Dazu Frontal: Es geht um tausende Jobs (Politik)

Ulrich, Donnerstag, 15.02.2024, 12:42 (vor 677 Tagen) @ Didi

Aber spielen Energiekosten, die jetzt mal für 3-4 Jahre 30% höher ausfallen, für diese Unternehmen wirklich eine so grosse Rolle? Da gibt es doch mit Personal, Material etc. schon noch sehr viele andere Variablen, oder nicht?

Je nach Branche schon.

Der Strommarkt in Deutschland ist reichlich "kaputt", und das in vielfacher Hinsicht.

Die deutsche Strompreiszone ist geografisch viel zu groß. Das führt dazu, dass elektrische Energie gehandelt wird, die physikalisch nicht vom Verkäufer zum Käufer transportiert werden kann. Dies führt zu Redispatch, die Kosten hierfür belaufen sich mittlerweile jedes Jahr auf Milliarden von Euro. Ein Käufer in Bayern beispielsweise kauft an der Strompreisbörse Windstrom aus Schleswig-Holstein. Da die Entfernung aber viel zu groß ist, werden statt dessen die Windkraftanlagen abgeschaltet, und in Süddeutschland, in der Nähe des Käufers, werden dafür Kohle- oder Gaskraftwerke angeworfen. Die EU macht deshalb seit Jahren Druck, Deutschland in mehrere Strompreiszonen aufzuteilen. Dies würde zu deutlichen Preissenkungen im Norden und Nordosten, aber zu deutlichen Preiserhöhungen vor allem in Süddeutschland fürhren.

Zudem ist das Verfahren zur Preisbildung am deutschen Strommarkt stammt aus der Zeit der Jahrtausendwende. Aber mittlerweile ist es deutlich überholt. Es basiert einem System, in dem die elektrische Energie vor allem von konventionellen Kraftwerken produziert wird. Ein Großteil der Strommengen werden über lange Zeit im Voraus gehandelt, teilweise über Jahre und in der Regel direkt zwischen den Marktteilnehmern, den Kraftwerksbetreibern und den Stromversorgern. Das funktioniert aber nur bei Kohle- und Gaskraftwerken. Der Betreiber eines Steinkohlekraftwerks z.B. verpflichtet sich, zu einem bestimmten Zeitpunkt, z.B. in zwei Jahren, Strom zu liefern. Gleichzeitig muss der Verkäufer eine Sicherheitsleistung hinterlegen, um auch sicherzustellen, dass er tatsächlich liefert. In der Folgezeit kann der Strom einige Male hin und her gehandelt werden, und die letzte Differenz zwischen dem langfristig georderten und dem vom Kunden abgenommenen Strom wird am Spotmarkt gekauft bzw. verkauft. Hierbei bestimmt der "letzte" Anbieter den Preis für alle Anbieter, "Merit Order". Und das auch für den Strom aus regenerativen Quellen, zumindest solange der Preis über dem aus der EEG-Vergütung liegt.

Mittlerweile stammt aber ein Großteil der produzierten elektrischen Energie aus regenerativen Quellen. Vor allem der Anteil, der aus Windkraft und Photovoltaik stammt, kann nicht lange im Voraus gehandelt werden. Man kann maximal auf Basis meteorologischer Daten den Ertrag der nächsten Tage prognostizieren. Betreiber von konventionellen Kraftwerken können das für Arbitragegeschäfte nutzen. Wenn sie die lange im Voraus verkaufte elektrische Energie günstiger an der Börse einkaufen als selbst produzieren können, dann drosseln sie die eigenen konventionellen Kraftwerke oder fahren sie komplett herunter. Wobei das beim Eingangs erwähnten Beispiel mit dem süddeutschen Stromkäufer und dem norddeutschen Stromverkäufer im Extremfall sogar dazu führen kann, dass es zum Redispatch kommt. Der Kraftwerksbetreiber im Süden produziert dann den "Windstrom" mit Hilfe seines konventionellen Kraftwerks. Der Löwenanteil der Kosten wird aber über das Netzentgelt auf alle Stromkunden umgelegt.