Am Montag dieser Woche hatte man sich bei Bloomberg mit der Frage beschäftigt, warum die Strompreise in Deutschland immer weiter fallen. Gemeint sind die Preise im Großhandel – nicht aber die Endkundenpreise. Bei einem Wirtschaftswachtum von 1,4% im Jahre 2014 ist die Nachfrage nach Strom um 3,8% zurück gegangen. Der Börsenstrompreis reagierte auf diese Veränderung mit einem Rückgang um 13% – der private Stromkunde musste allerdings durchschnittlich 2% mehr zahlen.

Der Strompreis ist generell sehr komplex, da er sehr vielen unterschiedlichen Einflussfaktoren unterliegt. Für die ersten 6 Monate des Jahres 2015 liegen nun die Zahlen vor, so dass ein Vergleich zwischen Strom aus Braunkohle und Strom aus neuen Solaranlagen verglichen werden kann.

Wie viel kostet uns der Spaß?

  • Die Braunkohlemeiler weiter zu betreiben oder/und
  • Mehr Photovoltaikanlagen

Photovoltaikanlagen

Bei der über die EEG-Umlage geförderten Anlagen handelt es sich um ein Zahlungsversprechen der Stromkunden für die eingespeiste Strommengen der Berechtigten. Der Zubau für Photovoltaik wird auf der Seite von Proteus-Solutions im ersten Halbjahr 2015 wie folgt angegeben:

Monat inst. Leistung: Anz. Meldungen:
2015-01 122.675,92 kWp 3.679
2015-02 98.983,24 kWp 2.926
2015-03 97.177,85 kWp 4.247
2015-04 79.495,83 kWp 4.454
2015-05 65.271,86 kWp 4.141
2015-06 64.826,95 kWp 4.583
SUMME: 528.431,66 kWp 24.030

Rechnet man mit dem maximalen Satz aus dem Januar (Aufdachanlage) von 12,56 Cent je eingespeiste Kilo-Wattstunde. Zudem mit 1000 Volllaststunden pro Jahr – über 20 Jahre ergibt sich folgende Zahlungsverpflichtung für die Stromkunden:

528431 kWp*0,1256 €*1000 VL*20 Jahre= 1.327.418.672 €

Netzintegration von Braunkohlestrom

Viele Braunkohlekraftwerke wurden in Gebieten gebaut, bei denen es zwar historisch eine starke Schwerindustrie gegeben hat – mit der Wende diese jedoch fast vollständig weggebrochen ist. In der Folge müssen über zu klein dimensionierte Stromtrassen die Strommengen zu den Verbrauchszentren gebracht werden. Weitere Details finden sich im Beitrag „Redispatch Kosten im ersten Halbjahr 2015 bei 264 Millionen Euro„.

Im ersten Halbjahr 2015 verursachte die Netzintegration von Braunkohlestrom 264.828.028 € an Kosten, die über die Netzentgelte auf die Stromkunden umgelegt werden. Es ist davon auszugehen, dass auch die neue Kapazitätsreserve und ihre Stilllegungen hier keinen signifikanten Einfluss haben wird. Zur Vergleichbarkeit mit der Photovoltaik kann man die Kosten auf 20 Jahre Hochrechnen:

264.828.028 €*40 Halbjahre = 10.593.121.120€

Fazit

Es ist eine Minderheit, die eine PV-Anlage im ersten Halbjahr auf das Dach montiert hat. Ebenso ist es eine Minderheit, die aktiv die Einspeisung von Braunkohlestrom fordert. Dennoch sorgen beide Minderheiten für eine Zahlungsverpflichtung, die von der Summe aller Stromkunden bezahlt werden muss. Es hilft kein Ökostromtarif oder Anbieterwechsel, dieser Zahlungspflicht zu entkommen. Geregelt und festgeschrieben ist die Pflicht zur Übernahme der Kosten in Gesetzen und Verordnungen, die zusammen die Spielregeln des Strommarktes ausmachen.

Die Motivation hinter der Petition 60307 „Beteiligung der Stromkunden und Transparenz beim Gesetzgebungsverfahren zum Strommarkt 2.0 hinsichtlich Wettbewerb und Regulierung“ ist euch Pflichten so zu definieren, dass der Stromkunde ein Wahlrecht erhält. Wer Braunkohlestrom haben will, der trägt die Kosten für die Netzintegration. Wer Ökostrom haben möchte, der trägt die Kosten für den Ausbau.

Den Beitrag "Strompreis: Netzintegration von Braunkohlestrom fast 8 mal so teuer wie Zubau Photovoltaik offline Lesen:

6 Gedanken zu “Strompreis: Netzintegration von Braunkohlestrom fast 8 mal so teuer wie Zubau Photovoltaik

  1. Auch das was man rechnet will verstanden sein Thorsten!

    1. Rechnet man mit dem zu erwartenden Ertrag einer Photovoltaikanlage, so sollte man den Eigenverbrauchsanteil, den der Betreiber für sich beansprucht und selbst bezahlt von der Zahlungsverpflichtung abziehen. Die Bestimmung dieser Größe fällt etwas schwer, da dieser Anteil je nach Anlagengröße/Betreiber unterschiedlich ist, aber für einen Durchschnittshaushalt mit Durchschnittsanlage auf dem Dach kann man schon mal 15% Eigenverbrauch annehmen. Für einen Kleinunternehmer der auf das Dachs seines Unternehmens eine Anlage errichtet können das aber schnell auch mehr als 80% werden, wohingegen die Freiflächenanlage wohl mit 0% daherkommt.

    2. Jedem Handelsgeschäft liegt ein *gegenseitiges* Leistungsversprechen zugrunde, Zahle Betrag X, erhalte Ware/Dienst Y. In unserem Fall ist Y definitiv elektrische Energie (ggf. enthaltene „Systemdienstleistungen“ ignoriere ich mal, um Zirkelschlüsse zu vermeiden 😉 nur die Menge ist bei beiden Optionen nicht so genau bekannt. Das Preisschild alleine ist doch wenig aussagekräftig, was nutzen mir Angaben wie 1,3 Mrd. gegenüber 10,5 Mrd. wenn nicht auch gesagt wird für was genau? Nungut, bei der PV Option können wir es überschlagen, wir erhalten 0,5 TWh/a, auf 20 Jahre also insgesamt etwa 10 TWh … und bei der Braunkohle? Das werden jetzt ein paar mehr Größen, denn mit dem Geld werden ja gleich eine ganze Reihe Meiler mit mehreren Blöcken integriert, man kann aber sagen, dass ein einziger moderner Block schon 10 TWh/a liefert und damit mehr als all die errichteten PV-Anlagen in den 20 Jahren liefern werden.

    Major fail, ever ever compare apples with oranges!

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  2. Ich weiß nicht, ob man beim Stromnetz mit diesem Begriff argumentieren kann, eine hundertprozentige Sättigung ist im Netz Voraussetzung für den Betrieb.

    Wir können das aber gerne mal mit der vollen Komplexität diskutieren, warum genau haben wir die Redispatches?
    Damit wir Braunkohlenstrom absetzen können oder damit der Braunkohlenstrom schnell verfügbar bleibt, um die täglich ab ca. 14 Uhr abfallende Rampe sich verabschiedender Photovoltaikeinspeisung zu kompensieren?

    Wenn ich mir auf der EEX-Seite die Erzeugung (vom 25.8.2015) spezifischer Kraftwerkstypen ansehe, dann fällt mir auf, dass Steinkohle mit einer Einspeisung 3,7 GW bis 11,7 GW durchaus an der Grenze der Regelfähigkeit dieses Kraftwerkstyps arbeitet. Pumpspeicher im Bereich von 0,1 GW bis 3,1GW könnten Leistungsbezogen sicher mehr, aber ob die Kapazität da mehr hergeben würde und genug günstiger Strom zum Aufladen der Speicher vorhanden ist, bezweifle ich. Andere Speicherseen fahren von 0,06 GW bis 0,5 GW wohl auch ihre gesamte Kapazität aus.
    Die Braunkohle fährt von 13,5 GW bis 18 GW und es wäre sicher ökonomischer diesen Kraftwerkstyp konstant zu betreiben, also warum machen die das? Als einzige andere Option diese 4,5 GW an der Rampe anders auszufahren wäre Erdgas, wegen den Brennstoffkosten allerdings der teuerste konventionelle Kraftwerkstyp.
    Alle andere Kraftwerkstypen (Nuklear, Laufwasser, Biomasse usw.) können technisch dem Lastgang nicht (in dieser Geschwindigkeit oder diesem Umfang) folgen.

    Nun bekommst den Braunkohlestrom aber nur aus dem laufenden Betrieb heraus hoch geregelt, im „Hot-Standby“ geht das nicht so gut und man würde zudem auch Kohle verfeuern müssen, um die Kessel unter Dampf zu halten.
    Die Gaskraftwerke können das durchaus aus dem Stand heraus, aber das genau ist der Grund sie in der Rückhand zu halten und nicht schon für den „Routinebetrieb“ zu verwenden. Falls abgesehen von der sinkenden Sonne auch noch (unvorhergesehen) der Wind abfällt, stünde man sonst mit offener Hose da.

    Der betrachtete Tag war mit ~16 GW Photovoltaik-Einspeisung in der Spitze eher durchschnittlich, zwei Tage vorher mit 24 GW ist dann nochmal eine andere Nummer.

    Von der „Sättigung“ bei der Fähigkeit des Lastfolgebetriebs sind wir ziemlich weit weg, wir sind da eher in einer Situation mit sehr beschränkten Handlungsoptionen.

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    • Beim Stromnetz ist der Begriff „Sättigung“ tatsächlich irreführend. Jedoch beim Markt auf keinen Fall. Dieser ist gesättigt, wenn jegliche Nachfrage befriedigt wurde. Am Beispiel vom 25.8.2015 kann man von der EEX Seite dies auch sehr gut erkennen. Bereits aus dem Terminmarkt war die Nachfrage (bis auf einige Kleinigkeiten) befriedigt. Die Flexibilität die von der Nachfrageseite verlangt wurde, war befriedigt, jedoch wurde für die Morgenstunden Anbieter aus dem Markt gekegelt, die einen höheren Strompreis verlangten, als die Braunkohlekraftwerke. Diese konnten ihre Lieferzusagen jedoch überhaupt nicht ins Netz einspeisen, da keine entsprechenden Stromleitungen vorhanden: Schkopau zwischen 04:00-07:00 darf 274 MWh weniger, zwischen 07:00 und 09:00 dürfen Boxberg Jänschwalde Lippendorf VE Schkopau zusammen 400 MWh weniger. Bei der genannten Abfahrrame wird von Mehrum (Steinkohle) 830 MWh weniger verlangt – anstelle mehr.

      Würde der Strommarkt (konventionell) der Merit-Order inkl. Engpassmanagement folgen stimme ich der von Ihnen gemachten Ausführung durchaus zu. Blöd ist, dass dies genau nicht mehr der Fall ist. Es gibt Regionen in Deutschland (mit Braunkohle), in denen sehr viel Strom deutlich günstiger erzeugt werden kann, als in anderen. Rein durch den Handel wird hier keine Bereinigung vorgenommen, wodurch enorme Nebenkosten in den Netzentgelten entstehen.

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      • Sehe immer noch keine eindeutige Zuordnung der Redispatchkosten.
        Vom nächtlichen Minimum bis in den morgendlichen Berufsverkehr gibt es auch eine nette Anfahrrampe, auf der Last Seite, die gleich Anschliessend von der PV übernommen wird und wieder abfällt.
        Und der umfangreichere Redispatch trifft dann noch die Steinkohle und nicht die Braunkohle.

        Ich bin sofort dabei zu sagen, dass wir mehr Braunkohlekapazitäten im Osten als dafür nötige Leitungen haben, aber ich sehe die Option diese einfach aus dem Netz/vom Markt zu nehmen nicht. Wir würden die Redispatches wohl nur in den Norden und/oder Westen zur Steinkohle verschieben, auf insgesamt höherem Preisniveau.

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  3. Wie ich es verstehe:
    Braunkohle- und Steinkohlekraftwerke decken die Grundlast, Sie lassen sich schwer rauf- und runterfahren, eignen sich nicht zum Regeln des fluktuierenden Stroms. Wird nun sehr viel PV-und Windstrom eingespeist wird überlagert sich der Strom in den Leitungen, es muss schnellstens dafür gesorgt werden dass wieder Gleichgewicht herrscht, der Strom wird dann an der Strombörse immer billiger, denn er muss so schnell wie möglich einen Abnehmer finden, das geht dann manchmal bis zum Negativpreis. Der deutsche Stromkunde bezahlt jedoch die EEG Umlage, erhält man nun an der Strombörse immer weniger für die kWh wird die Spanne zur EEG-Umlage, die ja gleichbleibend ist, immer größer, das bedeutet an der Strombörse sinkt der Preis, für den Stromkunden steigt er. Würde es nun die Zahlung EEG-Umlage und die vorrangige Netzeinspeisung der Erneuerbaren nicht geben, wäre das das Ende dieser Stromerzeugung, denn welches Kraftwerk kann mit diesen künstlich erzeugten niedrigen Preisen existieren.
    Von Anfang an hätten die Erneuerbaren nur mit Regelenergie geplant werden sollen, virtuelle Kraftwerke könnten hier einen großen Beitrag leisten, vor allem die KWK. Die Grundlast könnte dann mit diesem Kombikraftwerk in dem auch Wind- und PV-Anlagen integriert sind abgesichert werden und die Kohlekraftwerke, die die Grundlast der Kraftwerke mit fluktuierendem Strom heute abdecken müssten vom Netz. Dann würde es diese hohen Überschüsse nicht geben und wir könnten unseren teuren subventionierten Strom selbst verwenden und müssten ihn nicht ans Ausland verschenken. Es würde sich eine ganz andere Rechnung ergeben. Der Strompreis an der Strombörse würde sich normalisieren, so dass die Kraftwerke auch noch wirtschaftlich sind und dann wenn die EEG-Umlage ausgelaufen ist noch existieren können, ansonsten ist doch das Aus der Energiewende vorprogrammiert. Natürlich geht eine solche Planung nicht von heute auf morgen, es braucht seine Zeit aber man hat hier eben sehr viel kostbare Zeit durch falsche Planung verstreichen lassen, weil im Fokus von allen Beteiligten nur das Geld stand und nicht die Sache. Die Erneuerbaren eignen sich eigentlich nur für eine dezentrale Versorgung, denn es handelt sich dabei um viele kleine Kraftwerke die auf der Niederspannungseben und hauptsächlich der idealen Mittelspannungsebene 0-50kV einspeisen und nicht wie bisher beim alten System die Großkraftwerke wie Kohlekraftwerke und AKWs auf obersten Spannungsebene von 380kV.

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