Artikelserie "Windkraft in Roßdorf: Stromnetz und Stromhandel

Teil 1: Stromnetz

 

 Um die Liberalisierung des Stromhandels und die Einbindung des Roßdorfer Windparks am Tannenkopf zu verstehen, muss zunächst auf den physikalischen Aufbau des deutschen Stromnetzes eingegangen werden. Dies mag bereits komplex anmuten, ist jedoch weit weniger kompliziert als die Erläuterung des Stromhandels unter Einbeziehung der regenerativen Windkraft.

Stromnetze dienen der Versorgung der Verbraucher mit elektrischer Energie und verbinden die Kraftwerke und andere Energie-Erzeuger. Dies geschieht auf unterschiedlichen Spannungs­ebenen, um die Netzverluste zu verringern.

 

NETZEBENE 1 HÖCHSTSPANNUNG

 In Deutschland gibt es vier Übertragungsnetzbetreiber, die das Höchstspannungsnetz betreiben und bei Schwankungen Regelenergie zur Verfügung stellen. Zwischen den Übertragungsnetzbe­treibern Tennet TSO, 50Hz Transmission, Amprion und TransnetBW ist das Stromnetz in vier Regelzonen aufgeteilt. In Deutschland entstanden nach dem Krieg über mehrere Fusionen die vier großen Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) E.On, RWE, Vattenfall und EnBW, die überwiegend die großen Wasser-, Kohle- und Kernkraftwerke und gleichzeitig die überregionalen Netze betrieben. Mit der erzwungenen Liberalisierung wurden 2005 die Netze ausgegliedert und teilweise verkauft. Inzwischen haben die vier großen EVU massiv in Offshore-Windparks investiert und sind weiterhin marktbeherrschend bei der Stromerzeugung. Sie liefern ins und beziehen auch Strom aus dem Ausland.

 

NETZEBENEN 2, 4 und 6 SPANNUNGSTRANSFORMATION

 Die Verbindung von Stromnetzen mit unterschiedlichen Spannungsebenen erfolgt über Transformatoren, die in Umspannanlagen installiert sind. Der nächstgelegene Transformator mit Höchstspannung befindet sich in Georgenhausen.

 

NETZEBENE 3 HOCHSPANNUNG UND 5 MITTELSPANNUNG

 Ab der Ebene 3 beginnt das Verteilnetz, das sich ca. 900 Verteilnetzbetreiber aufgeteilt haben. Für Roßdorf ist e-netz Süd­hessen GmbH & Co. KG zuständig, eine Tochtergesellschaft der Entega AG in Darmstadt. Je nach Spannungsebene sind diskriminierungsfrei eigene und fremde Stromerzeugungsanlagen im Netzgebiet angeschlossen, u.a. die Windkraftanlagen der GGEW AG auf dem Tannenkopf per 20kV-Kopplung. Als Verbraucher findet man hier die Großindustrie (110 kV) und die Industrie.

 

NETZEBENE 7 NIEDERSPANNUNG

 In dieser Ebene sind die Haushalte und das Gewerbe mit 400 Volt Drehstrom per 1,2 Mio. Netzkilometer angeschlossen. Gebäude mit Photovoltaik und Blockheizkraftwerken speisen ein, sofern sie den Strom nicht selbst verbrauchen.

 

Teil 2: Strommarktakteure

 

 Der zweite Teil zum Thema Stromnetz und -handel befasst sich damit, wie nach der Liberalisierung der Stromhandel organisiert ist und welche Besonderheiten für den Roßdorfer Windpark am Tannenkopf gelten.  Um den Stromhandel zu verstehen, sind die Strommarktakteure gemäß Tabelle zu unterscheiden.

Eine weitere Rolle spielt die Bundesnetzagentur (BNetzA). Zwar wurden die Erzeugung und der Verkauf von Strom in Deutschland mit der Liberalisierung aus der staatlichen Hand genommen, ganz frei vom staatlichen Einfluss ist der Strommarkt dennoch nicht. Die BNetzA kümmert sich um die Förderung und Regelung des Wettbewerbs in den sogenannten Netzmärkten. Sie stellt sicher, dass die allgemeine Stromversorgung gewährleistet ist. Ein Ausfall im Stromnetz muss kompensiert werden können, z.B. durch Heranziehen eines anderen Netzes.

 

STROMERZEUGER

 Die Stromerzeuger haben wir bereits im Teil 1 zum Stromnetz beschrieben. Dazu zählen auch die Windräder in Roßdorf.

 

STROMHÄNDLER

 Stromhändler sind Unternehmen, die elektrische Energie am Großhandelsmarkt kaufen und verkaufen. Strom aus Österreich, Frankreich und Deutschland wird u.a. an der Strombörse EEX (European Energy Exchange) in Leipzig gehandelt.

 

NETZBETREIBER

 In Deutschland gibt es zwei Arten von Netzbetreibern: Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber, die für das verbundene Hochspannungsnetz in Deutschland verantwortlich sind, und über 900 kleine Verteilnetzbetreiber, die den Strom direkt zu den Endkunden liefern. Sie sind auch verantwortlich für das Einspeisemanagement. Das ist ein Instrument der Netzbetreiber, um auf Überlastungen des Stromnetzes reagieren zu können. Konnte trotz anderer Maßnahmen (Regelung der konventionellen Kraftwerke) das Stromnetz nicht ausgeglichen werden, können die Netzbetreiber Anlagen abschalten. Da die EEG-Anlagen Vorrang vor anderen Kraftwerken haben, werden diese in einem solchen Fall zuletzt abgeschaltet. Dies könnten auch die Roßdorfer Windräder sein.

 

STROMANBIETER

 Unter einem Stromanbieter versteht man einen Händler, der per Stromliefervertrag für private und gewerbliche Kunden eine Zusage gemacht hat, den vereinbarten Strom zu liefern. Dies kann der allgemeine Strommix sein oder auch aus erneuerbaren Energien (Ökostrom). Einen Stromanbieter kann man unter Beachtung der Vertragslaufzeiten auch (leicht) wechseln. Der Wechsel bezieht sich dabei ausschließlich auf den Stromanbieter und nicht auf den Verteilnetzbetreiber. Der Netzanschlussvertrag ist bei einem privaten Stromanbieterwechsel nicht betroffen; die Netzentgelte für die Netzdurchleitung des Stromes zahlt der neue Stromanbieter an den Netzbetreiber.

Grundsätzlich wird ein Kunde in der Grundversorgung mit Strom versorgt. Dies ist aber oft dann auch der teuerste Tarif. Für einen Stromanbieterwechsel benötigt man in Deutschland die Nummer des Stromzählers und den Jahresverbrauch. Im Fall einer Insolvenz des Stromanbieters wechselt der Kunde wieder automatisch in den Basistarif des Grundversorgers, in Roßdorf die Entega in Darmstadt.

 Wechseln Sie zu Ökostrom, kommt der gleiche Strommix aus der Steckdose wie vor dem Wechsel. Dies ist leicht zu erklären. Sie beziehen Ihren Strom aus dem Gesamtnetz. Allerdings sorgt der Ökostrom-Anbieter dafür, dass die von Ihnen verbrauchte Menge als regenerativ erzeugte Energie in das Gesamt-Stromnetz einspeist wird.

 

Teil 3 Strombörse

 

 Der dritte Teil zum Thema Stromnetz und -handel befasst sich mit dem eigentlichen Stromhandel ohne und mit Strombörse.

 

OTC – OVER-THE-COUNTER-HANDEL

 Bislang wird in Deutschland der größere Teil der elektrischen Energie nicht an der Börse gehandelt, sondern außerbörslich im sogenannten OTC-Handel. Seine Vorteile liegen darin, direkt verhandeln und vielfältigere bzw. seltenere Produkte handeln zu können. Langfristkontrakte sind risikoärmer, jedoch trägt der Verkäufer das komplette Kreditrisiko, das ihm beim Börsenhandel von der EEX abgenommen wird.

 

HANDEL AN DER STROMBÖRSE EEX

 Als Anbieter elektrischer Energie treten auf dem Strommarkt in erster Linie Unternehmen auf, die Kraftwerke betreiben. In Deutschland wird der Löwenanteil von nur vier großen Unternehmen produziert: von E.ON, RWE, EnBW und Vattenfall. In schnell wachsendem Umfang besteht jedoch auch ein Angebot von Strom aus erneuerbaren Energien, das zum Teil durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) aufgenommen und an die Strombörse gebracht wird. Hinzu kommen diverse kleinere Stromproduzenten, die ihren Strom an der Börse direkt vermarkten, d. h. nicht über einen ÜNB.

 Auf der Nachfrageseite stehen in erster Linie die ÜNB, die die Energie größtenteils an Verteilungsnetzbetreiber (VNB) und an andere ÜNB weitergeben, teils auch an einzelne Großverbraucher. Nur in geringem Umfang treten an der Strombörse kleinere Nachfrager auf, die direkt (anstatt über einen ÜNB) Strom einkaufen. Beim Stromverbrauch gibt es Stoßzeiten mit Spitzenlast (Peak) und verbrauchsarme Zeiten mit Schwachlast, z.B. nachts (Off-Peak). Der an einem Tag (bzw. Monat oder Jahr) nicht unterschrittene Stromverbrauch ist die Grundlast. Da elektrischer Strom nur in geringem Umfang und unter Verlusten gespeichert werden kann, muss neben Erzeugung und Transport der Handel den zeitlichen Schwankungen des Verbrauchs nachfolgen. Der Stromhandel erfolgt dabei einerseits über langfristige Verträge zur Basisversorgung und andererseits über die Strombörse.

 Ein wesentlicher Teil des Börsenhandels mit Strom findet auf dem Day-ahead-Markt statt, einem Spotmarkt. Dies bedeutet, dass jeweils Stromlieferungen für den folgenden Tag (basierend auf aktuellen Verbrauchsprognosen) gehandelt werden. Die Stromerzeuger können also die Fahrpläne ihrer Kraftwerke für den nächsten Tag entsprechend planen.

 Die im Day-ahead-Markt gehandelten Produkte umfassen unterschiedliche Zeiträume:

• Für Grundlastbedarf gibt es 24-Stunden-Blöcke mit konstanter Leistung.
• Ergänzend können Peakload-Blöcke (Spitzenlast) eingesetzt werden, um den erhöhten Bedarf für mehrere Stunden z. B. während des Tages zu decken.
• Schließlich gibt es Einzelstundenkontrakte für eine noch feinere Anpassung an den schwankenden Bedarf.

 Bisher werden an der Strombörse in Deutschland nur Energielieferungen gehandelt, nicht dagegen Kapazitäten (lediglich die Bereitstellung von Anlagen für die Lieferung, falls dann ein Bedarf eintritt). Die deutsche Strombörse arbeitet dabei nach dem Merit-Order-Verfahren zur Preisbildung.

 

Teil 4 Preisbildung beim Stromhandel

 

 Der vierte Teil zum Thema Stromnetz und -handel befasst sich mit der Preisbildung über das Merit-Order-Verfahren im bestehenden Energie-Markt beim Stromhandel.

 

MERIT-ORDER

 Als Merit-Order (englisch für Reihenfolge der Leistung/des Verdienstes) bezeichnet man die Einsatzreihenfolge der Kraft­werke. Diese wird durch die Grenzkosten der Stromerzeugung bestimmt.

 

 Angebote: Für bestimmte Zeitintervalle (z. B. eine bestimmte Stunde des folgenden Tages oder auch volle 24 Stunden) werden die Angebote gesammelt. Jedes Angebot beinhaltet eine bestimmte Leistung und die Kosten pro Kilowattstunde (bzw. Megawattstunde). In einem Diagramm, in welchem die horizontale Achse die Leistung (Last) betrifft und die vertikale die spezifischen Kosten, kann jedes Angebot als ein Rechteck dargestellt werden, dessen Breite die Leistung und dessen Höhe die Kosten zeigt. Die Fläche ist also proportional zu den gesamten Kosten. Beginnend mit den niedrigsten Grenzkosten werden solange Kraftwerke mit höheren Grenzkosten „zugeschaltet“, bis die Nachfrage gedeckt ist. Diese Reihenfolge der “Verdienste” (wirtschaftlichen Nützlichkeit) ist die Merit Order (siehe Bild).

 Nachfrage: Ähnlich wird die Nachfrage in Form von Geboten aufgenommen. Wenn nun die Nachfrage ein fester Wert wäre, also keinerlei Preiselastizität aufwiese, würden einfach die günstigsten Angebote nach und nach berücksichtigt, bis die Nachfrage befriedigt wäre. In Wirklichkeit gibt es aber eine gewisse (wenn auch kleinere) Preiselastizität auch bei der Nachfrage. Beispielsweise wird ein Pumpspeicherkraftwerk bei sehr günstigen Preisen auf Pumpenbetrieb umschalten und zum Stromnachfrager werden. Also muss die zu liefernde Menge erst noch festgelegt werden. Dazu sortiert man die Gebote ebenfalls nach Preisen, hier aber in der Reihenfolge abfallender Preise (Gebote nicht farblich ausgefüllt). Dies ergibt eine Rechteckkurve, die nach rechts abfällt. Die Linie entlang der oberen Seite dieser Rechtecke (die Nachfragekurve) zeigt die von den Nachfragern tolerierten Preise. Sie ist im Bild als graue Treppenlinie für einen Werktag eingezeichnet. Andere Tage können stark abweichen.

Wo sich die Angebots- und Nachfragekurve schneiden, liegt die insgesamt zu liefernde Leistung. Diese ist im Bild durch den gelben Kreis markiert. In diesem Beispiel würden also insgesamt 9,4 GW zu einem Preis von 61 €/MWh geliefert. Der Preis für Strom wird also durch das jeweils teuerste Kraftwerk bestimmt, das noch benötigt wird, um die Stromnachfrage zu decken.

 

MERIT-ORDER-EFFEKT

 Der Merit-Order-Effekt ist die Verdrängung teuer produzierender Kraftwerke durch solche mit geringeren Grenzkosten. Scheint mittags (zu Spitzenlastzeiten) viel Sonne oder gibt es viel Wind, dann verdrängt der regenerative Strom häufig teure Öl- oder Gaskraftwerke. Dadurch fällt der (gehandelte) Strompreis. Eine Untersuchung stellte für 2013 der EEG-Umlage von 20,4 Mrd. Euro Preissenkungen an der Strombörse in Höhe von 31,6 Mrd Euro gegenüber, womit Endverbraucher insgesamt ca. 11,2 Mrd. Euro eingespart haben.

 

Teil 5 Erlöse bei Windstrom

 

 Der fünfte Teil zum Thema Stromnetz und -handel behandelt die Optionen der Erlöse von Windstrom gemäß EEG.

 

EEG-VERGÜTUNG BZW. ANZULEGENDER WERT

 Betreiber von Windkraftanlagen erhalten zunächst einen anzulegenden Wert abhängig von der erstmaligen Lieferung von Strom ins allgemeine Netz für einen Mindestzeitraum von fünf Jahren und eine Gesamtförderung für 20 Jahre. Je nach Standortqualität wird die Vergütung nach 5 oder mehr Jahren auf eine Grundvergütung abgesenkt. An windschwachen Standorten wird die Zahlung des erhöhten Vergütungssatzes für je 0,36 % Minderertrag im Vergleich zu den 130 % des Referenz­ertrags um einen Monat verlängert, zusätzlich um einen Monat für je 0,48 % des Referenzertrags, um den der Ertrag der Anlage 100 % des Referenzertrags unterschreitet.

 Der Windpark am Tannenkopf hat noch 2015 den ersten Strom ins Netz geliefert und hat als Basis eine Anfangsvergütung von 8,9 ct/kWh, die später auf eine Grundvergütung von 4,95 ct/kWh fallen kann. Der Anlagentyp GE 2.5-120 hat bei 120 m Nabenhöhe einen jährlichen Referenzertrag von 9827 MWh. Gemessen an der Ertragsprognose von brutto 7500 MWh pro Anlage läge der Ertrag bei 76°% des Referenzertrags. Das würde die Zahlung der höheren Anfangsvergütung über die gesamte Laufzeit der EEG-Zahlungen von 20 Jahren bedeuten.

 Neben der Vergütung des erneuerbaren Stroms regelt das EEG auch die vorrangige Abnahme des Stroms aus erneuerbaren Energien. Erneuerbare Energien-Anlagenbetreiber haben Anspruch auf unverzüglichen und vorrangigen Anschluss ihrer Anlage an das Stromnetz sowie mittelbar dessen Übertragung und Verteilung. Zu diesem Zweck ist der Netzbetreiber auch zur Ausweitung der Netzkapazität verpflichtet.

 

DIREKTVERMARKTUNG

 Die Direktvermarktung ist die Vermarktung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen, die nicht über den Netzbetreiber läuft, sondern direkt an Großabnehmer oder an der Börse vermarktet wird. Sie ist seit 2012 eine Alternative zur EEG-Vergütung und sollte die EEG-Anlagenbetreiber bereits für eine Zeit nach der EEG-Vergütung an das wettbewerbsorientierte Umfeld des Strommarktes gewöhnen und nahm und nimmt dabei eine wichtige Brückenfunktion ein.

 Bei der Direktvermarktung gab es ab 2012 drei Möglichkeiten:

1. Nutzung regulärer Handelswege ohne Börse (sehr selten)
2. Stromverkauf an Versorgungsunternehmen, die vom Grünstrom profitieren und daher einen höheren Preis bezahlen
3. Marktprämienmodell.

 Die Option 1 wird selten genutzt, da sie dem Anlagenbetreiber keinen Mehrerlös bietet, auch die Option 2 kommt weniger zum Einsatz. In den meisten Fällen der Stromdirektvermarktung geht es um das Marktprämienmodell, da sich hier die verlässlichsten Zusatzerlöse erzielen lassen. Für Windkraftanlagen mit Betrieb ab 2014 wie in Roßdorf ist die Direktvermarktung Pflicht.

 Produktionsanlagen in der Direktvermarktung müssen folgende gesetzliche Anforderung an die Regel- und Messtechnik erfüllen:

• Fernsteuerung der Anlagenproduktion durch den Direktvermarkter zu jeder Zeit
• Fernauslesung der Ist-Einspeisung durch den Direktvermarkter zu jeder Zeit
• Viertelstündliche Messung und Bilanzierung der Einspeisung

 Über die Fernwirktechnik empfängt die Anlage Steuerungsbefehle vom Netzbetreiber zur Reduktion der Leistung, falls die Netzstabilität gefährdet ist. Die Steuertechnik ist anlagenspezifisch und ist hier nur schematisch aufgezeigt. Sie übersetzt die Befehle der Fernwirktechnik auf Steuerungsbefehle für die Wechselrichter. Das Gateway empfängt Befehle vom Direktvermarkter, falls die Anlage heruntergefahren werden soll.

 

Teil 6 Marktprämienmodell

 

 Der sechste Teil zum Thema Stromnetz und -handel behandelt die Vergütung von Windstrom nach dem Marktprämienmodell gemäß Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG).

 

MARKTPRÄMIENMODELL

 Bei der Direktvermarktung gibt es für Neuanlagen wie am Tannenkopf von mehr als 500 kW Leistung ab 01.08.2014 nur noch zwei Möglichkeiten:

• Nutzung regulärer Handelswege ohne Börse (sehr selten)
• Marktprämienmodell.

 In den meisten Fällen, in denen von Stromdirektvermarktung gesprochen wird, geht es um das Marktprämienmodell. Die technischen Voraussetzungen sind beim Windpark Tannenkopf gegeben (siehe auch Teil 5).

 Im Marktprämienmodell vermarktet der Anlagenbetreiber den produzierten Strom selbst oder über einen von ihm beauftragten Direktvermarktungsunternehmer. Die im Rahmen der unmittelbaren Vermarktung des Stroms erzielten Erlöse fließen im Marktprämienmodell unmittelbar dem Anlagenbetreiber zu.

 

BERECHNUNG DER ERLÖSE

 Die Berechnung der Erlöse für einen Windpark wie am Tannenkopf (Beispielwerte in Klammern) erfolgt mit der monatlichen Ermittlung der Marktprämie als Differenz aus fixer Vergütung nach EEG (8,9 ct/kWh) und Monatsmarktwert als Referenzwert aller Anlagen (3,4 ct/kWh). Der Monatsmarktwert (energieträgerspezifisch) ist der durchschnittliche Wert von Strom der On­shore-Windenergieanlagen an der Strombörse EPEX Spot SE in Paris für die Preiszone Deutschland-Österreich. Die Marktprämie (5,5 ct/kWh) erhöht sich dann individuell um den Marktwert, den der Anlagenbetreiber bzw. sein Direktvermarkter stündlich, täglich oder für einen längeren Zeitraum an der Börse erzielt hat. Der Direktvermarkter behält für seine Leistungen einen kleinen Betrag vom Börsenpreis für seine Dienstleistung ein, z.B. 0,1 ct/kWh. Er konkurriert über Preis, Leistungen und Qualität mit seinen Mitbewerbern. Der Anlagenbetreiber kann seinen Direktvermarkter frei wählen.

 

WIRKUNG DES MARKTPRÄMIENMODELLS

 Durch das Einspeiseprivileg ist der Strompreis an die Windenergieproduktion gekoppelt und in Zeiten hoher Produktion sinkt der Strompreis tendenziell. Für den individuellen Windparkerlös ist somit nicht ausschließlich die Menge des Ertrags wichtig, sondern auch die zeitliche Verteilung der Produktion gewinnt zunehmend an Bedeutung. Nach dem Marktprämienmodell kann der erzielte Erlös sowohl unterhalb – Risiken – als auch oberhalb – Chancen – vom anzulegenden Wert nach EEG (früher EEG-Festvergütung) liegen. Dies ist davon abhängig, ob ein Windpark synchron oder asynchron zum Portfolio aller Windparks in Deutschland produziert, folglich von seinem Standort und seinem individuellen, anlagenspezifischen Einspeisepro­fil. Üblicherweise führt die Direktvermarktung zu einem höheren Ertrag als es mit der früheren EEG-Vergütung gewesen wäre. Manche Direktvermarkter garantieren dies sogar.

 

Teil 7 Strompreise

 Der siebte Teil zum Thema Stromnetz und -handel erläutert die Strompreise für Haushalte (Quelle: www.strom-report.de).

 

STROMPREISE 2016 FÜR PRIVATE VERBRAUCHER

 Der Strompreis für private Verbraucher betrug zu Beginn des Jahres 2016 durchschnittlich 28,69 Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh), Vorjahrwert 28,81 ct/kWh (jeweils in Klammern). Das hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) ermittelt. Dieser Verbraucher-Strompreis setzt sich aus 3 Hauptbestandteilen zusammen:

• 21,3 (25%) für Stromerzeugung und Vertrieb, die der Stromanbieter erhält.
• 54,1 (52%) für staatlich veranlasste Steuern, Abgaben und Umlagen.
• 24,6 (23%) für die Nutzung der Stromnetze und den Abrechnungs-Service, die der Netzbetreiber bekommt.

DIE ANTEILE DER PRIVATEN STROMPREISE

 Stromsteuer: Teil der Ökosteuer, wurde 1999 zur Förderung klimapolitischer Ziele eingeführt, fließt jetzt aber zu einem großen Teil in die Rentenversicherung.

Umsatzsteuer: Mehrwertsteuer in Höhe von 19% auf alle Preisbestandteile, macht rechnerisch etwa 16% des Brutto-Preises aus. Hier werden sogar Steuern als auch Umlagen besteuert!

 EEG-Umlage: Umlage zur Förderung der Energieerzeugung aus erneuerbaren Energien nach dem Erneuerbare Energien Gesetz (EEG). Der Betreiber einer Ökostrom-Anlage, z.B. Wind, erhält für jede eingespeiste Kilowattstunde eine gesetzlich festgelegte Vergütung, die über dem Marktpreis liegt. Die EEG-Umlage errechnet sich aus der Differenz zwischen dem Marktpreis und dem garantierten Vergütungspreis des Stroms.

 KWK-Umlage: 2002 eingeführte Umlage zur Förderung der Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung.

 §19 NEV-Umlage: 2012 eingeführte Umlage, um die ermäßigten Netzentgelte für Industrieunternehmen zu finanzieren.

 Offshore-Haftungsumlage: 2013 eingeführte und auf 0,25 Cent gedeckelte Umlage zur Finanzierung von Schadensersatzforderungen, die durch Verzögerungen und Ausfälle bei der Netzanbindung von Offshore-Windparks entstehen könnten.

 Umlage für abschaltbare Lasten nach §18 AbLaV: 2014 eingeführte Umlage, zur Finanzierung der Stabilität des Stromnetzes bei zu hoher Nachfrage (Überlastung). In einem solchen Fall reduzieren einige energieintensive Unternehmen kurzfristig ihren Verbrauch und erhalten dafür eine Vergütung.

 Konzessionsabgabe: von der Kommune erhobenes Wegerecht für den Bau und Betrieb von Leitungen.

 Netznutzungsentgelte: Kosten, die vom Netzbetreiber für die Durchleitung des Stroms durch ihre Netze erhoben werden. Davon werden die Kosten für den Aufbau, den Betrieb und die Instandhaltung des Stromnetzes (Länge 1,9 Mio. km) bezahlt.

 

Teil 8 Geldflüsse im Stromhandel für Windstrom mit Direktvermarktung

 

 Mit dem achten Teil zum Thema Stromnetz und -handel setzen wir die Serie fort. Er befasst sich mit den Geldflüssen, wenn Windstrom nach dem Marktprämienmodell vergütet wird.

 

GELDFLÜSSE IM MARKTPRÄMIENMODELL

 Wie der Strom vom Erzeuger zum Verbraucher kommt, ist im Teil 1 beschrieben und bei Kenntnis der Spannungsebenen gut nachvollziehbar. Ganz anders verhält es sich bei der Bezahlung, wie das Bild ahnen lässt.

 Sie als Endkunde erhalten eine Rechnung von Ihrem Stromhändler, dem Endkundenversorger. Sie enthält u.a. den Posten „EEG-Umlage“, die jährlich zum Stichtag 30. September von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) in der Rolle als Treuhänder der EEG-Umlage neu festgesetzt wird (siehe Teil 9).

 Der Endkundenversorger kauft (u.a. mit Ihren monatlichen Abschlagszahlungen) an den Strombörsen seinen Strom ein. Physikalisch wird der Strom jedoch vom Versorgungsnetzbetreiber (VNB) ins Haus geliefert. An den Strombörsen bieten sowohl die Betreiber der Kohle- und Atomkraftwerke als auch der Erneuerbaren ihren Strom an und erhalten von dort ihre Erlöse. Bei den Erneuerbaren ist meistens ein Direktvermarkter zwischengeschaltet, der seinen Börsenerlös abzüglich seiner Marge als Marktwert an die Betreiber weitergibt, z.B. an die GGEW WP Roßdorf GmbH & Co KG für den Windpark auf dem Tannenkopf. Nicht dargestellt: Bei erneuerbar erzeugtem Strom ohne Direktvermarktung (Alt-EEG-Anlagen und Kleinanlagen) bringt der ÜNB die Strommenge an die Börse.

 Den zweiten Teil der Erlöse zahlt der VNB an die Stromerzeuger von Erneuerbaren als Marktprämie. Sie ist ein Teil der Zahlungen vom ÜNB für die Einspeisevergütung. Die ÜNB verwalten das Geld, das sie von den Endkundenversorgern erhalten haben, auf dem EEG-Konto (siehe Teil 9).

 Die ÜNB zahlen die Marktprämie sowie die den VNB zustehenden Anteile der Einspeisevergütung monatlich an die VNB aus. Die VNB leiten die Marktprämie an die Betreiber der Windkraftanlagen weiter. Diese erhalten zusammen mit den Börsenerlösen als Marktwert vom Direktvermarkter mindestens die auf 20 Jahre festgelegte Einspeisevergütung.

Gut arbeitende Direktvermarkter erzielen neben einer Marge für den Vermarktungsservice meist zusammen mit der Marktprämie einen höheren Betrag als bei der früheren direkten Zahlung der Einspeise-Festvergütung. Bei fast allen vor 2014 errichteten Windkraftanlagen wurden die technischen Einrichtungen zur Direktvermarktung nachgerüstet, die sich in 1 bis 2 Jahren amortisiert haben. 2016 werden ca. 90% der Stromerträge direkt vermarktet sein. Damit verbunden ist ein gewisses Vermarktungsrisiko, wenn der Strompreis an der Börse länger als 6 Stunden negativ ist. Dann erhält der Betreiber keine Marktprämie.

 

Teil 9 Jährliche Berechnung der EEG-Umlage

 

 Der neunte Teil zum Thema Stromnetz und -handel befasst sich mit der jährlichen Berechnung der EEG-Umlage und dem Anteil des Windstroms. Die weiteren Umlagen werden hier nicht behandelt

 

BERECHNUNG DER EEG-UMLAGE FÜR PRIVATVERBRAUCHER

 Sie als Endkunde erhalten eine Rechnung von Ihrem Stromhändler, dem Endkundenversorger. Sie enthält u.a. den Posten „EEG-Umlage“, die jährlich von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) in der Rolle als Treuhänder der EEG-Umlage neu festgesetzt wird.

 Die EEG-Umlage, die spätestens am 15. Okt. veröffentlicht wird, ergibt sich aus einer Prognose der Einnahmen und den Ausgaben des Folgejahres unter Berücksichtigung des Kontostandes 30. Sept. des Vorhersagejahres. Sie wird von den ÜNB auf der Grundlage des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) sowie der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) festgelegt.

Zu diesem Zweck erstellen die ÜNB unter Einbeziehung etablierter Forschungsinstitutionen eine wissenschaftlich gestützte Prognose zu ihren erwarteten Ausgaben (hauptsächlich Marktprämien und Vergütungen für die Anlagenbetreiber) und Einnahmen (hauptsächlich aus der Vermarktung des EEG-Stroms) sowie zur Höhe des Stromverbrauchs. Bei der Festlegung der EEG-Umlage werden der Stand des EEG-Kontos zum 30. September sowie eine Liquiditätsreserve berücksichtigt.

 Die Bundesnetzagentur prüft im Rahmen ihrer Missbrauchsaufsicht, ob bei der Festlegung der EEG-Umlage die gesetzlichen Bestimmungen eingehalten werden.

 In der Folgezeit zahlen die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) über die Verteilnetzbetreiber den Betreibern von EEG-Anlagen als Stromerzeuger bei Direktvermarktung die Marktprämien und anderen die Einspeisevergütungen aus. Im Gegenzug müssen die ÜNB den erneuerbaren Strom mit fester Einspeisevergütung an der Strombörse verkaufen. Diese Einnahmen reichen jedoch nicht aus, um ihre Ausgaben zu decken. Die Differenzkosten, werden durch die Zahlung der EEG-Umlage finanziert.

 Alle Einnahmen und Ausgaben werden von den ÜNB in Konten verwaltet und veröffentlicht. Das obige Bild zeigt den monatlichen Verlauf des Kontostandes exemplarisch ab dem 1. Okt. 2014. Man kann gut erkennen, dass in den Wintermonaten bei hohem Stromverbrauch das Konto ansteigt und in den Sommermonaten absinkt, wenn mehr Auszahlungen für Strom aus Photovoltaik zu leisten sind. Es zeigt sich anhand des Kontostandes, ob die Prognose der EEG-Umlage zu hoch oder zu niedrig festgelegt wurde. Wenn durch die Witterungseinflüsse die tatsächlichen Vergütungszahlungen an Anlagenbetreiber höher waren als gedacht, dann rutscht das Konto "ins Minus", Andersherum ergäbe sich ein Kontoguthaben. Ein Kontoüberschuss senkt die EEG-Umlage für das Folgejahr, ein Kontodefizit erhöht sie. Jährlich am 30. Sept. werden Prognose und Realität abgeglichen und mit der folgenden EEG-Umlage verrechnet. Wegen der Witterungseinflüsse verbleibt jeweils eine Liquiditätsreserve auf dem Konto (im Jahr 2016 betrug sie 0,6 ct/kWh).

 Der mit der AusglMechV zum EEG 2014 beschlossene reformierte Wälzungsmechanismus gilt als entscheidender Faktor für das starke Absinken der Börsenstrompreise seit 2010 und den rapiden Anstieg der EEG-Umlage seit dieser Zeit.

 

Teil 10 Anteile der Energieträger an der Stromerzeugung

 

 Der zehnte und letzte Teil zum Thema Stromnetz und -handel befasst sich mit dem Strommix in Deutschland und dem Anteil der Windkraft bei der Erzeugung und der Vergütung gemäß EEG.

 

DER STROMMIX 2015

 Im Jahresmittel 2015 steigerte sich der Anteil der Erneuerbaren gegenüber dem Vorjahr um rund 30 Mrd. kWh von rund 26 % auf 30 %. Den deutlich größten Anteil daran hatte die (preiswerte) Windkraft an Land. Dennoch ist die Stromproduktion mit Kohlekraftwerken sogar noch um rd. 8 Mrd. kWh angestiegen. 

 Aufgrund des wachsenden Anteils der erneuerbaren Energien am Strommix sind die Börsenstrompreise am Spotmarkt in Deutschland stark gefallen. 2015 sank der Preis für die Kilowattstunde von 3,28 ct/kWh (Jan.) auf 3,16 Cent ct/kWh (Dez.) und machte damit kaum mehr als 10% des Verbraucherpreises aus.

 

NUTZNIESSER NIEDRIGER STROMPREISE AN DER BÖRSE

 Über sinkende Strompreise am Spotmarkt freuen sich die Stromeinkäufer aus der Wirtschaft, die günstigen Strom für aktuell unter 2,8 ct/kWh (2008: bis zu rd. 9 ct/kWh) beziehen können. Insbesondere stromintensive Betriebe profitieren davon. Sie zahlen keine oder weniger EEG-Umlage. Für die Verbraucher bedeutet das – seit dem Wechsel des Wälzungsmechanismus im Jahr 2010 durch die Politik – paradoxerweise aber eine höhere EEG-Umlage.

 

ANTEIL DES ONSHORE-WINDSTROMS AN EEG-UMLAGE

 Halten wir aus Teil 7 der Artikelserie noch einmal die Zahlen für das Jahr 2015 fest (Strom für private Haushalte):

• 28,81 ct/kWh mittlerer Strompreis in Deutschland, darin
• • 6,17 ct/kWh EEG-Umlage plus Mehrwertsteuer

 Die EEG-Umlage wiederum enthält mehrere Bestandteile, u.a. solche, die bisher ausschließlich Privatverbraucher tragen:

• 0,14 ct/kWh Rückgang Börsenstrompreis
• 1,36 ct/kWh Industrieprivilegien
• 4,67 ct/kWh Förderung rechnerisch zur Stromerzeugung, davon
• •  0,09 ct/kWh für Wasserkraft (1,9 %)
  • 1,20 ct/kWh für Biomasse (25,7 %)
  • 0,90 ct/kWh für Windkraft onshore (19,2 %)
  • 0,45 ct/kWh für Windkraft offshore (7,5 %)
  • 2,11 ct/kWh für Photovoltaik (45,3 %)

 Windenergieanlagen an Land erzeugten 2015 rund 42 % des Ökostroms, benötigen dafür aber nur 19,2 % der gesamten Förderung. Je mehr Anlagen aus früheren Jahren mit höherer Förderung vom Netz gehen, um so mehr sinkt der Anteil an der EEG-Umlage (gilt noch mehr für die Photovoltaik mit sehr hoher Förderung in den Anfangsjahren). Je mehr Biomasse-Anlagen und Offshore-Windkraftanlagen ans Netz gehen, wird deren Anteil ansteigen wegen mehr als doppelter Vergütung pro kWh und die Umlage ist weiter zu erhöhen, und zwar bereits 2017.

 

REG.eV, Claus Nintzel, Vorstandsmitglied (erstellt im Herbst 2016)