirtschaft | Ausgabe 2/2010

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Zusammenfassung

Durch das Auftreten negativer Preise ist eine Debatte über Mängel im aktuellen Design des deutschen Strommarktes entstanden. Wir zeigen, dass negative Preise nicht ausschließlich auf die Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien zurückzuführen sind und sich zudem wohlfahrtsfördernd auswirken. Ein Wohlfahrtsverlust entsteht dagegen durch die Vorrangregelung für Erneuerbare Energien, die auch dann zur Produktion anreizt, wenn die Produktionskosten den Marktpreis – und damit den Wert des erzeugten Stroms – überschreiten. Als politische Handlungsempfehlung regen wir eine Abschaffung dieser Regelung in Verbindung mit einer Modifizierung der Einspeisevergütung an. Dabei werden die Erzeuger von Strom aus Erneuerbaren Energien nicht schlechter gestellt, und die gesamtgesellschaftliche Wohlfahrt steigt.
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Fußnoten
1
Langfristige Grenzkosten, die zusätzlich zu den kurzfristigen Grenzkosten auch die Kapitalkosten des Kraftwerkbaus beinhalten, werden im Merit Order Modell nicht berücksichtigt, da sie die instantane Kraftwerkseinsatzentscheidung nicht beeinflussen.
 
2
Höhere Brennstoffkosten resultieren aus einem schlechteren Wirkungsgrad der Anlage insbesondere im Anfahrbetrieb. Die Folge von schnellen An- und Abfahrten ist zudem ein erhöhter Betriebshilfsstoffverbrauch. Des Weiteren werden die Kraftwerkskomponenten durch häufiges An- und Abfahren stark belastet, wodurch sich die Lebensdauer reduziert und der Aufwand für Instandhaltung erhöht (Wiechmann 2008). So liegen beispielsweise die Kosten bei Dampfkraftwerken für jeden Ab- und Anfahrzyklus in einer Größenordnung von 2500 bis 5000 € (Hofer 2008).
 
3
Es sei hier noch angemerkt, dass die hier beschriebenen Aspekte intertemporaler Grenzkosten keineswegs eine Besonderheit des negativen Preisbereichs sind. Auch Kraftwerkstypen mit hohen statischen Grenzkosten sind mit gewissen Trägheiten und An- und Abfahrkosten konfrontiert und werden im Zuge der Vermarktung Gebote abgeben, die von ihren statischen Grenzkosten abweichen.
 
4
Siehe zu oligopolistischer Gebotsbildung im Großhandelsmarkt für Elektrizität z. B. Janssen u. Wobben (2009).
 
5
Stattdessen war der ÜNB verpflichtet, die Residualmenge zu beschaffen. Wenn sich in der betrachteten Stunde EE-Strommengen in der Day-Ahead-Auktion wiedergefunden haben, dann folglich in der Nachfrage. Die zu beobachtende Stufe in der Nachfragefunktion bei 300 €/MWh ist ein weiteres Indiz dafür, vgl. dazu die Ausführungen bei Lenck u. Federico (2009).
 
6
Die Windenergie-Daten entstammen BDEW 2009a und BDEW 2010. Die gesamte Produktion EEG-geförderten Stroms (ohne Wind) zwischen 4 und 5 Uhr entsprach unter der Annahme einer gleichmäßigen Einspeisung von Strom aus Wasserkraft, Biomasse, Geothermie sowie Deponie-, Klär- und Grubengas ca. 3426 MW (BDEW 2008). Von einer Einspeisung solarer Strahlungsenergie kann bei einem Sonnenaufgang um 05:16 (www.​dwd.​de) abstrahiert werden.
 
7
Während die Konsumenten durch die Preisbeschränkung nach unten eindeutig Nutzeneinbußen verzeichnen, können Produzenten je nach Verlauf der Angebotskurve schlechter oder sogar besser gestellt werden.
 
8
Diese Abbildung ist offensichtlich stark vereinfacht. So wird beispielsweise auf die Darstellung der unlimitierten Gebote verzichtet und beispielhaft eine EE-Technologie mit ihren tatsächlichen Grenzkosten dargestellt.
 
9
Bei komparativ-statischen Analysen wie der hier durchgeführten können nicht alle auftretenden Effekte berücksichtigt werden. Werden erneuerbare Energien per Vorrang in den Markt gezwängt, verändert das die Situation für die übrigen Anbieter. Die Angebotskurve wird sich verändern, was in der Betrachtung kurzfristiger Effekte nicht abgebildet werden kann. Vgl. hierzu Nicolosi u. Fürsch (2009). Insofern bedarf es einer weiteren Analyse, inwiefern sich das Angebot der konventionellen Energieerzeuger effizient an die neuen Marktspielregeln, gegeben dass es eine Vorrangregelung gibt, anpasst.
 
10
Als produktives Angebot wird im Folgenden das Angebot verstanden, bei dem die Grenzkosten unterhalb des Marktpreises liegen.
 
11
Dieser Preissenkungseffekt wird häufig mit dem sog. Merit Order-Effekt der erneuerbaren Energien bezeichnet. Die ökonomischen Implikationen dieses Effektes werden beispielsweise von Sensfuß et al. (2008) behandelt.
 
12
Für eine genaue Analyse der Umverteilungseffekte ist eine differenzierte Betrachtung nach Konsumentengruppen nötig. So sind einige stromintensive Unternehmen gemäß §§ 40–44 EEG von der EEG-Umlage befreit. Die Felder D und F werden also hauptsächlich von Haushaltskunden und dem Kleingewerbe bezahlt.
 
13
Diese Auflistung ergibt sich aus § 1 Abs. 1 EEG und soll im Rahmen dieses Artikels keiner weiteren Prüfung unterzogen werden. Anzumerken ist jedoch, dass die Frage, welche externen Nutzen tatsächlich aus den Erneuerbaren Energien erwachsen, in der Literatur nicht unumstritten ist.
 
14
Auf eine grundsätzliche Analyse der Sinnhaftigkeit einer auf erzeugten Mengen basierten EE-Förderung soll hier nicht eingegangen werden. Für eine Diskussion um die Vor- und Nachteile verschiedener Förderinstrumente siehe bspw. Klessmann et al. (2008) und Lienert u. Wissen (2006).
 
15
Einen generellen Überblick von Studien zu Lernkurveneffekten in der Energiewirtschaft liefern McDonald u. Schrattenholzer 2001.
 
16
Siehe zu dem Zusammenhang von Emissionshandel und Stromerzeugungskosten Janssen et al. (2007).
 
17
Besteht darüber hinaus keine adäquate Abstimmung der EE-Förderung und des Emissionshandels, indem die Zertifikatemenge (cap) dynamisch angepasst wird, behindert der Einspeisevorrang soger den oben angesprochenen Strukturwandel. Ohne Anpassung des caps senkt die EE-Einspeisung den Zertifikatepreis, wodurch in der Relation vor allem jene Kraftwerke profitieren, die einen hohen CO2-Ausstoss haben. Für eine ausführliche Analysen der Koexistenz der Instrumente EEG und Zertifikatehandel vgl. Böhringer u. Rosendahl (2009), Kemfert u. Diekmann (2009) und Kemfert u. Traber (2009).
 
18
Diese Regelung ist nicht mit § 11 Abs. 1 EEG zu verwechseln, da § 11 den Vorrang lediglich in den Fällen zurückstellt, in denen bei vollständiger Abnahme des Stroms aus erneuerbaren Energien, Kraft-Wärme-Kopplung oder Grubengas „die Netzkapazität im jeweiligen Netzbereich durch diesen Strom überlastet wäre“. § 11 EEG knüpft also an technische Restriktionen des Netzbetriebes an und nicht an ökonomischen Ineffizienzen, die aus der Vorrangregelung resultieren.
 
19
Die Erstellung eines Grenzkosten-Benchmarks setzt eine adäquate Schätzung der intertemporalen Grenzkosten voraus, was sich im Falle von Biomassekraftwerken als aufwändig erweisen könnte. Im Falle von Solar- und Windenergieanlagen ist der Erhebungsaufwand allerdings gering.
 
20
Siehe BDEW (2009b) zu Daten bezüglich der Direktvermarktung in 2009.
 
Literatur
Böhringer C, Rosendahl K (2009) Green serves the Dirtiest. On the Interaction between Black and Green Quotas. Statistics Norway, Research Department, Discussion Paper No. 581
EG (1997) Richtlinie 1996/92/EG, ABI. L 27 vom 30. Januar 1997
EG (2001) Richtlinie 2001/77/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 27. September 2001 zur Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energiequellen im Elektrizitätsbinnenmarkt. ABI. L 283 vom 27. Oktober 2001
FAZ (2009) Verbraucher zahlen für Überangebot an Öko-Strom. Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 10. Dezember 2009
Handelsblatt (2010) Windenergie sprengt die Stromnetze. Handelsblatt vom 8. Januar 2010
Hofer R (2008) Wirtschaftliche Grundlagen der Stromerzeugung. In: Bartsch M, Röhling A, Salje P, Scholz U (Hrsg.) Stromwirtschaft – Ein Praxishandbuch, 2. Aufl., S 410–417
Janssen M, Ströbele W, Wobben M (2007) Electricity pricing subject to a CO2-emissions trading scheme. Z Energiewirtsch 3:171–181
Janssen M, Wobben M (2009) Electricity pricing and market power—evidence from Germany. Eur Trans Electr Power 19(4):591–611 CrossRef
Junginger M, Faaij A, Turkenburg W (2005) Global experience curves for wind farms. Energy Policy 2:133–150 CrossRef
Kemfert C, Diekmann J (2009) Förderung Erneuerbarer Energien und Emissionshandel: wir brauchen beides. Wochenber DIW Berlin 11:169–174
Kemfert C, Traber T (2009) Impacts of the German support for renewable energy on electricity prices, emissions, and firms. Energy J 3:155–178
Klessmann C, Nabe C, Burges K (2008) Pros and cons of exposing renewables to electricity market risks—A comparison of the market integration approaches in Germany, Spain, and the UK. Energy Policy 10:3646–3661 CrossRef
Lenck T, Federico T (2009) Neue EEG-Regeln machen den Spotmarkt volatiler. emw 6:72–74
Lienert M, Wissen R (2006) Bewertung von Fördersystemen für Erneuerbare Energien: Eine kritische Analyse der aktuell geführten Diskussion. Z Energiewirtsch 30:133–140
McDonald A, Schrattenholzer L (2001) Learning rates for energy technologies. Energy Policy 4:255–261 CrossRef
Nicolosi M, Fürsch M (2009) The Impact of an increasing share of RES-E on the Conventional Power Market—The example of Germany. Z Energiewirtsch 3:246–254 CrossRef
Ockenfels A, Grimm V, Zoettl G (2008) Strommarktdesign – Preisbildungsmechanismen im Auktionsverfahren für Stromstundenkontrakte an der EEX. Gutachten im Auftrag der European Energy Exchange AG zur Vorlage an die Sächsische Börsenaufsicht
SensfußF, Ragwitz M (2009) Entwicklung eines Fördersystems für die, Vermarktung Erneuerbarer Stromerzeugung. 6. Internationale Energiewirtschaftstagung an der TU Wien, 2009
SensfußF, Ragwitz M, Genoese M (2008) The merit-order effect: a detailed analysis of the price effect of renewable electricity generation on spot market prices in Germany. Energy Policy 8:3086–3094 CrossRef
Viehmann J, Sämisch H (2009) Windenergieintegration bei negativen Strompreisen. Energiewirtsch Tagesfrag 59:49–51
Wiechmann H (2008) Neue Betriebsführungsstrategien für unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen – Ein Modell für eine markt- und erzeugerorientierte Regelung der Stromnachfrage über ein zentrales Lastmanagement. Universitätsverlag Karlsruhe
Metadaten
Titel
Negative Strompreise und der Vorrang Erneuerbarer Energien
verfasst von
Mark Andor
Kai Flinkerbusch
Matthias Janssen
Björn Liebau
Magnus Wobben
Publikationsdatum
01.06.2010
Verlag
Vieweg Verlag
Erschienen in
Zeitschrift für Energiewirtschaft / Ausgabe 2/2010
Print ISSN: 0343-5377
Elektronische ISSN: 1866-2765
DOI
https://doi.org/10.1007/s12398-010-0015-z

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