Archiv der Kategorie: Energiewende

Mogelpackung?

Die Regierung hat beschlossen, dass die EEG-Zulage demnächst abgeschafft wird.

Was ist die EEG-Zulage?

Es gibt zwei Mechanismen, die die EEG-Zulage erzeugen. Bevor die Auktionen für Solar- und Windkraftanlagen eingeführt wurden, erhielten alle Anlagen eine garantierte Vergütung. Die Bundesnetzagentur verkaufte den Strom an der Börse. Manchmal machte sie dabei Gewinn, aber meistens Verluste. Diese Verluste muss der Stromkunde durch die Zulage ersetzen.

Seitdem es Auktionen für neue Anlagen gibt, müssen die Betreiber ihren Strom selbst vermarkten. Wenn Sie dabei Verluste machen, werden Ihnen diese durch die sogenannte Marktprämie ersetzt. Wenn Sie Gewinne machen, dürfen sie diese Gewinne behalten.

In den letzten Jahren lag der Strompreis an der Börse in der Regel bei circa 5 Cent pro Kilowattstunde. Die garantierten Vergütungen lagen aber etwas darüber.

In den letzten Wochen bis Monate lag der Strompreis an der Börse aber bei ca. 20 Cent pro Kilowattstunde und dort wird der Strompreis nach aller Wahrscheinlichkeit auch bleiben.

Für die Bundesnetzagentur bedeutet dies, dass ihre Verluste immer geringer werden. Auch für die Betreiber der neueren Anlagen tritt der Fall, dass sie die Marktprämie erhalten, immer seltener ein.

Der gestiegene Preis an der Börse führt also dazu, dass die Zulage langsam verschwindet.

Dies bedeutet aber letzten Endes keine Entlastung für den Stromkunden, denn die Reduzierung der Zulage kommt dadurch zustande, dass die Strompreise steigen. Sollten trotzdem noch Zahlungen notwendig sein, so werden sie über Steuern finanziert.

Die Betreiber der Anlagen werden also in der Zukunft größere Einnahmen haben. Diese höheren Einnahmen kommen vom Stromkunden.

80-20 Pareto!

Ob ein Politiker schon mal was vom Pareto-Prinzip oder der 80-20-Regel gehört hat?

Vermutlich nicht, weil man das im ersten Studienjahr nicht lernt.

Vilfredo Pareto hatte herausgefunden, dass es häufig vorkommt, dass man für die ersten 80% des Aufwandes nur 20% des Einsatzes benötigt, für die letzten 20% aber 80% des Aufwandes nötig sind.

Dummerweise kann man häufig aber nicht nach 80% aufhören.

Für die Energiewende trifft die 80-20-Regel im Prinzip auch zu. Die ersten CO2-Einsparungen sind noch für Verhältnis wenig Geld zu bekommen. Die letzten Prozente werden aber immer teurer. Dies lässt sich auch mit Modellrechnungen belegen. Die letzte Elektrolyse-Einheit und die letzte Gasturbine, die sicherstellen, dass man die 100% erreicht, werden vielleicht nur alle paar Jahre für wenige Stunden genutzt. Das ist eine sinnlose Verschwendung.

Was sollte man also tun?

Die Länder beschränken sich auf eine hohe Reduzierung, aber nicht eine vollständige. Das eingesparte Geld für die restlichen Prozente wird international, marktwirtschaftlich vergeben. Wer am meisten CO2-Reduzierung für das wenigste Geld bietet, erhält das Geld.

Die Methode hätte aber einen großen Nachteil. Deutschland würde wohl nicht als Vorbild für die Welt in die Geschichte eingehen.

Zwickmühle

R. Habeck hat verkündet, dass er für 1,5 Mrd. Euro LNG kaufen und in die deutschen Speicher füllen will. Die deutschen Speichersind aber nicht weniger gefüllt als im letzten Frühjahr und es gibt auch aktuell keinen Mangel, sagte wer? Genau R. Habeck, aber was soll’s.

Er kauft natürlich nicht selbst, sondern beauftragt eine Firma, die wie eine Netzagentur für das deutsche Gasnetz arbeitet.

Steuergelder müssen natürlich nach gewissen Regeln ausgegeben werden, sonst meckert der Bundesrechnungshof und ob das weitere Folgen hat, entzieht sich meiner Kenntnis. Auf jeden Fall gibt eine schlechte Presse.

Von wem kauft man jetzt das LNG? Von den USA? Wegen Fracking nicht so optimal. Deutsche sind rechtstreu: wir kaufen bei dem billigsten. Wer bietet denn LNG an? Die größten Anbieter sind USA, Qatar und …. Russland. Wenn die Russen jetzt die billigsten sind, hat R. Habeck ein Problem. Irgendein Journalist tanzt sicher aus der Reihe und schreibt dann, dass wir russisches LNG kaufen, um von russischem Pipelinegas unabhängig zu werden. Aber wir sanktionieren Russland doch. Wir kaufen teures russisches LNG, um billiges russisches Pipelinegas zu sanktionieren. Auch nicht unbedingt der Wahlkampfschlager, wenn der Bürger auf seine Gasrechnung schaut.

Keine Ahnung

In der Regionalpresse hieß es, dass die Landesregierung keine Informationen habe über den Füllstand der Erdgasspeicher. Auch die Landesbehörde für Rohstoffe könne keine Auskunft geben. Am nächsten Tag hieß es, dass man inzwischen einige Daten habe, aber noch keine Übersicht.

Die EU hat aber bereits vor einiger Zeit eine Regelung erlassen, dass solche Daten veröffentlicht werden müssen. Daher gibt es eine Webseite, auf der man alle Daten findet:

 Gasspeicher

Wie man so etwas findet? Googlen!

Wo geht das Erdgas hin?

Vor kurzem hörte ich im Internet, dass Deutschland sich durch die Energiewende in die Erdgasabhängigkeit von Russland begeben habe.

Wer verbraucht eigentlich das Erdgas in Deutschland?

Für die Stromversorgung gingen 2020 14% des Erdgases drauf. Dass war aber schon 2010 so.

Der Verbrauch der Industrie ist in den 10 Jahren von 34% auf 36% gestiegen, der der Haushalte von 32% auf 31% gefallen. Gewerbe, Handel und Dienstleistungen verbrauchen konstant 12% und die restlichen 7% bzw. 8% landen in der Fernwärme.

Zwei Drittel verbrauchen die Haushalte und die Industrie. Diese von Erdgas auf eine andere Quelle umzustellen, dauert sehr lange.

Das Boomproblem

Verbrauchsgüter und Investitionsgüter unterscheiden sich unter anderem durch die Lebensdauer der Produkte. Brot ist nach 2 Tagen in der Regel gegessen. S-Bahnwagen halten in Berlin schon mal 80 Jahre und länger. Deshalb ist die Wirtschaft für Verbrauchsgüter einfacher zu handhaben. Für Brot gibt eine kontinuierliche Nachfrage. Bei Investitionsgütern gibt es öfter einen Boom und dann wieder eine Flaute. Die Firmen müssen die Flaute überstehen und möglichst kein geschultes Personal entlassen.

Für die Energiewende sollen jetzt 70 GW Gas oder GuD-Kraftwerke installiert werden. Dazu noch einige Millionen Wärmepumpen und das alles bis 2030.

Niemand stellt und/oder untersucht die Frage, ob die industriellen Kapazitäten dafür ausreichen, vor allem, wenn man das nicht nur in Deutschland, was ziemlich sinnfrei wäre, sondern weltweit machen will.

Wenn man die Kapazitäten gewaltig erhöht, ist dies vielleicht möglich. Nur ab 2030 werden diese Kapazitäten nicht mehr benötigt. Die explodierende Nachfrage und das abzusehende Ende des Booms werden mit großer Wahrscheinlichkeit zu einer Preisexplosion führen.

Im Idealfall wäre die industrielle Produktionskapazität gerade so hoch, dass immer genug Nachfrage nach Ersatz vorhanden ist. Beispiel: Wir installieren jedes Jahr 12 GW Gaskraftwerke in Deutschland. Dann hätten wir 2030 die geforderten 100 GW. Im Jahr 2031 ersetzen wir dann die 8 Jahre alten Anlagen und so weiter. Dummerweise ist die Lebensdauer der Gaskraftwerke viel länger. Bei kontinuierlicher Produktion muss die Produktionsmenge pro Jahr [in %] gerade der reziproke Werte der Lebensdauer sein und die geforderte installierte Menge ist erreicht nach der Lebensdauer. Da Gaskraftwerke bei geringer Auslastung sicher 40 Jahre laufen können, müsste man dann 1,8 GW jedes Jahr installieren und erreicht nach 40 Jahren die geforderten 70 GW. Dann gibt es jedes Jahr 1,8 GW Ersatzbedarf.

Das ist aber keine Lösung.

Da die Energiewende aber markwirtschaftlich gehandhabt wird, muss man die Privatwirtschaft dazu bringen diese gewaltigen Investitionen zu stemmen und das geht wiederum vermutlich nur mit viel Geld, wenn überhaupt.

Die Alternative einer „Kriegswirtschaft“ steht wohl nicht zur Diskussion.

Ja mach Dir einen Plan…

Der Bundeswirtschaftsminister hat seine Pläne für den Ausbau der erneuerbaren Energien bekanntgegeben. Ich rechne solche Pläne gerne selbst auf Plausibilität durch.

Ich nehme die Zahlen aus dem Jahr 2020 und extrapoliere auf das Jahr 2030 nach den Vorgaben des Ministers.

Bei den Biomasse- und Hydrokraftwerken wird sich nicht viel ändern. Also nehme ich die Zahlen von 2020 (Biomasse 40 TWh, Hydro 26 TWh) auch für das Jahr 2030.

54,1 GW Solaranlagen haben 2020 46 TWh erzeugt. Sie soll auf 200 GW ausgebaut werden. Also nehmen wir für 2030 200/54,1×46 = 170 TWh.

54,8 GW Onshore-WKA haben 103 TWh erzeugt. Sie sollen auf 100 GW ausgebaut werden.

Für 2030 erhalten wir damit 188 TWh.

7,74 GW Offshore-WKA haben 26 TWh gebracht. Der Ausbau auf 30 GW bringt uns rechnerisch 105 GW.

In der Summe erhalten wir 2030 (40 + 26 + 170 + 188 + 105) = 529 TWh.

Wie viel 80% der Stromerzeugung sind, hängt natürlich davon ab, wie viel 100% sind. Das Ministerium gibt eine Bandbreite an und errechnet daraus eine Zielkorridor von 544 – 600 TWh.

Dieser wird aber nach meiner Rechnung nicht erreicht.

Meine Rechnung setzt voraus, dass der erzeugte Strom sofort verbraucht werden kann. Dies ist bei den großen Erzeugungsleistungen aber nicht der Fall. Dafür sind 10 GW Elektrolyseure vorgesehen. Bei der Speicherung und Umwandlung in Strom treten jedoch Verluste auf, die die 529 TWh weiter reduzieren.

10 GW Elektrolyseleistung reicht aber nicht immer aus, um den überflüssigen Strom aufzunehmen. Es wird auch Strom abgeregelt werden müssen. Damit werden die 529 TWh noch weiter reduziert.

Mit diesem Plan erwarte ich, dass 80% Strom aus EE nicht erreicht werden.

Merit-Order, uniform pricing und pay as bid

Auf einer Webseite der Stadtwerke Flensburg wird der Merit-Order-Effekt gut beschrieben.

Zitat:

Um eine dauerhafte und sichere Energieversorgung von Unternehmen und Haushalten zu gewährleisten, wird Strom in Deutschland durch produzierende Kraftwerke bereitgestellt. Welches Kraftwerk dabei als erstes seinen Strom ins Netz einspeisen darf, legt die sogenannte Einsatzreihenfolge fest.

Diese wird an der Strombörse durch den Preis bestimmt, den die einzelnen Kraftwerksbetreiber für ihre Stromerzeugung verlangen. Um eine wirtschaftlich optimale Stromversorgung darzustellen, beginnt die Einsatzreihenfolge mit dem Kraftwerk, das den niedrigsten Preis bietet. Danach werden in aufsteigender Reihenfolge so viele Stromerzeugungsanlagen ausgewählt, bis der Strombedarf komplett gedeckt ist. Den Strompreis bestimmt letztendlich das letzte bzw. teuerste Kraftwerk in der Einsatzreihenfolge, das für die Stromversorgung benötigt wird. Diesen sogenannten „Market-Clearing-Price“ erhalten dann alle Kraftwerke, die an der Strombereitstellung beteiligt sind. Der Strompreis wird dabei an der Strombörse für jede einzelne Stunde des Folgetages (Day-Ahead-Markt) bestimmt. Diese preisorientierte Einsatzreihenfolge wird als „Merit-Order“ bezeichnet.

Zitatende

Dass alle Anbieter den gleichen Preis erhalten, nennt man auch „uniform pricing“. Für jemanden, der ein Kraftwerk betreibt das niedrige Kosten hat, ist dies eine gute Lösung, weil er etwas verdient. Wer jedoch nur Kraftwerke besitzt, die als letzte den Zuschlag erhalten, wird kaum auf seine Vollkosten kommen. In der Regel haben große Anbieter nicht nur einen Typ von Kraftwerken.

Der Preis schwankt über den Tag je nach Nachfrage. Wie stark die Preise schwanken, hängt vom Unterschied zwischen den Preisangeboten ab. Bisher waren die Unterschiede nicht so riesig. Wenn jedoch die teuersten Kraftwerke (heute sind das Gaskraftwerke) einen sehr hohen Preis haben, können sehr starke Preise entstehen.

Wenn Gaskraftwerke immer zum Zuge kommen und einen Strompreis haben, der ein Mehrfaches der anderen Kraftwerke beträgt, für dies zu einem sehr hohen Strompreis, obwohl nur wenige Kraftwerke den Strom zu diesem hohen Preis angeboten haben. Die billigeren Kraftwerke verdienen sich dumm und dämlich und der Verbraucher muss diese hohen Gewinne bezahlen.

Es gibt auch keine andere Möglichkeit. Jeder Anbieter bekommt den Preis, den er geboten hat. Man nennt dies „pay as bid“. Bei den Auktionen für Solar- und Windanlagen wurden beide Varianten ausprobiert.

Wenn der Strommarkt auf „pay as bid“ umschalten würde, vermute ich, dass der Strompreis stark sinkt.

Gaspreis explodiert-Ökostromanbieter pleite

Wie bitte? Ökostrom wird doch nicht mit Gas gemacht und Sonne und Wind können den Preis nicht erhöhen.

Ökostromanbieter sind häufig billiger als andere Anbieter und sie liefern zu 100% Ökostrom. Das hier liefern nicht den physikalischen Prozess meint, sollte klar sein.

Ich hatte bereits 2017 festgestellt, dass die Ökostromanbieter keinen Solarstrom in ihrem Portfolio haben. Zumeist kaufen sie Wasserkraftstrom ein. Daher war meine Idee, dass sie langfristige Lieferverträge mit Wasserkraftwerken abschließen. Wasserkraft hat den Vorteil, dass sie praktisch wetterunabhängig ist.

Jetzt explodieren die Preise am Spotmarkt, d.h. an der Börse und einige Ökostromanbieter melden Insolvenz an. Die Begründung sind die hohen Preise am Spotmarkt.

Wenn sie aber 100% Wasserkraft direkt beim Erzeuger einkaufen, wieso sind die Preise am Spotmarkt jetzt ein Problem?

Das Geschäftsmodell ist wohl ein ganz anderes.

Die größeren Versorger kaufen den Strom (zu mindestens einen großen Teil) direkt beim Erzeuger mit langfristigen Verträgen. Wenn ich den Strom lange im Voraus zu einem garantierten Preis kaufe, muss ich in der Regel einen Aufschlag bezahlen. Daher sind die Versorger etwas teurer.

Wenn mein Geschäftsmodell jedoch darauf beruht, dass ich kurzfristig an der Börse einkaufe, kann ich billiger sein, wenn der Preis an der Börse im Durchschnitt niedriger ist als der Preis für langfristige Verträge. Das war wohl bisher der Fall.

An der Börse kann man aber nur «grauen»Strom kaufen. Dieses Problem kann man lösen, indem man Zertifikate kauft. Deren Preise sind extrem niedrig.

Jetzt explodieren aber plötzlich die kurzfristigen Preise. Die Ökostromanbieter müssen liefern und haben keine andere Chance als am Spotmarkt einzukaufen. Da die Preise derzeit extrem hoch sind, halten es die Ökostromanbieter mit diesem Geschäftsmodell nicht lange durch.

Gasexplosion

Die Strompreise an der Leipziger Börse (und im Rest von Europa) «explodieren» seit Anfang September 2021. Lag der Preis für eine MWh in der Regel bei 50 Euro, so liegt er jetzt bei 150 Euro. Wie lässt sich das erklären?

Der Preis, der für alle gilt, wird festgelegt durch den Preis des letzten Kraftwerks, das noch einen Zuschlag bekommen hat. Wenn nicht gerade sehr große Einspeisungen durch Wind und Sonne da sind, sind dies Kraftwerke, die mit Gas gefeuert werden.

Die Grenzkosten eines gasgefeuerten Kraftwerkes lassen sich leicht abschätzen. Als erstes sind da die Brennstoffkosten. In den letzten Jahren war der Gaspreis bei ca. 20 Euro / MWh; jetzt liegt er bei 80 Euro / MWh. Da ein Gaskraftwerk höchstens 60% der Energie des Gases (gemessen in MWh) in Strom (gemessen auch in MWh) umwandeln kann, beträgt der Brennstoffanteil bei den Stromkosten 80 / 0.60 = 133 Euro / MWh.

Dazu kommen noch die Kosten für die CO2-Zertifikate. Ein Zertifikat für eine Tonne CO2 kostet zurzeit ca. 60 Euro. Eine Tonne CO2 entspricht 2,5 MWh Strom. Also erhöht das Zertifikat die Kosten pro MWh um 60 / 2,5 = 24 Euro / MWh.

Damit ergeben sich in Summe Stromgestehungskosten von 157 Euro / MWh. Dies ist durchaus ein Preis, der an der Börse erreicht wird.

Alle anderen Kraftwerke haben niedrigere Kosten und erzielen Gewinne. Bisher war der Abstand vom Gaskraftwerk zu den anderen nicht so groß. Jetzt hat er sich aber stark vergrößert.

Ein Kernkraftwerk hat Grenzkosten in der Höhe von 20 bis 40 Euro / MWh. Aber auch sie bekommen für ihren Strom an der Börse die 157 Euro und verdienen nochmal viel Geld.

Jetzt wird aber nicht jeder Strom an der Börse gehandelt. Die Versorger decken sich zum Teil für Jahre im Voraus durch langfristige Verträge ein. Etwa 50% des Stroms geht über die Börse.

Kritisch wird es für kleine Stromhändler, die keine langfristigen Verträge haben und davon ausgegangen sind, dass sie kurzfristig billiger einkaufen können. Die Rechnung ging bei einem englischen Händler nicht auf und er stellte die Lieferung ein.