Der norwegische Energiekonzern Statkraft gehört zu den größten Ökostromproduzenten in Europa. Neben der Direktvermarktung bilden die Langfristabnahmeverträge, PPAs, einen wichtigen Schwerpunkt seiner Strategie. Trotz der globalen politischen Turbulenzen setze das Unternehmen weiter voll auf den Ausbau der Erneuerbaren. Im Interview mit der ZfK sprach Stefan-Jörg Göbel, SVP Germany & Country Manager bei Statkraft, über die Anpassung der Marktanreize, die "Sprinter-Kraftwerke" und den Abschied aus den Niederlanden.
Herr Göbel, im vergangenen Jahr hatten wir an über 500 Stunden negative Preise. Warum hält der Trend trotz aller Bemühungen an?
Der Preis ist ja nie zu hoch oder zu niedrig. Er ist immer genau richtig und hat eine Signalwirkung. Das kommt zum großen Teil dadurch zustande, dass viele kleine Aufdach-PV-Anlagen ungesteuert Strom in das Netz drücken. Es ist aber zugleich auch ein technisches Thema, das für die Netzbetreiber natürlich viel wichtiger ist. Denn wenn bei ihnen die Sicherungen rausfliegen, dann geht es dort um erhebliche Schäden und schließlich auch um die Versorgungssicherheit. Darauf hat der Gesetzgeber bereits reagiert. Zum einen wurde am 30. Januar im Bundestag eine Begrenzung der Einspeiseleistung auf 60 Prozent Leistung bei den ungesteuerten Anlagen beschlossen. Hinzu kam die Regel, dass alle EEG-Anlagen auch für einzelne Stunden mit negativen Preisen keine Förderung mehr bekommen. Es ist aus meiner Sicht bereits eine erhebliche Veränderung des Anreizsystems.
Sehen wir also 2025 eine Trendumkehr?
Der Einspeise- und Förderrahmen ist angepasst worden, die Signale kommen bei dem Markt an, allerdings sehr spät. Vielleicht zu spät. Ist das alles umsetzbar bei den kleinen Anlagen? Wir brauchen natürlich eine umfangreiche Flexibilisierung des gesamten Systems. Als Beispiel wäre hier das bidirektionale Laden über die Heimspeicher zu nennen, die bislang nicht im System sind. Wenn wir schon viele Tausend Megawattstunden an Heimspeicher haben, müssen jetzt diese gigantischen Volumina auch optimal eingesetzt werden.
Beispielsweise wären sie in virtuellen Kraftwerken kombinierbar.
Technisch ist ja alles längst machbar, aber es gibt noch überhaupt keinen Anreiz dafür, das zu tun. Da denke ich vor allem an die finanziellen Signale. Und natürlich hat man "Behind the Meter" immer diese versteckte Subvention, sodass die Verbraucher keine Netzentgelte und keine Steuern zahlen müssen, sondern ihren eigenen Strom verbrauchen. Und wenn man einspeist, bekommt man auch noch Geld dafür. Aus meiner Sicht ist es nicht verursachungsgerecht.
In den vergangenen drei Jahren hatte sich das globale Versorgungssystem extrem gewandelt, und das nicht nur bei den Gasflüssen. Wie hat sich Statkraft darauf eingestellt?
Wir haben auf der Handelsseite konsequent auf das Thema PPAs gesetzt. Das haben wir auch in der Energiekrise ganz gut gemanagt. Wir haben natürlich Anpassungen vorgenommen im Risikomanagement, im Positionsmanagement. Unserer Strategie auf der Erzeugungsseite sind wir aber weitgehend treu geblieben. Hier gilt weiterhin die Prämisse Wachstum bei den Erneuerbaren. Das bleibt auch künftig unsere Hauptstoßrichtung.
"Im vergangenen Jahr haben einen Rückzug aus ingesamt drei Märkten angekündigt.±"
Das klingt eher nach einer Feinjustierung als einem Wandel.
Es ist doch etwas mehr als das. Denn wir haben jetzt im vergangenen Jahr einen Rückzug aus insgesamt drei Märkten angekündigt. Wir werden Indien verlassen. Wir veräußern unser Erneuerbarengeschäft in den Niederlanden und behalten dort das Handelsbüro. Und wir verkaufen unser Erneuerbarengeschäft in Kroatien. Also haben wir schon Adjustierung vorgenommen.
Die Niederlande gehört eigentlich zu den wichtigsten Erneuerbarenmärkten Europas. Warum diese Entscheidung?
Da unser Fokus dort vor allem auf den Solarprojekten lag, war es trotz des Wachstums schlichtweg zu klein für uns. Inzwischen merken wir in allen Märkten, dass wir mit Windprojekten besser zurechtkommen. Wir verfügen hier über deutlich höhere Wettbewerbsfähigkeit und finden im Markt auch mehr Interessenten als im Solarbereich. Unter dem Strich kamen wir zu dem Entschluss, dass wir nicht mehr der richtige Projektentwickler für Solarparks in den Niederlanden und Kroatien sind.
In Deutschland hat Statkraft sein Windportfolio verdoppelt. Wie passt das in die Krisenzeit mit einem rückläufigen Energieverbrauch?
Wir stellen fest, dass unsere Kunden an Preissicherheit und Nachhaltigkeit interessiert sind. Unsere Referenzkunden sind wahrlich keine Pleitekandidaten: Deutsche Bahn, Deutsche Telekom, Novelis, Tesco, Bosch, ZF, Schaeffler. Diese Namen haben wir in zahlreichen Mitteilungen bereits kommuniziert. Generell liegt unser Fokus bei PPAs vor allem auf größeren Abnehmern. Bei kleineren Kunden steigt die Komplexität überproportional zum Ertrag.
Würden da nicht die lange geforderten universellen Musterverträge helfen?
Es ist nicht das Kleingedruckte, das für die Komplexität sorgt, es geht wirklich um den kommerziellen Kern. Es gibt Kunden, die möchten eins-zu-eins-stundenscharfe Übereinstimmung von Stromlieferung und -verbrauch. Es gibt Kunden, die eine monatsscharfe Übereinstimmung bevorzugen. Also da hat jeder seine eigenen Ideen, wie er es gerne hätte. Hinzukommt, dass an uns Kunden mit unterschiedlichen Kompetenzen herantreten. Je kleiner die Unternehmen sind, je weniger Strom für sie zum Kerngeschäft gehört, desto weniger Spezialisten haben sie dafür. Die notwendige Beratung ist anspruchsvoll und aufwändig.
"Es besteht immer das Risiko von Preisschocks."
Was sagen Sie als Risikomanager zu den Preisentwicklungen in den kommenden Jahren?
Ich bin der Meinung, dass der Marktpreis eine faire Darstellung der Realität ist. Ich habe keine bessere Einschätzung als der Markt selbst. Wir sehen sicherlich eine Risikoprämie in den Preisen. Es besteht immer das Risiko von Preisschocks. Wenn alles optimal laufen würde, wären die Preise vermutlich niedriger. Die sogenannte "Duck-Kurve" mit sehr niedrigen Preisen im Sommer wird uns erhalten bleiben, genauso wie Dunkelflauten ein Teil der Wetterzyklen sind. Daher wird es in solchen Situationen immer hohe und niedrige Strompreise geben. Diese Preisschwankungen sind bereits eingepreist und dieses Preismuster bleibt bestehen.
Neben Windenergie setzt Statkraft zunehmend auf Speichertechnologien. Ist das ein relevantes Instrument in Zeiten von negativen Preisen?
Wir betreiben in Deutschland ein Pumpspeicherkraftwerk, das uns viel Freude bereitet. Schon 2015 haben wir in eine kleine Batterie mit 3 MW für die Primärregelung investiert. Wir haben also Erfahrung mit Batteriespeichern. Sie werden in Zukunft sicher ein selbstverständlicher Bestandteil unseres Portfolios sein. Den Ausbau unseres Batterieportfolios werden wir entsprechend forcieren, aber in einer angemessenen Größenordnung. Ich denke an einige hundert Megawatt, nicht an mehrere tausend Megawatt.
Ist das nur eine Kostenfrage?
Vor allem fehlt es uns an Preissicherheit. Batterien arbeiten mit dem Preismuster des Strommarkts. Wenn wir heutige Spotpreise betrachten und diese in die Zukunft projizieren, reicht das nicht aus, um eine Investition wirtschaftlich zu rechtfertigen. Zusätzliches Einkommen muss aus dem Intraday-Markt und den Regelleistungsmärkten kommen, die schwer vorherzusagen sind. Die Überlegungen über den Speichereinsatz während der Negativphasen fließen in unsere Simulationen ein. Ich würde mich mit einigen hundert Megawatt an Speichern sehr wohl fühlen. Wir haben heute 2000 MW flexible Kraftwerke und rund 600 MW Onshore-Wind. Ein paar hundert Megawatt an Speichern passen gut dazu, aber nicht 2000 MW.
Beim Thema Spitzenlast gibt es ja auch die sogenannten "Sprinter-Kraftwerke", also schnellstartende Turbinen. Statkraft ist da nicht abgeneigt, aber nur, wenn sie mit Wasserstoff betrieben werden?
Die Sprinter-Kraftwerke sind nicht nur wegen ihrer Schnelligkeit interessant, sondern auch als vorgezogene Wasserstoff-Investition. Sie wären verpflichtend mit Wasserstoff zu betreiben. Allerdings ist das Kraftwerkssicherheitsgesetz noch in Diskussion und wird sicherlich überarbeitet. Konventionelle Gaskraftwerke sind hingegen wirtschaftlich nicht profitabel. Wer investiert in ein Kraftwerk, das nur 20 oder 100 Stunden pro Jahr läuft? Ohne einen Kapazitätsmarkt passiert hier nichts.
"Statt einfach eine Zahl in den Raum zu werfen, sollte man analysieren, wie lange Spitzenlasten im Sommer und im Winter dauern."
Also eine Frage an die neue Bundesregierung?
Absolut. Das Thema ist seit zehn Jahren in der Branche bekannt. Ich bin sicher, dass die neue Bundesregierung das zügig angehen wird. Die Debatte um 50 Gaskraftwerke halte ich für einen Schnellschuss. Statt einfach eine Zahl in den Raum zu werfen, sollte man analysieren, wie lange Spitzenlasten im Sommer und im Winter dauern. Man könnte dann gezielt beispielsweise 3000 Megawatt Speicherkapazität für zwei Stunden am Morgen und Abend im Sommer ausschreiben. Im Winter benötigen wir flexible Kapazitäten für mehrere Tage. Da könnte man, zum Beispiel, 8000 MW Speicherkapazität und 11.000 MW Erzeugungsleistung technologieoffen ausschreiben.
Dann kann sich zeigen, welche Technologie wirtschaftlich sinnvoll ist. In Großbritannien wurden Kapazitäten vor zehn Jahren technologieoffen ausgeschrieben. Überraschenderweise haben damals Gasmotoren gewonnen, nicht Batterien oder Gasturbinen.
Das Positionspapier der Bundesregierung zur Kraftwerksstrategie war nicht offen genug. Wir müssen mehr Flexibilität zulassen. Auch Statkraft würde sich potenziell an solchen Kapazitätsmärkten beteiligen, aber nur mit CO2-freien Technologien wie Wasserstoff-Turbinen oder Ammoniak-Motoren. Neue Gaskraftwerke sehe ich derzeit nicht in unserem Fokus.
Das Interview führte Artjom Maksimenko
