Erneuerbare Energien: Was die Gesetzesreform für Wind- und Solarstrom bedeutet
Oldenburg. Es ist nicht lange her, da kam kaum ein Gespräch über die Energiewende ohne das Wort „Dunkelflaute“ aus – jene bevorzugt an trüben Wintertagen auftretende Wetterkonstellation, wenn sich die Sonne hinter Wolken versteckt und sich kein Lüftchen regt. Solar- und Windparks liefern in solchen Phasen nur wenig Strom bei gleichbleibendem Verbrauch im Land. Und so tun die Preise an der Strombörse das, was das Gesetz von Angebot und Nachfrage von ihnen erwartet: Sie klettern – teils in absurde Höhen. Gut für die Stromerzeuger, die hohe Gewinne einfahren, schlecht für Verbraucher und die Industrie, deren Kosten schlagartig steigen.
Wie schnell die Zeiten sich ändern. Denn aktuell wird vor allem über das Gegenteil der Dunkelflaute diskutiert, in der Energieszene etwas ungelenk als „Hellbrise“ bezeichnet: Die Sonne lacht, der Wind weht, und erneuerbare Energien fluten die Netze mit viel mehr Strom, als gebraucht wird.
Auch das führt zu absurden Preisausschlägen – nur in die andere Richtung. Seit Jahresbeginn war der Strompreis an der Börse insgesamt 248 Stunden negativ. Gut für Verbraucher mit dynamischen Tarifen sowie für die Industrie, die sogar Geld dafür bekommen, Strom abzunehmen. Schlecht für Anlagenbetreiber, die draufzahlen müssen, um ihren überschüssigen Strom loszuwerden.
Für Preisschwankungen am Strommarkt gibt es viele mögliche Ursachen, die Gaspreise spielen hinein, Kraftwerksausfälle, womöglich auch Preistreiberei durch das Zurückhalten von Kraftwerkskapazitäten. Nicht zuletzt aber sind sie ein Ausdruck des Booms der erneuerbaren Energien. Vor allem die Solarenergie wächst rasant, auch die Windkraft kommt durch die Reformen der Ampelregierung in Schwung. Doch damit steigt zugleich der Einfluss des Wetters auf den Strompreis. Mal schlägt er in die eine Richtung aus, mal in die andere.
Für Unternehmen, die sich nichts mehr wünschen als kalkulierbare Preise, ist das ein Graus. Die Schwankungen belasten aber auch die Ökostrombranche selbst: „Zum einen sinkt der Marktwert des Stroms, wenn es immer öfter zu einem Überangebot kommt. Das ist für Photovoltaik bereits deutlich zu beobachten“, sagt Corinna Klessmann , Direktorin des Beratungsunternehmens Guidehouse. „Zum anderen ist eine Diskussion entstanden, ob der Gesetzgeber das Ausbautempo der Erneuerbaren drosseln und die staatliche Förderung für die Anlagenbetreiber umgestalten sollte.“
Zugespitzt heißt das: Die Energiewende könnte ausgebremst werden, weil sie so erfolgreich ist.
Schon die rot-grüne Minderheitsregierung hatte gemeinsam mit der Union mit dem „Solarspitzengesetz“ die Förderung für erneuerbare Energien gekappt: Seit dem 25. Februar erhalten Betreiber neuer Solaranlagen bei negativen Strompreisen keine Einspeisevergütung mehr. Das soll einerseits den Bundeshaushalt entlasten, andererseits auch die Stromnetze, weil es Anlagenbetreibern den ökonomischen Anreiz nimmt, bei negativen Preisen weiter zusätzliche Mengen einzuspeisen.
Der Staat deckelt die Erträge
Außerdem werden sogenannte Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) verpflichtend, wonach die Betreiber von Wind- und Solarparks einen Teil ihrer Einnahmen an den Staat abführen müssen. Steigt der Strompreis pro Kilowattstunde an der Börse über den Wert, der den Betreibern beim Zuschlag für das Projekt garantiert wurde, fließt die zusätzliche Marge nicht mehr auf sein Konto, sondern in die Staatskasse. Mit der Deckelung will die EU die Verbraucher vor zu starken Preisausschlägen schützen.
Für die Ökostromerzeuger verändert dies die Parameter ihres Geschäftsmodells. „Bislang bietet kaum ein Land der Welt stabilere Standards für die Finanzierung erneuerbarer Energien als Deutschland“, sagt Heiko Ludwig, Global Head im Bereich Structured Finance bei der Nord/LB in London. Sowohl auf Betreiberseite als auch unter den finanzierenden Banken gibt es vielfältige Akteure, vom Bürgerwindrad bis zum Großwindpark, von der Sparkasse bis zum internationalen Wagnisfinanzierer. Die Risiken sind dank des EEG kalkulierbar, die Finanzierungsprozesse eingespielt.
Je weiter eine Reform das Risiko auf die Betreiberseite verschiebe, desto höher werde der Strukturierungsaufwand einer Finanzierung, sagt Ludwig. Ohne Sonderregeln für kleine Akteure könne das bedeuten, dass sich der deutsche Markt dem internationalen angleiche, auf dem meist große Spieler dominierten. Richtig eingesetzt seien CfD allerdings ein Instrument, das auch künftig stabile Cashflows garantieren könne. Wichtig sei ein fließender Übergang vom alten System ins neue – ein harter Bruch könnte den Ausbau ausbremsen. Das sei auch deshalb gefährlich, weil der Strombedarf stark wachse, befeuert unter anderem durch Künstliche Intelligenz und Cloud-Computing.
Dass der Gesetzgeber überhaupt eine Reform anstößt, ist für Ludwig nachvollziehbar. In der Vergangenheit habe die Förderung vor allem darauf abgezielt, das Angebot zu erhöhen. Künftig müsse es zugleich darum gehen, Angebot, Nachfrage und Stromtransport besser aufeinander abzustimmen.
Der US-Markt als Vorbild
Ein Vorbild dafür sieht er in den USA. Dort werde kaum ein Wind- oder Solarpark ohne Batteriespeicher gebaut. „Das hilft, Überschüsse kurzfristig abzupuffern, und stärkt die Einnahmeseite, weil es erlaubt, den Strom später zu besseren Preisen zu verkaufen.“
Guidehouse-Expertin Klessmann sieht noch einen weiteren Weg, ein mögliches Überangebot aufzufangen und negative Preise zu vermeiden: die Flexibilisierung der Nachfrage. „Verbraucher und die Industrie sollten über intelligente Stromzähler, dynamische Tarife und flexible Netzentgelte einen Anreiz erhalten, Strom bevorzugt dann zu verbrauchen, wenn er im Überschuss vorhanden und damit günstig ist.“ Das sei der bessere Weg, den Strommarkt zum Ausgleich zu bringen, als den Ausbau der erneuerbaren Energien zu drosseln.