Deutschland zahlt weltweit den höchsten Strompreis für Haushaltskunden. Das geht aus einem Bericht der Internationalen Energieagentur (IEA) hervor, der Anfang des Jahres veröffentlicht wurde. Für Elektromobilität, Wärmepumpen und Heimspeicher ist diese Ausgangslage keine Randnotiz, denn genau von diesem Preis hängt ab, wie wirtschaftlich sich Elektrifizierung im Alltag rechnet.
In einer aktuellen Folge des Podcasts „Geladen“ ordnen der Energieökonom Prof. Lion Hirth (Hertie School Berlin, Gründer und Direktor des Beratungsunternehmens Neon) und der Unternehmer Dirk Specht die Ursachen ein, und die liegen nach ihrer Analyse kaum bei den erneuerbaren Energien selbst.
Woraus sich der Preis zusammensetzt
Die Stromrechnung privater Haushalte besteht laut Hirth aus drei Blöcken. Der erste ist der reine Energiepreis, der sich an der Strombörse bildet. Der zweite umfasst die Netzentgelte, also die Gebühren der mehr als 800 regionalen Netzbetreiber in Deutschland, die von der Bundesnetzagentur reguliert werden. Der dritte Block bündelt Steuern, Abgaben und Umlagen, die politisch festgelegt sind.
Wind- und Solarenergie zählen laut Hirth zu den günstigsten Erzeugungsformen überhaupt, mit Stromvollkosten zwischen 3,5 und 6 Cent pro Kilowattstunde bei großen Wind- und Solarparks auf freier Fläche. Teurer wird es bei Biogas, Offshore-Windenergie mit ihren aufwendigen Anbindungsleitungen und kleinen Dachanlagen, bei denen Handwerkerkosten stark ins Gewicht fallen.
Nach Einschätzung von Specht wird in der öffentlichen Debatte zu wenig über die eigentlichen Kostenblöcke gesprochen. Er verweist auf eine Analyse des Bundesrechnungshofs und benennt drei zentrale Faktoren: Kapitalkosten beziehungsweise Zinsen, ineffiziente Marktstrukturen und Bürokratie sowie eine zu teure und zu langsame Netzinfrastruktur. Bei Windenergieanlagen entfallen laut Specht nur rund 30 Prozent der Kosten auf die eigentliche Technik. Die restlichen 70 Prozent verteilen sich auf Finanzierung, Genehmigungsverfahren und Flächenkosten. Genehmigungszeiten von im Schnitt sechs Jahren, an denen zahlreiche Behörden beteiligt sind, treiben die Kosten laut Specht ebenso in die Höhe wie ein zunehmend enger Flächenmarkt, in dem allein die Fläche inzwischen bis zu 20 Prozent der Gesamtkosten neuer Anlagen ausmachen kann.
Hinzu kommen Finanzierungskosten von teils über sechs Prozent, weil kleine und mittelständische Projektentwickler bankenregulatorisch ähnlich behandelt werden wie andere mittelständische Betriebe. Zum Vergleich nennt Specht China, wo staatliche Garantien die Kreditkosten auf etwa 1 bis 1,5 Prozent drücken, sowie die USA, wo bonitätsstarke Großkonzerne günstig am Kapitalmarkt agieren.
Das Merit-Order-Prinzip und die Frage der Übergewinne
Der Strombörsenpreis entsteht laut Hirth nach dem sogenannten Merit-Order-Prinzip: Das jeweils teuerste noch benötigte Kraftwerk bestimmt den Preis für den gesamten Markt, vergleichbar mit einem Weizenmarkt, auf dem sich der Preis am teuersten noch notwendigen Anbieter orientiert, um die gesamte Nachfrage zu decken. Windkraftanlagen würden dabei entgegen einer verbreiteten Annahme kaum Übergewinne erzielen.
Hirth betont, dass in den Merit-Order-Erzeugungskosten lediglich Betriebskosten wie Brennstoff und CO2-Zertifikate einfließen, nicht aber die ursprünglichen Investitionskosten. Ohne staatliche Förderung über das Erneuerbare-Energien-Gesetz wären nach seiner Einschätzung praktisch alle deutschen Windparks unrentabel geblieben. Die Erlöse an der Börse würden schlicht nicht reichen, um die Anschaffungskosten der Anlagen über die Laufzeit zu refinanzieren.
Eine Reform des Merit-Order-Systems stand zuletzt erneut auf der Agenda der Europäischen Union, vorangetrieben vor allem von Österreich und Italien. Die Diskussion sei nach Einschätzung von Hirth allerdings ohne konkretes Ergebnis wieder abgeklungen. Beide Gesprächspartner sehen zentralen Reformbedarf bei der Digitalisierung der Verbrauchsmessung, etwa über Smart-Meter, sowie bei der Flexibilisierung von Nachfrage und Erzeugung.
Speziell kleine Photovoltaikanlagen mit fester Einspeisevergütung reagieren laut Hirth nicht auf den Börsenpreis und tragen so zu negativen Preisen bei Überangebot bei, während gleichzeitig Preisspitzen von zuletzt über 700 Euro pro Megawattstunde auf fehlende Kraftwerks- und Speicherreserven an Sommerabenden hindeuten. Für die kommenden Jahre erwartet Hirth eher steigende als fallende Strompreise, unter anderem wegen zusätzlicher Netzkosten und neuer Förderinstrumente für Gaskraftwerke. Ein langfristiges Preisniveau von etwa 30 Cent pro Kilowattstunde hält er für ein realistisches Ziel, sofern die notwendigen Reformen konsequent angegangen werden.
Für Privathaushalte mit Elektroauto, Wärmepumpe oder Heimspeicher bleibt laut beiden Experten der wirksamste Hebel die intelligente Steuerung des eigenen Verbrauchs. Wer Ladevorgänge und Speicherbeladung an Zeiten mit hohem Angebot und niedrigen oder negativen Börsenpreisen ausrichtet, senkt nicht nur die eigene Stromrechnung, sondern entlastet laut Hirth auch das Gesamtsystem, weil überschüssiger Erzeugungsstrom sonst abgeregelt werden müsste.
Quelle: Geladen: Der Batteriepodcast zur Energiewende – Wind und Solar sind billig – warum zahlen wir so viel für Strom? Lion Hirth & Dirk Specht
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