Industriestrompreis 2015

Preis für Industriestrom 2015

2014: 0. 0664 ? / kWh - 2015: 0. 0637 ? / kWh (mittlere Industrie).

Branchenprozesse, die kurzfristig abgeschaltet oder gedrosselt werden. Der Strompreis könnte im Jahr 2015 sinken. Die Highlights aus dem Arbeitsprogramm 2015 - 2016 zeigen, wie sich die Entlastung auf die Strompreise in der Industrie auswirken wird.

Niedriger RE-Strompreis für industrielle Kunden in Island

Für 4,3 Dollar-Cent pro kWh stellt Islands nationales Elektrizitätsunternehmen Landsvirkjum Industriekunden Elektrizität aus seinen Wasserkraft- und Geothermiekraftwerken zur Verfügung. Island ist mit 4,3 Eurocent (3,25 Eurocent) der billigste Provider in Europa. "Dies sind die niedrigsten europäischen Tarife in puncto Tarif, Vertragsdauer und die Möglichkeit, dass wir 100-prozentige umweltfreundliche und regenerative Energie anbieten", sagte Magnus Bjarnason, Vice President of Marketing and Business Development.

Niedrige Strompreise: Die Möglichkeit einer Energierückgewinnung?

Die Stromabnehmer am Grosshandelsmarkt waren am Sonntagabend, also am Freitag, den 11. Juni 2015, erfreut: Von 1.00 bis 16.00 Uhr erhielten sie nicht nur kostenlos Elektrizität, sondern auch zusammen 4 MIO. EUR, da die Elektrizitätspreise in der Auktion des Vortages an der European Power Exchange (EPEX Spot) in dieser Zeit negativ waren.

Die für diesen Zeitraum in der Auktion des Vortages gehandelten rund 500 GWh Elektrizität kosten im Durchschnitt minus EUR 7,73 pro MWh. Mit dem negativen Zeichen wird somit die gewohnte Zahlrichtung umgekehrt, die vom Kaufinteressenten auf den Anbieter zeigt: Die Verkäuferin stellt Elektrizität und Geldmittel zur Verfügung. Die negativen Preisverhältnisse resultieren aus einem Übervolumen, das vom Gesamtmarkt nicht absorbiert werden kann.

Da das Elektrizitätsnetz keinen Elektrizitätsspeicher aufnehmen kann und es keine wirtschaftlichen Speicherungsmöglichkeiten für Elektrizität gibt, müssen Angebot und Nachfrage von Elektrizität jederzeit koordiniert werden. Die in der öffentlichen Wahrnehmung negativen Energiepreise werden daher oft auf eine übermäßige Erzeugung aus regenerativen Energiequellen zuruckgeführt. Wäre diese Feststellung richtig, müßten regenerative Kraftwerke über den gleichzeitigen Bedarf an Elektrizität hinaus Elektrizität produzieren.

Im Jahr 2014 betrug der Höchstanteil der regenerativen Stromproduktion am Stundenstromverbrauch 80-prozentig. Damit wurden in diesem Zeitraum noch 20 Prozentpunkte des Strombedarfs durch konventionelle Kraftwerke abgedeckt. Auch diese Erklärung gilt nicht bis zum 11. April 2015. Photovoltaik (PV) und Windkraftanlagen haben in der Hochsaison am 11. Juni 2015 22 bzw. 19 GW Elektrizität erzeugt, was als gute, aber nicht zu hohe Einspeisung aus schwankenden regenerativen Energieträgern bezeichnet werden kann.

Das bedeutet, dass rund 46% des Stroms aus kontrollierbaren Anlagen stammten. Erst gegen Mitte/Ende der 20er Jahre weisen die Prognoseszenarien des Strommarktmodells Power2Sim reale Übererträge aus regenerativen Energien aus, die durch den Stromexport nicht mehr kompensiert werden können. Aus ökonomischer Sicht ist es daher zweckmäßiger, diesen Elektrizität zu verwenden und statt dessen regelbare Kraftwerke abzuschalten, die regenerative oder fossile Brennstoffe verwenden und damit Grenzkosten verursachen.

Die Stromkonsumenten sind zwar zufrieden, aber die sinkenden Strompreise sind für die Produzenten extreme Preise, da sie mit ihrer Stromerzeugung tatsächlich Einnahmen generieren und nicht für die "Entsorgung" ihres Stromes aufkommen wollen. Dies wirft die Fragestellung auf, warum selbst bei negativem Strompreis kontrollierbare Anlagen Elektrizität erzeugen und nicht stillgelegt wurden. Wir haben die Gründe in der Untersuchung "Negative Elektrizitätspreise - Gründe und Auswirkungen" aufbereitet.

Zusammenfassend lässt sich die Ursache in der Regel in drei Schritten zusammenfassen: Zum einen hatten die Anlagen für den Berichtszeitraum eine Erzeugungspflicht, z.B. wegen der Lieferung von Normstrom oder wegen der Wärmeentwicklung in Blockheizkraftwerken. So sind sie nicht an das Stromnetz angeschlossen, weil ihr Elektrizität gebraucht wird, aber aus einem anderen Grunde.

Es war für die Kernkraftwerke vorteilhafter, diese 15 Betriebsstunden zu einem durchschnittlich leicht negativem Tarif zu betreiben, als die höheren An- und Abfahrkosten und den damit einhergehenden Verschleiss zu akzeptieren. Die Kernkraftwerke haben von einer weiteren kurzfristigen Verbesserung auf dem Elektrizitätsmarkt (Spotmarkt) abgesehen, z.B. weil sie ihren Elektrizitätsbedarf im Voraus abgesetzt haben (Terminmarkt) oder weil sie betriebswirtschaftlich nicht auf kurzzeitige Preissignale anspricht.

Sie hätten durch die Abschaltung oder Abschaltung ihres Kraftwerks und die günstigere Beschaffung des Stroms, für den sie bisher eine Versorgungsverpflichtung übernommen hatten, auf dem Kassamarkt mehr Umsatz generieren können. Die Produzenten sind dann, im Gegensatz zu anderen Produzenten, an sehr günstigen Strompreisen daran interessiert, ihre Einnahmen zu erhöhen. Wenn sie also durch eine Zeit der negativen Elektrizitätspreise gehen, haben sie Profite verloren.

Allerdings wird sich das bisher am Futuresmarkt gesicherte Resultat nicht verschlechtern. Wirtschaftliche Vernunft kann daher dazu beitragen, dass Kohlekraftwerke in wirtschaftlich schwierigen Phasen der Strompreisgestaltung Elektrizität erzeugen. Auswertungen von Negativpreisen für Elektrizität in der vergangenen Zeit deuten hier auf eine Veränderung hin. Bislang sind bereits viele Arbeitsstunden mit negativem Strompreis aufgetreten (siehe Grafik 1).

Für das laufende Jahr 2015 sind es bisher 81 Std. (Stand: 14. Juni 2015). Das Tiefstpreisniveau reduzierte sich am 11. Mai 2015 auf -79,94 EUR/MWh in der Zeit von 14 auf 15h. Die durchschnittlichen 81 Negativstrompreise im Jahr 2015 liegen bei -10,38 E/MWh.

Die negativen Elektrizitätspreise an der EEX/EPEX-Börse sind seit der Einführung der negativen Elektrizitätspreise am I. Sept. 2008 deutlich niedriger ausgefallen. Der erste " Wake-up Call " der Energiebranche ist der bisher tiefste Stundenstrompreis in der Spot-Auktion von Minus EUR 500,02 pro MWh am Stichtag des Jahres 2009 von 2.00 Uhr bis 3.00 Uhr. Infolge dieses Geschehens gehen vor allem Kraftwerkbetreiber von der Verkäufer- auf die Abnehmerseite über: Liegt der Stromverbrauch unter den Gestehungskosten, schaltet der Kraftwerkbetreiber seine Anlagen herunter oder ganz ab und bezieht den Elektrizitätsbedarf, mit dem er seine bisher eingegangen Versorgungsverpflichtungen erfüllt, kostengünstiger über die Mitnahmestelle.

Gerade für Windkraftanlagen in dieser Form der Vermarktung ist es mit steigender Fernkontrollierbarkeit sinnvoll, die Turbinen zu äußerst niedrigen Kosten auszuschalten und keinen Elektrizität zu produzieren.

Sofern der Ertrag aus der Vermarktungsprämie zur Deckung der Stromerzeugungskosten zu sinkenden Strompreisen ausreichend ist, rechnet sich die Stromproduktion. Seither erfolgte diese "freiwillige" Stilllegung von regenerativen Windkraftanlagen in ausreichenden Mengen in einem Strom-Preisintervall zwischen 0 und etwa minus 100 EUR/MWh, so dass die nominalen Stromkosten dadurch praktisch nach unten limitiert sind und erst in extremen Situationen negativere Erlöse in Zukunft zu erwarten sind.

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