STROMPREISE VERSUS BÖRSENPREISE IM LICHTE MERKWÜRDIGER WETTBEWERBSANGEBOTE

Helmut Alt, FH Aachen

JAHRESTAGUNG KERNTECHNIK 22. bis 24. Mai 2007

Übersicht

In der Energiepolitik verfolgt die Koalitionsregierung aus CDU und SPD das bereits von der Vorjängerregierung formulierte Ziel, den Anteil erneuerbarer Energien im Erzeugungsmix der Stromversorgung unseres Landes durch Wasser, Wind, Sonne und Biomasse bis 2010 auf 12,5 % und bis 2020 auf 20 % zu erhöhen. Diese von Anfang an sehr ambitionierte Zielvorgabe erfordert wegen der nur dargebotsabhängigen Verfügbarkeit der Wind- und Sonnenstromerzeugung zumindest im Gegenzug die Hinausschiebung der angedachten zeitlichen Abfolge für die Abschaltungen der Kernkraftwerke, da sonst mit der zusätzlichen Mittellastübernahme durch Kohle- und Gaskraftwerke die EU- Vorgabe für die CO2 Emissionsreduktion auf 453 Mio. t statt der bisherigen Zielmarke von 482 Mio. t nicht erreichbar ist. Ein Rückgang der CO2 Emissionen bei der Energieerzeugung kann ohnehin nur durch einen forcierten Neubau von effizienten Kraftwerken erreicht werden. Der hierfür notwendige Kapitalbedarf von rd. 50 Milliarden Euro für den über die nächsten 20 Jahre anstehenden Kraftwerksneubau bis in die Größenordnung von 40.000 MW wird nicht ohne Folgen auf die Kalkulation der Stromerzeugungskosten bleiben können. Die mit der Liberalisierung des Strommarktes ab April 1998 erreichten Tiefstpreise bis 2001 wurden inzwischen ohnehin durch eine deutlich wachsende Staatsquote an den Stromkosten in Form der Stromsteuern und EEG/KWK-Umlagen, der Mehrkosten für die regenerative Stromerzeugung, den Mehrkosten durch die bereits vorzeitig stillgelegten Kernkraftwerke Stade und Obrigheim und erhebliche Verteuerungen aller Primärenergien auf den Weltmärkten nicht nur aufgezehrt, sondern überkompensiert.

1. Die harten Fakten der Strompreisentwicklung

Mit der Liberalisierung des Strommarktes ab dem Jahr 1998 waren die Industriestrompreise aber auch die Haushaltsstrompreise durch einen starken Rückgang gekennzeichnet. Das Minimum der Preise wurde etwa 2001 erreicht, ab dann stiegen die Beschaffungspreise an der Strombörse in Leipzig ziemlich dauerhaft an Bild 1.

Entwicklung der Börsenstrompreise für die Lieferungen ab 2003 bis 2007

Bild 1. Entwicklung der Börsenstrompreise für die Lieferungen ab 2003 bis 2007, (ZFK 2.2007).

Der Anstieg der Beschaffungspreise wurde verschärft durch den Anstieg der Stromsteuer auf den Endwert von 2,05 Ct/kWh und den weiter ansteigenden Abgaben aus dem EEG- und KWKGesetz auf insgesamt rund 3 Cent/kWh. Mit den Konzessionsabgaben und der Mehrwertsteuer haben diese staatlichen Abgaben inzwischen die 7Ct/kWh -Grenze überschritten. In Bild 2 ist die Entwicklung der Haushaltsstrompreise von 1998 bis 2006 für den Normkunden mit einer Jahresabnahme von 3.500 kWh dargestellt. Obschon die Kostenanteile für die Stromerzeugung, den Transport, die Verteilung und den Vertrieb noch um 4,3 % niedriger sind, haben sich die Endpreise um 13,8 % erhöht. Dies ist die Folge der mit 68,3 % erheblich stärker angestiegenen staatlichen Abgabenlast auf die Haushaltsstrompreise (Bild 2).

Bild 2. Entwicklung der Strompreise für Haushaltskunden von 1998 bis 2006.

Bild 2. Entwicklung der Strompreise für Haushaltskunden von 1998 bis 2006.

2. Einfluss des Emissionshandels auf die Strompreise

Der deutschen Industrie wurde in der Ministerrunde unter der Leitung von Bundeskanzler G. Schröder vom 30. März 2004 auferlegt, die CO2 Emissionen ab 2005 bis 2007 auf 503 Mio. t und bis 2012 auf 482 Mio. t zu reduzieren. Nunmehr erhebt die EU eine weitere Reduzierung auf 453 Mio. t. Auf dieser Basis wurden den Kraftwerksbetreibern durch die Bescheide der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) CO2 Emissionsrechte kostenfrei zugeteilt. Dies war rechtlich geboten, da sonst die bestehende Betriebsgenehmigung der Anlagen beschädigt worden wäre. Alle am Netz befindlichen Kohlekraftwerke, die für Ihren Betrieb entsprechend der CO2 Emission Emissionszertifikate einsetzen und entwerten müssen, werden den Strom an der Strombörse in Leipzig nur anbieten, wenn sie als Erlös mindestens ihre variablen Kosten, d.h. die Brennstoffkosten und die Kosten aus dem Verzehr der werthaltigen Emissionsrechte erlösen können.

Im derzeitigen Kraftwerksmix in Deutschland beträgt der arbeitsbezogene Kernenergieanteil aus den 17 in Betrieb befindlichen Anlagen mit rd. 160 Mrd. kWh Jahreserzeugung rd. 27 %. Die hieraus resultierende CO2 Ersparnis liegt je nach dem Grad einer realistischen Strom-Ersatzbeschaffung zwischen Null, bei Strombeschaffungskosten aus Wind oder Sonne allerdings zu Kosten von 15 bis 100 Mrd. Euro und 160 Mio. Tonnen CO2 bei Strombeschaffung aus Kohlekraftwerken zu Kosten von rd. 4 Mrd. Euro bzw. 50 Mio. Tonnen CO2 bei Strombeschaffung aus Gaskraftwerken zu rd. 9 Mrd. Euro.

Eine weitere, besonders im politischen Raum diskutierte Form der "fiktiven Ersatzbeschaffung" ist die Einsparung des Energieverbrauchs durch noch effizientere Anwendungstechniken und durch Verzicht auf Lebensvielfalt. Leider zeigt die Entwicklung in der Praxis, dass gerade Energieeinsparungsprogramme in der Industrie mehr Stromanwendungen erfordern. Daher war in der Vergangenheit zwar der Primärenergiebedarf rückläufig, der Strombedarf ist aber kontinuierlich gestiegen. Der statistische Energiebedarfsverlauf im Stromsektor über die Zeit lässt daher keine wesentlichen Beiträge hinsichtlich eines verringerten Erzeugungsbedarfes erwarten. In Bild 3. ist die Systematik der Strompreisbildung an der Börse unter Einschluss der werthaltigen CO2 - Zertifikate dargestellt.

Kostenstruktur der Stromerzeugung vor und nach Einführung des Emissionshandels

Bild 3. Kostenstruktur der Stromerzeugung vor und nach Einführung des Emissionshandels.

3. Erzeugungsmix und Stromkosten

Die Palette der verschiedenen Erzeugungsarten elektrischer Energie reicht von der ab Beginn der Elektrifizierung um die vorige Jahrhundertwende genutzten Wasserkraft über Prozesse der Kohleoder Erdgasverbrennung, der Kernspaltung bis zu Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen zur direkten Umwandlung von Strahlungsenergie der Sonne in elektrische Energie. Der sich unter den gegebenen wirtschaftlichen und umweltpolitischen Rahmenbedingungen entwickelnde Erzeugungsmix verträgt keine hektischen Steuerungsmanöver, sondern ist infolge der hohen Kapitalbindung an die Halbwertszeit von 40 Jahren einer Menschheitsgeneration gebunden. Der heutige Kraftwerksmix aus dieser Angebotspalette in Deutschland ist in Bild 4 mit den Mengenanteilen für das Jahr 2005 mit insgesamt 619 TWh Bruttostromerzeugung dargestellt:

Bild 4. Aufteilung der Bruttostromerzeugung 2005 nach Primärenergieträger.

Bild 4. Aufteilung der Bruttostromerzeugung 2005 nach Primärenergieträger.

Der reine Kostenvergleich des Haushaltsstrompreises mit dem Industriestrompreis ist wenig sinnvoll, da bei industriellen Abnahmen je nach Abnahmeleistung und Anschluss-Spannungsebene erheblich weniger Netzinfrastruktur benötigt wird und daher sowohl die Netznutzungskosten als auch die staatlichen Abgaben erheblich niedriger ausfallen. Außerdem ist die Benutzungsdauer der jeweilen Maximalleistung ein wesentlicher Kostenfaktor für eine Stromlieferung. Die Stromkosten setzen sich kostennah stets aus einem Leistungspreis multipliziert mit der Maximalleistung und einem Arbeitspreis multipliziert mit der Jahresarbeit zusammen:

K = PL x Pmax. + PA x WJ

Der Durchschnittspreis bezogen auf die Jahresarbeit hat demnach die Form einer Hyperbel, d. h. der Durchschnittspreis verläuft mit zunehmender Benutzungsdauer stets degressiv:

Formel

Hauptkostenkomponenten des Haushaltsstrompreises für 3.500 kWh Jahresabnahme

Bild 5. Hauptkostenkomponenten des Haushaltsstrompreises für 3.500 kWh Jahresabnahme.

Hauptkostenkomponenten eines Industriestrompreis für die Belieferung aus dem Mittelspannungsnetz bei 5.400 Benutzungsstunden

Bild 6. Hauptkostenkomponenten eines Industriestrompreis für die Belieferung aus dem Mittelspannungsnetz bei 5.400 Benutzungsstunden.

Die Stromkosten machen bei Haushaltskunden einschl. Vertriebsmarge mit 4,5 Cent/kWh nur rd. 24% der Gesamtkosten aus, bei Industriekunden dagegen über 50%. Die Staatsquote an den Stromkosten der Haushaltskunden hat sich seit 1998 von 25 % auf 38 % erhöht.

4. Greenpeace Ökostromangebot

Der Strompreis pro Kilowattstunde setzt sich z. B. bei dem Ökostromangebot von "Greenpeace energy" (Stand 2003-2004, Internet 12.2006) [5] wie folgt zusammen: "Eigentliche Stromkosten (regenerativ + KWK) ca. 5,10 ct, Netz Durchleitungsgebühren der Netzbetreiber ca. 6,50 ct, Konzessionsabgabe (je nach Gemeindegröße) ca. 1,80 ct, Stromsteuer (Ökosteuer) 2,05 ct, Energie-Einspeise-Gesetz-Umlage 0,50 ct, Kraft-Wärme-Koppelungs-Umlage 0,34 ct. zzgl. 16 % Mehrwertsteuer 2,61 ct, ergibt als Summe durchschnittlich pro Kilowattstunde 18,90 ct."

Die "eigentlichen Stromkosten" beinhalten entsprechend den Angaben von Greenpeace keine Kernenergie, Braunkohle oder Steinkohle als Primärenergie. Der Großteil des Stroms komme zurzeit aus Fotovoltaikanlagen, Wasserkraftwerken und Windanlagen. Diesen Anteil bezieht Greenpeace wir von der österreichischen Lieferanten oekostrom AG als so genannte "zusammengefasste Lieferung". Das bedeutet, innerhalb der Lieferung einer bestimmten Menge Ökostrom schwanken die jeweiligen Anteile wetterbedingt.

Am 28.12.2006 um 3.00 Uhr waren es z.B.: 0 % Sonne, 75,3 % Wasser, 0% Wind, 0 % Bio- und 24,7 % KWK- Strom. Es erfolgt also im Wesentlichen lediglich eine Umetikettierung des ohnehin vorhandenen Wasserkraftstromes aus bestehenden Wasserkraftwerken an den "Stromhändler Greenpeace".

Daher zum Vergleich die gesetzlich festgeschriebenen Mindestvergütungen für die regenerativen Energieeinspeisungen gemäß dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vom 21. Juli 2004, ab 2004, jeweils für 20 Jahre, die allesamt die verfügbaren Stromerzeugungskosten von Greenpeace oder anderen Ökostromanbietern weit überschreiten:
6 EEG: Strom aus Wasserkraft für Anlagen unter 500 kW: 9,67 Ct/kWh
7 EEG: Strom aus Deponiegas, Klärgas und Grubengas (Neuanlagen):
         bis 500 kW: 7,67 Ct/kWh (Degression 1,5 %/a), über 500 kW: 6,65 Ct/kWh
8 EEG: Biomasse Grundvergütung(Neuanlagen), KWK-Strom, Anlagen die nachwachsende Rohstoffe nutzen (Degression 1,5 %/a):
         bis 150 kW: 11,50 Ct/kWh, 13,50 Ct/kWh, 19,50 Ct/kWh,
          bis 500 kW: 9,90 Ct/kWh, 11,90 Ct/kWh, 17,90 Ct/kWh
         bis 5 MW: 8,90 Ct/kWh, 10,90 Ct/kWh, 14,90 Ct/kWh,
         bis 20 MW: 8,40 Ct/kWh, 10,40 Ct/kWh, 10,40 Ct/kWh
9 EEG: Geothermie 15,00 bis 7,16 Ct/kWh mit 1 % Degression 10 EEG: Windenergie 8,70 Ct/kWh, Land-, 9,1 Ct/kWh Offshore-Anlagen, 2 %/a Degression
          (Degression für Offshore ab 1.1.2008)
11 EEG: Sonne: 57,40 Ct/kWh, ab 100 kW: 54,00 Ct/kWh,
         Fassadenanlagen: 62,4 Ct/kWh, Degression 5 %/a.
Der ab dem 1.1.2007 aktuelle Angebotspreis bei Greenpeace beträgt 19,9 Ct/kWh Arbeitspreis und 9,50 €/Monat Grundpreis und liegt damit im oberen Schwankungsbereich aller "Normalstromanbieter", die ihr Geschäft ohne Etikettenschwindel betreiben.

Die Energiemix-Entwicklung der Stromerzeugung in Deutschland in den letzten 15 Jahren zeigt - abgesehen von dem absolut rasant ansteigenden, aber in Relation zur Gesamterzeugung doch bescheidenen Anteil an Windenergie - eine sehr kontinuierliche Entwicklung. Die Energieträger Laufwasser, Kernenergie und Braunkohle werden zur Abdeckung der Grundlaststromerzeugung mit über 7.000 Benutzungsstunden der jeweiligen Nennlast eingesetzt.

Stromerzeugungsmix für Deutschland von 1990 bis 2005

Bild 7. Stromerzeugungsmix für Deutschland von 1990 bis 2005.

Auf dem Gebiet der Subventionen ist der eindeutige Trend einer Ablösung der bisherigen Subvention der Deutschen Steinkohle mit Förderkosten von 150 €/t auf das Niveau der Importkohle mit 60 €/t durch entsprechend zunehmende Mengenverlagerung (derzeit rd. 40 % deutsche Steinkohle) zu beobachten. Mit Hilfe des EEG entsteht jedoch eine neue Subventionslast für die Strombezieher, die inzwischen die bisherige Steinkohlesubvention deutlich übersteigt. Aus Gründen der Subventionsbelastung ist das Ringen um die Steinkohlesubvention unverständlich. Der Arbeitspreis für die Stromerzeugung aus Importkohle beträgt 1,6 Ct/kWh für deutsche Steinkohle liegt dieser bei 4,1 Ct/kWh. Für die Kalkulation der gesamten Stromerzeugungskosten aus Steinkohlekraftwerken kommt der Fixkostenanteil für den Kapitaldienst von rd. 2 Ct/kWh hinzu, so dass sich die Stromerzeugungskosten aus diesen Kraftwerken zu 6,1 Ct/kWh für deutsche Steinkohle bzw. 3,6 Ct/kWh für Importkohle ergeben, bei planmäßiger Verfügbarkeit der elektrischen Energie zur Höchstlastzeit.

Im Vergleich dazu betragen die Stromerzeugungskosten aus den regenerativen Energien Wind rd. 9 Ct/kWh und aus Sonnenenergie über 50 Ct/kWh bei nur dargebotsabhängiger Verfügbarkeit und ohne reelle Aussicht nennenswerter Kostendegression, diese sind jedoch CO2 freie Energien. Dies zeigt die wirtschaftliche und ökologische Problematik.

Entwicklung der Primärenergiesubventionen

Bild 8. Entwicklung der Primärenergiesubventionen.

5. Strompreisentwicklung und Ausblick Neben marktbedingten Volatilitäten bei der Strompreisbildung im liberalisierten Strommarkt an der Strombörse ergeben sich die wesentlichen Preisänderungserwartungen auf Grund energiepolitischer Vorgaben wie z.B. Wertigkeit der Emissionszertifikate, EU-Zielsetzung der CO2 - Emissionen, Auslauf der Kernenergienutzung, Streckung der Nutzungsdauer als Option einer Gegensteuerung, verstärkte Nutzung regenerativer Quellen als notwendige Folge politischer Zielsetzung und Zurückfahren der inländischen Steinkohlenutzung. Der Übergang unseres derzeitigen ausgewogenen Erzeugungsmixes zu einem technisch denkbaren visionären Zukunftsmix gemäß den bisherigen energiepolitischen Erwartungen könnte in der Konsequenz zu einer Steigerung der jährlichen Stromerzeugungskosten von derzeit rd. 20 Mrd. Euro - insbesondere je nach Wind- und Solaranteil - auf 45 Mrd. Euro oder darüber hinaus führen. Es zeigt sich immer mehr, dass die bisherige erfreuliche Kostendegression im Bereich der Windstromerzeugung mit Erreichung der maximalen Typenleistung von etwa 5 MW als wohl obere Leistungsgrenze ein Ende gefunden hat. Durch vermehrten Übergang zu offshore-Standorten könnte sogar ein gegenteiliger Effekt wirksam werden. Ob diese Mehrkosten angesichts der Finanzierungsprobleme mannigfaltiger Sozialsysteme und notwendiger Forschungsförderung im Sinne unserer Zukunftssicherung zusätzlich volkswirtschaftlich zu verkraften sind, darf wohl bezweifelt werden. In der Financial Times Deutschland war kürzlich zu lesen, dass ein großes Kernkraftwerk ohne Finanzierungskosten täglich 1 Mio. € verdient. Bei 10 Mrd. kW Jahreserzeugung entspricht dies etwa einem Erzeugungspreis von 4 Ct/kWh mit etwa 10 % Betriebskosten. Ein finanztechnisch abgeschriebenes, aber sicherheitstechnisch für weitere Betriebszeiten zugelassenes Kraftwerk vorzeitig außer Betrieb zu nehmen, verknappt das Angebot der niedrigsten Erzeugungspreiskategorie und führt daher zwangsläufig zu höheren Strompreisen. Jedenfalls fehlen die eine Million Euro täglich auch bei Vergabe von Finanzmittel zu dem von allen angestrebten Ausbau der regenerativen Energien.

6. Quellenhinweise

[1] VDEW, vwd/6.1.2003: Strompreisbelastungen erreichen 12,6 Mrd. Euro.
[2] et-Redaktion: Die Energieversorgung sichern. et 56.Jg.(2006), Heft 12, S. 12-13.
[3] Säcker, F.J.: Auch Geschenke können veräußert werden. Energiewirtschaftliche Tagesfragen 55.Jg.(2005), Heft 10 s. 691-693.
[4] www.eex.de/ spot market/market data
[5] http://gruppen.greenpeace.de/aachen/energieoekostromanbieter.html

Prof. Dr.-Ing. Helmut Alt, VDE, Fachhochschule Aachen


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