Mit dem fortschreitenden Erneuerbarenausbau steigt die Zahl der Stunden mit negativen Preisen an der Börse an. Dieser Trend dürfte sich in den kommenden Jahren fortsetzen. Den Grund darin sieht Casimir Lorenz, Managing Director Central Europe bei Aurora Energy Research, unter anderem in den falschen Anreizen sowohl auf der Erzeugungs- als auch auf der Nachfrageseite. Welche Folgen das für das Stromsystem hat und welche Lösungsansätze hier möglich sind, besprach er im Interview mit der ZfK.
Herr Lorenz, was sagt die steigende Anzahl von Stunden mit negativen Preisen über die aktuelle Struktur des Strommarktes aus?
Nicht nur die – immer noch relativ seltenen – Stunden mit negativen Preisen, sondern generell kurzfristige, starke Ausschläge der Strompreise sind vor allem ein Zeichen fehlender Flexibilität sowohl auf der Erzeugungs- als auch auf der Nachfrageseite: Es gibt noch nicht genügend Stromerzeuger und -verbraucher, die ihr Verhalten an den Preissignalen orientieren. Das liegt auch an falschen Anreizen, die sowohl auf Erzeugungs- als auch auf Nachfrageseite Einfluss auf die Akteure nehmen und bewirken, dass sie sich nicht so verhalten, wie es der Markt eigentlich vorgeben würde.
Umgekehrt bedeutet das aber keineswegs, dass wir schon das sinnvolle Maximum an erneuerbaren Energien im Strommarkt erreicht hätten: Schließlich gibt es sehr viele Stunden, in denen der Erneuerbaren-Strom noch sehr wertvoll ist und der Strompreis ohne ihn deutlich höher wäre.
Wie wirken die negativen Preise auf Investitionen in konventionelle und erneuerbare Energieerzeugung?
Die Volatilität der Strompreise schafft in erster Linie Anreize für Investitionen in Technologien, die diese nutzen können und so ihren Betreibern wirtschaftliche Vorteile verschaffen: Das können etwa neue flexible Verbraucher sein oder die Flexibilisierung bestehender Nachfrage, zum Beispiel in der Industrie. Sehr attraktiv sind auch Batteriespeicher, die die innertäglichen Preisschwankungen nutzen, um bei niedrigen Strompreisen zu laden und bei hohen zu entladen. Hier erwarten wir trotz des aktuell starken Ausbaus weiterhin sehr attraktive zweistellige Renditen, wenn die Speicher auf den Einsatz für alle Teilmärkte, also Day-Ahead, Intraday und Regelleistung/-energie optimiert werden.
Wie steht es um die Erneuerbaren?
Ähnliches gilt für die erneuerbaren Erzeuger: Sie werden zunehmend so geplant, dass sie ihren Strom auch in Zeiten liefern, in denen die Preise üblicherweise hoch sind, etwa morgens und abends, indem PV-Paneele ost- und westwärts ausgerichtet werden. Auch die so genannte Co-Location von Erneuerbarenkraftwerken mit Batteriespeichern dient diesem Ziel und wird daher zunehmend interessant: Denn die Umsätze von Erneuerbaren und Batterien korrelieren normalerweise negativ, das heißt die Kombination aus beiden reduziert das Risiko für die Investoren. Nicht zuletzt bieten Preisschwankungen auch Anreize zur Flexibilisierung von existierenden konventionellen Kraftwerken einschließlich Kraftwärmekopplungsanlagen.
"In erster Linie geht es darum, Faktoren zu beseitigen, die derzeit verhindern, dass die Preissignale des Markts bei den Akteuren ankommen."
Welche politischen oder markttechnischen Instrumente könnten eine Trendwende bewirken?
Es geht in erster Linie darum, die Faktoren zu beseitigen, die derzeit behindern, dass die Preissignale des Markts bei den Akteuren ankommen. Dazu gehört, dass alle "Prosumer", also Endkunden mit PV-Anlage, vor allem wenn sie einen Heimspeicher, ein Elektroauto oder eine Wärmepumpe haben, auf zeitvariable Stromtarife kombiniert mit zeitvariablen Netzentgelten umgestellt werden. Idealerweise sollte das auch für bereits existierende Anlagen gelten, soweit es rechtlich möglich ist. Das würde unmittelbar dazu führen, dass Speicher nicht mehr auf Eigenverbrauch, sondern im Blick auf den Strompreis optimiert werden, genauso wie Elektroautos und Wärmepumpen möglichst dann geladen beziehungsweise betrieben werden, wenn der Strom im Tagesverlauf günstig ist.
Im Bereich des Industriestroms muss das Bandlastprivileg nach § 19 (2) StromNEV dringend abgeschafft werden, denn es wirkt diametral gegen die Preissignale des Markts: Industrieunternehmen erhalten derzeit 90 Prozent Rabatt auf die Netzentgelte, wenn sie ihren Verbrauch möglichst gleichmäßig innerhalb eines vorgegebenen Bandes halten und eben nicht auf die Preissignale reagieren. Dieser Anreiz war historisch gesehen sinnvoll, ist aber heute kontraproduktiv. Um die Industrie durch eine Abschaffung des Rabatts nicht zusätzlich zu belasten, wäre eine Kompensation möglich, die aber auf jeden Fall unabhängig vom Zeitpunkt des Stromverbrauchs sein sollte, damit nicht erneut falsche Anreize gesetzt werden.
Weitere Instrumente wären zum Beispiel die Vereinfachung von Vehicle-to-Grid-Lösungen, vor allem beim Thema Netzentgelte, aber auch die Förderung von flexibler Nachfrage wie Großwärmepumpen für Nah- und Fernwärmenetze, Power-to-Heat-Anlagen für die Industrie und so weiter.
Das Interview führte Artjom Maksimenko
Das Interview mit Casimir Lorenz erschien in gekürzter Fassung in der Mai-Ausgabe der ZfK.
