Wenn Bundestrainer Jogi Löw im Danziger Mannschaftsquartier vor die Presse tritt, sind Dutzende Scheinwerfer und Kameras auf ihn gerichtet. 300.000 Kilowattstunden Strom wird das Pressezelt des Deutschen Fußball-Bunds während der drei Wochen Europameisterschaft schlucken – so viel wie 100 Haushalte in einem Jahr. Kleiner Trost für Umweltbewegte: Windparks einer polnischen RWE-Tochter liefern dem DFB politisch korrekten Ökostrom. Stehen die Windräder an der Ostsee jedoch still, muss RWE auch in Polen andere Quellen anzapfen – oder Strom an der Börse nachkaufen.
Das passiert täglich und überall. Stromhandel ist ein Multimilliardengeschäft: In Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Spanien, den Niederlanden und Skandinavien werden jährlich etwa 480 Milliarden Euro im professionellen Stromhandel umgesetzt.
Preisbarometer für den gesamten Markt
Zwar laufen nur 18 Prozent davon über Börsen, doch an der Strombörse EEX in Leipzig, bei ihrer Tochter EPEX in Paris oder an der skandinavischen Nord Pool werden die Preise ermittelt, zu denen die Stromhändler ihre oft grenzüberschreitenden Deals machen. Der Börsenpreis gilt als Preisbarometer für den gesamten Markt.
Für dieses Barometer brechen nach dem von der Bundesregierung forcierten Atomausstieg völlig neue Zeiten an. „Mit der deutschen Energiewende ist der Stromhandel unberechenbarer geworden“, bilanziert Edgar Lange, Leiter Energievertrieb und Risikomanagement der Investmentbank JP Morgan in London. Grund dafür sei der steigende Anteil an erneuerbaren Energien am Strom-Mix. Derzeit sind es in Deutschland 20 Prozent. Weil der Wind nicht immer gleich weht und die Sonne nicht immer scheint, schwanken Stromangebot und -preis.
Extreme Preisschwankungen
Wird viel Wind- und Sonnenstrom ins Netz gespeist wird, geht der Börsenpreis in die Knie. Am sonnigen Pfingstwochenende vom 26. bis 28. Mai etwa kostete Strom, der am selben Tag geliefert werden musste, an der Pariser EPEX zeitweise nur noch 0,1 Cent je Kilowattstunde. Die deutschen Solarparks stellten über Pfingsten 20.000 Megawatt bereit, so viel wie 20 Atommeiler. Zum Vergleich: Am 16. Juni, einem Samstag mit durchwachsenem Wetter, lag der niedrigste Preis bei 1,2 Cent je Kilowattstunde – zwölf Mal so hoch. Wenn besonders viel Wind- und Sonnenstrom auf schwache Nachfrage trifft, können die Preise an der EEX dann sogar ins Minus stürzen. Netzbetreiber geben den Strom gratis ab und zahlen sogar noch etwas drauf.
Stromanalyst Tobias Federico von Energy Brainpool in Berlin erwartet, dass sich wegen der Energiewende solche Extreme häufen werden. Sein Rechenmodell signalisiert für den Sommer einen Börsenpreis nahe null und für den kommenden Winter in einzelnen Stunden bis zu 20 Cent je Kilowattstunde. „Bis 2030 sind sogar Preisspitzen bis zu einem Euro je Kilowattstunde denkbar“, sagt Federico.
Bild: dpaFinger weg von Kraftwerksstilllegungen!
Die Warnung der Bundesnetzagentur ist eindeutig: „Stilllegungen weiterer konventioneller Kraftwerke ist derzeit in Deutschland nicht vertretbar.“ Bundestag und Bundesregierung müssten entsprechende Vorschriften verabschieden, um Kraftwerksstilllegungen im Bereich der konventionellen Erzeugung zu unterbinden.
Bild: dpaVorsicht vor zu viel Windstrom!
Um das Übertragungsnetz vor Überlastungen zu schützen, müssen die Netzbetreiber klarer als bisher Strom von Windkraftanlagen ablehnen und diese vom Netz nehmen dürfen.
Bild: dpaOhne Österreich geht nichts
Im vergangenen Winter mussten mehrfach österreichische Kraftwerke gezielt einspringen, um Lücken bei der Versorgung mit Strom zu sorgen, der für die Regelung im Netz benötigt wird. Diese Rerservekraftwerke, so die Bundesnetzagentur, „werden in etwa gleicher Größenordnung auch im folgenden Winter benötigt“.
Bild: APRiesenstress im Netz
Die Einspeisung und der Transport von immer mehr Windstrom von Nord- nach Süddeutschland zwang die Netzbetreiber zu gigantisch mehr Stromzuführungen und Abschaltungen als im Vorjahr. Im Netz im bayrischen Kriegenbrunn musste der Netzbetreiber Tennet mit 300-mal so viel Strom wie im Vorjahr gegensteuern, an der polnischen Grenze bei Vierraden musste der Netzbetreiber 50 Hertz mit fast 180-mal und im niedersächsischen Conneforde Tennet mit fast 100-mal so viel Strom eingreifen. Mussten die Netzbetreiber im Winter 2010/11 nur 39-mal die Einspeisung von Strom drosseln, war dies jetzt in 197 Fällen notwendig.
Bild: dpaUnkontrollierter Ausbau der Windkraft
Die Gründe für den Dauerstress im vergangenen Winter, so die Bundesnetzagentur, liegen „im unverminderten Zubau von Windleistung“. Vor allem in Norddeutschland.
Bild: dpaPer saldo bleibt Deutschland Stromexporteur
Trotz der Abschaltung von acht AKW exportierte Deutschland auch diesen Winter mehr Strom als importiert wurde. Der Überschuss der Exporte veränderte sich „nur marginal“, errechnete die Bundesnetzagentur. Ursache dafür war die Inbetriebnahme von Solaranlagen mit einer Leistung von 7.500 Megawatt, fast so viel wie sieben mittelgroße Atomreaktoren, sowie von Windanlagen mit 1.800 Megawatt.
Bild: dpaNiedrigerer Preis am Strommarkt
Der Preis am Spotmarkt, bei dem sich Kunden kurzfristig mit Strom eindecken, lag im vergangen Winter um etwa acht Prozent niedriger als vor einem Jahr. „Mögliche Gründe“, so die Bundesnetzagentur, „könnten in der gestiegenen Einspeisung aus Photovoltaik-Anlagen sowie Windkraftwerken liegen, die sich dämpfend im Preis niederschlägt.“ Immerhin hätten diese Anlagen im vergangenen Winter 38 Prozent mehr Strom eingespeist als vor einem Jahr. Hinzukäme der vergleichsweise milde Winter und ein entsprechend niedrigere Stromnachfrage.
Bild: dapdTraditioneller Kraftwerkspark schrumpft zu schnell
Die neuesten Planungen der Kraftwerksbetreiber laufen darauf hinaus, dass im Laufe des Jahres so viel Anlagen den Betrieb einstellen, dass im kommenden Winter in Deutschland 1000 Megawatt Leistung weniger als noch vor kurzem prognostiziert zur Verfügung stehen, fast so viel wie ein mittleres Kernkraftwerk. Der Abbau konventioneller Kraftwerke insbesondere in Süddeutschland, warnt die Bundesnetzagentur, wirke sich deshalb „negativ auf die Versorgungssicherheit“ aus.
Bild: dpa30 Prozent Reserve, aber zu wenig Steuerungsmasse
Sieht man von Stromimporten und -exporten ab, reichten rund 70 Prozent des herkömmlichen Kraftwerkparks aus, um den Höchstverbrauch in Deutschland, am 16. November 2011 um 17.45 Uhr, zu decken. Hauptproblem war jedoch der Mangel an Strom am 13. Februar, um den Ausgleich im Netz zu gewährleisten. Diese Lücke konnten die Netzbetreiber nur mit Mühe durch Importe im letzten Augenblick schließen.
Bild: dapdBlackout-Gefahr durch Gasmangel
Der durch Lieferprobleme des russischen Gazprom-Konzerns verursachte Gasmangel bei Kraftwerken in Süddeutschland beschwor im Februar eine brenzlige Situation herauf. Laut Netzbetreibern war es nicht möglich, Reserven zu mobilisieren. „Wäre es in dieser Situation zum Ausfall eines größeren Kraftwerks gekommen, hätte kaum noch Handlungsspielraum bestanden“, resümiert die Bundesnetzagentur. Auch aus diesem Grund gebe es einen „dringenden Zubaubedarf“ bei traditionellen Kraftwerken.
Finger weg von Kraftwerksstilllegungen!
Die Warnung der Bundesnetzagentur ist eindeutig: „Stilllegungen weiterer konventioneller Kraftwerke ist derzeit in Deutschland nicht vertretbar.“ Bundestag und Bundesregierung müssten entsprechende Vorschriften verabschieden, um Kraftwerksstilllegungen im Bereich der konventionellen Erzeugung zu unterbinden.
Dass solche Achterbahnfahrten beim Strompreis realistisch sind, zeigt ein Blick auf den Staat New York. Dessen Gouverneur Andrew Cuomo will das Atomkraftwerk Indian Point 3 abschalten. Als Ende Februar der Atommeiler zeitweise vom Netz musste, schnellte an der New Yorker Börse der Strompreis von 3 auf 25 US-Cent je Kilowattstunde hoch. New York fehlt es an Leitungen ins Umland, um Strom zu importieren. Falls nicht ausreichend Ersatz für abgeschaltete Kraftwerke geschaffen wird, drohen Engpässe.
Stärker schwankende Börsenpreise werden für Stromproduzenten und -abnehmer zum Problem. Um Kosten und Erträge zu glätten, müssen sie sich mit Derivaten, Finanzprodukten auf den Strompreis an der Börse, absichern. Ein Energieerzeuger kann zum Beispiel direkt oder über ein Finanzinstrument zu einem Termin in sechs Monaten an der Börse eine fixe Menge Strom zu einem heute schon feststehenden Preis verkaufen. Fällt der Strompreis unter das heutige Niveau, gleicht der Gewinn aus dem Finanzinstrument die Einbußen beim verkauften Strom aus. Die Absicherung gegen schwankende Preise kostet allerdings Geld, das die Stromerzeuger auf ihre Preise draufschlagen werden.
Genaue Wetterprognosen wichtig
Schon jetzt, so Martin Schelker, leitender Stromhändler bei EnBW, sichere sich der Energiekonzern mit Terminkontrakten auf Kohle, Strom und CO2-Verschmutzungsrechte ab. Diese drei Komponenten seien wesentliche Elemente für den Strompreis und die Marge, die EnBW aus der Vermarktung des Kraftwerksparks erziele. Für die kurzfristige Vermarktung sind genaue Wetterprognosen zur Einschätzung der Preisentwicklung zunehmend wichtig. EnBW beschäftige daher Meteorologen in ihrem Analysten-Team.
Auch Vattenfall will in Wetter-Know-how investieren. „Insbesondere Windprognosen sind wegen der Offshore-Anlagen in der Nordsee wichtiger geworden“, sagt Alfred Hoffmann, Leiter Kraftwerkseinsatz und -vermarktung Zentraleuropa bei Vattenfall. Falle viel Wind an, fahre der Stromkonzern seine konventionellen Kraftwerke herunter oder speichere Energie in seinen Pumpspeicherkraftwerken, dafür fließe mehr Ökostrom ins Netz.
In der Strompreis-Falle
Wenn mehr Ökostrom ins Netz kommt, fällt der Börsenpreis für Strom. Private Haushalte profitieren jedoch kaum vom sinkenden Börsenpreis. Denn der Börsenpreis trägt nur etwa ein Drittel zum Strompreis für Haushalte bei. Die Ökostrom-Umlage und die wegen des Netzausbaus steigenden Netzentgelte bleiben beim Börsenpreis außen vor. Sinkt der Börsenpreis, steigt im Gegenzug die Ökostrom-Umlage. Diese Umlage gleicht die Differenz zwischen Börsenpreis und der staatlich garantierten Einspeisevergütung für Wind- oder Solarstrom aus. Stromerzeuger und Industrie reichen die Ökostrom-Umlage voll an ihre Kunden weiter. „Nur wenn wir einen funktionierenden Wettbewerb auf dem Strommarkt hätten, wären die Erzeuger gezwungen, die sinkenden Börsenpreise zulasten ihrer Marge weiterzugeben“, sagt Thomas Pilgram, Geschäftsführer bei Clean Energy Sourcing in Leipzig.
Marktteilnehmer an den Börsen aber profitieren durchaus von den dank Solar- und Windeinspeisung stärker schwankenden Preisen. Je stärker der Strompreis schwankt, desto lukrativer wird die Strombörse für Spekulanten. Wenn nicht nur Angebot und Nachfrage den Preis machen, sondern auch Wind und Sonnenschein, bleibt genügend Raum für riskante Wetten. Bei diesen spekulativen Geschäften mischen vor allem Hedgefonds und Investmentbanken mit.
Bild: dpaStromverbraucher finden bei der Zusammensetzung des Strompreises einen Posten namens EEG-Umlage. Sie ist seit dem Jahr 2000 im Erneuerbare-Energie-Gesetz (EEG) verankert, um Ökoenergien zu fördern.
Bild: dpaDerzeit sind 3,59 Cent je Kilowattstunde zu zahlen. Bei einem Verbrauch von 3500 Kilowattstunden pro Jahr sind das für eine Familie Ökoförderkosten von 125 Euro pro Jahr. Gezahlt wird die Differenz zwischen dem Marktpreis, etwa für eine Kilowattstunde Solarstrom, und dem festen Fördersatz. Ein Beispiel:
Bild: dpaDerzeit bekommt ein Hausbesitzer mit einer Solaranlage auf dem Dach 19,5 Cent pro Kilowattstunde. Wird der Strom an der Strombörse für 7 Cent verkauft, müssen die Verbraucher 12,5 Cent über die EEG-Umlage bezahlen.
Bild: dpaDie Verwalter des Umlage-Kontos, die Übertragungsnetzbetreiber, berechnen angesichts der Anlagenzahl und Erfahrungswerten beim Wetter die möglichen Förderzahlungen und geben immer zum 15. Oktober eine Umlage für das kommende Jahr an. Verrechnen sie sich, wird das mit der nächsten Umlage korrigiert. Für 2013 werden Steigerungen bei der Umlage vorausgesagt.
Bild: dpaDiese wären aber nicht primär dem rasant steigenden Anteil erneuerbarer Energien am Strommix (derzeit 20 Prozent) anzulasten. Industrieunternehmen wurden teilweise von Ökoförderkosten befreit, um sie in Deutschland zu halten. Gleiches gilt für Netznutzungskosten. Lasten werden also auf weniger Schultern verteilt.
Bild: dpaHinzu kommt eine teure Marktprämie für Besitzer von Wind- und Solarparks, die Strom selbst vermarkten. Und die mögliche Steigerung liegt in der Umlageberechnung begründet. Da immer mehr Solarstrom mittags den Börsenstrompreis senkt, wächst die Differenz zum Fördersatz und damit die Kosten für die Bürger. Der Solarstrom wird so also Opfer des eigenen Erfolges.
Stromverbraucher finden bei der Zusammensetzung des Strompreises einen Posten namens EEG-Umlage. Sie ist seit dem Jahr 2000 im Erneuerbare-Energie-Gesetz (EEG) verankert, um Ökoenergien zu fördern.
Die wichtigsten Spieler in diesem Markt sind Goldman Sachs und Morgan Stanley und die britische Barclays Bank. Die EEX gehört zu 56 Prozent der Deutschen Börse, die restlichen Anteile liegen vor allem bei Energieversorgern und Banken. Sie hat bereits auf das verstärkte Interesse der Finanzinvestoren reagiert: Im vergangenen Jahr eröffnete sie ein Büro in London, um näher an ihren Kunden zu sein.
Die EEX registriert nach eigenen Angaben seit der Energiewende mehr Nachfrage nach kürzeren Terminkontrakten für Strom, der in Wochen oder Monaten geliefert wird. Weil Handelsteilnehmern nicht klar sei, welcher Strom-Mix in einigen Jahren auf dem Markt sein werde. Der kurzfristige Handel gewinne an Bedeutung.
Derivate für einzelne Tage
Derzeit prüft die Strombörse, ob sie auch spezielle Derivate (Futures) für einzelne Tage am Terminmarkt anbieten soll. „Es geht dabei nicht um den physischen Handel, sondern diese Futures werden finanziell durch Barausgleich erfüllt“, sagt EEX-Chef Peter Reitz. Bisher bot die EEX am Terminmarkt nur Futures für Stromlieferungen an, die ganze Wochen oder Monate umfassen.
Nicht nur Finanzinvestoren, auch die Händler der Stromerzeuger lassen sich bisweilen auf riskante Geschäfte ein. So stehen Stromhändler unter Verdacht, im Februar einen Beinahe-Blackout in der deutschen Stromversorgung ausgelöst zu haben. Strom, der im Inland gebraucht wurde, floss damals über die Grenze nach Frankreich. Wegen des Kälteeinbruchs hatten die Franzosen ihre Elektroheizungen aufgedreht. In Deutschland mussten die Netzbetreiber die Notreserve für Störfälle anzapfen, also zusätzliche Kraftwerke ans Netz bringen – etwa ein Gaskraftwerk in Wiesbaden und ein Kohlekraftwerk in Mannheim.
Bedarf nach unten gerechnet?
Stromhändler an der Börse, so der Verdacht, hätten den Bedarf ihrer deutschen Stromkunden bewusst nach unten gerechnet, um Kosten zu sparen. Bei korrekter Berechnung hätten sie Strom teuer an der Börse kaufen müssen, um ihre Lieferverpflichtungen gegenüber Kunden zu erfüllen. Stattdessen hätten sie darauf gesetzt, dass die Netzbetreiber die Stromlücke füllen. Viel Luft war nicht mehr: Anfang Februar war die Notreserve zeitweise zu 90 Prozent beansprucht.
„Die bisherigen Untersuchungen haben ergeben, dass es sich für die betroffenen Stromhändler nicht gelohnt hat, auf die Regelenergie zu vertrauen, statt sich an der Strombörse einzudecken“, sagt Jürgen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur. Abschließend geklärt ist der Fall noch nicht.
Bild: dpaWoher kommt in zehn Jahren unser Strom?
Fest steht bisher vor allem, welche Energie im Jahr 2022 nicht mehr zur Verfügung steht: die Atomenergie. Die Meiler werden bis dahin abgeschaltet und danach demontiert. Erneuerbare Energien sollen bis 2022 für mindestens 35 Prozent des Stroms sorgen, der aus unseren Steckdosen kommt: Solarstrom, Windenergie, Biomasse, Geothermie und Wasserkraft müssen dafür ausgebaut werden. Im vergangenen Jahr steuerten sie erst 20 Prozent bei. Damit verändert sich nicht nur die Zusammensetzung des Stroms, sondern auch die Landschaft der Energieerzeuger: In zehn Jahren werden nicht mehr Großkraftwerke die meiste Energie erzeugen, sondern Hunderttausende Landwirte, Gewerbetreibende oder Privatleute – unter anderem mit Windrädern, Solardächern und Keller-Kraftwerken. Komplett grün wird die Energie aber nicht: Ohne Gas und Kohle geht es auch im Jahr 2022 nicht. Sie werden dann 48 Prozent statt heute 58 Prozent des Strombedarfs erzeugen.
Bild: dpaWie viele Milliarden kostet uns die Umstellung auf grünen Strom?
Billig wird der Übergang ins atomfreie Wohlfühlstrom-Zeitalter sicher nicht. Während die Bundesregierung lieber die Chancen als die Kosten der Umstellung benennt und eine Aussage zum Preis der atomfreien Zukunft vermeidet, hat das Handelsblatt nachrechnen lassen: 328 Milliarden Euro muss die Energiewirtschaft investieren, wenn die erneuerbaren Energien bis 2030 für mehr als die Hälfte unseres Stroms sorgen sollen.
Das Marktforschungsunternehmen Trendresearch hat analysiert, wie viele Kraftwerke, Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie, Stromspeicher und Leitungsnetze bis dahin gebaut werden müssen – und anhand der zu erwartenden Marktpreise ermittelt, wie viel das die Strombranche kostet. Allein bis zum Ausstieg aus der Kernenergie 2022 summieren sich diese Investitionen schätzungsweise auf 216 Milliarden Euro.
Bild: dpaWelche Energieversorger profitieren von grünem Strom?
Vor allem die vielen Stadtwerke hoffen darauf, dass sie den großen vier Versorgern Marktanteile abjagen können. Zurzeit liegt ihr Anteil an der Stromerzeugung bei etwa zehn Prozent – in den nächsten Jahren wollen sie ihn verdoppeln. Um das zu erreichen, wollen sie in erneuerbare Energien und in neue fossile Kraftwerke investieren.
Bild: dpaUnd wer zahlt für all das?
Am Ende immer die Verbraucher – und zwar vor allem die Privatkunden. Der Ausbau der regenerativen Energien wird über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) finanziert. Die meisten Stromanbieter führen derzeit je Kilowattstunde Strom rund 3,6 Cent Ökoaufschlag ab. Dieses Geld fließt an die Betreiber von Windrädern, Wasserkraftwerken, Photovoltaikanlagen, Biomasse- oder Geothermiekraftwerken. Ein durchschnittlicher Privathaushalt, der im Jahr 3500 Kilowattstunden Strom verbraucht, zahlt auf diese Art 126 Euro jährlich für die grüne Energie. Für die Industrie gelten Ausnahmen. Sie verbraucht zwar gut die Hälfte des Stroms in Deutschland, schultert aber weniger als die Hälfte der EEG-Kosten.
Kosten entstehen nicht nur für den Bau von Windrädern & Co. Auch die Stromnetze müssen ausgebaut werden. Das finanzieren Privatverbraucher und Konzerne über die staatlich regulierten Netzentgelte. Das erhöht den Preis für die Kilowattstunde Strom um 5,75 Cent. Hier steuern Privatkunden ebenfalls mehr bei als die Industrie
Bild: dapdWas machen die Betreiber mit den alten Atommeilern?
Fest steht bisher vor allem, welche Energie im Jahr 2022 nicht mehr zur Verfügung steht: die Atomenergie. Die Meiler werden bis dahin abgeschaltet und danach demontiert. Erneuerbare Energien sollen bis 2022 für mindestens 35 Prozent des Stroms sorgen, der aus unseren Steckdosen kommt: Solarstrom, Windenergie, Biomasse, Geothermie und Wasserkraft müssen dafür ausgebaut werden. Im vergangenen Jahr steuerten sie erst 20 Prozent bei. Damit verändert sich nicht nur die Zusammensetzung des Stroms, sondern auch die Landschaft der Energieerzeuger: In zehn Jahren werden nicht mehr Großkraftwerke die meiste Energie erzeugen, sondern Hunderttausende Landwirte, Gewerbetreibende oder Privatleute – unter anderem mit Windrädern, Solardächern und Keller-Kraftwerken. Komplett grün wird die Energie aber nicht: Ohne Gas und Kohle geht es auch im Jahr 2022 nicht. Sie werden dann 48 Prozent statt heute 58 Prozent des Strombedarfs erzeugen.
Bild: dapdIst die Energiewende unumkehrbar?
Aufschiebbar ist sie vielleicht, umkehrbar aber nicht mehr. Eon klagt zwar gegen den Ausstieg, RWE wird folgen, und Vattenfall plant, ein internationales Schiedsgericht anzurufen. Damit wollen die Großen aber nicht die Entscheidung kippen. Auch sie wissen, dass das Thema Atom hierzulande gesellschaftlich erledigt ist. Ihnen geht es um Schadensersatz.
Theoretisch könnte jede Bundesregierung den Abschaltbefehl zurücknehmen. Noch laufen neun Kernkraftwerke, deren Laufzeit verlängert werden könnte. Wenn der Ausbau der grünen Energie nicht schnell gelingt, ist eine weitere Fristverlängerung denkbar.
Bild: ReutersKann ein Land sich komplett mit Ökostrom versorgen?
Wind- und Solaranlagen haben einen großen Nachteil: Die Ausbeute hängt von der Witterung ab. Bläst der Wind und scheint die Sonne, können die Windräder und Solardächer schon heute einen Großteil des deutschen Strombedarfs decken. Bei Flaute, Sturm oder starker Bewölkung sinkt ihr Ertrag aber unmittelbar.
Mittags, wenn die Sonne scheint, erzeugen Solaranlagen schon fast zu viel Strom, abends wird es dagegen, vor allem im Winter, eher eng. Bei der Windkraft ist das im Prinzip ähnlich. Alle deutschen Windkraftanlagen zusammen können maximal 28000 Megawatt liefern. Am 4. Februar 2011 zum Beispiel wehte der Wind, und tatsächlich wurden an diesem Tag fast 23000 Megawatt erreicht. Das entspricht dann der Leistung von 20 bis 25 großen Kraftwerken. Am 5. Juli herrschte hingegen Flaute, und der gesamte deutsche Windkraftpark lieferte nur noch etwa 90 Megawatt elektrische Leistung. Das reicht nicht einmal für eine Großstadt.
Solche Schwankungen sind nicht nur schlecht für die Verbraucher, die rund um die Uhr Strom haben wollen, sondern auch für die Netzbetreiber: Deren Leitungen funktionieren nur bei stabiler Spannung im Netz.
Bild: dpaWas haben die großen Stromkonzerne gegen die Energiewende?
Eon, RWE, Vattenfall und EnBW haben mit den Kernkraftwerken ihre verlässlichsten Gewinnbringer verloren. Die Produktionskosten in den Anlagen, die seit Jahren abgeschrieben waren, sind wesentlich geringer als bei Kohle- oder Gaskraftwerken. Etwa 30 Euro kostet die Produktion einer Megawattstunde Atomstrom. Bei Strompreisen von über 50 Euro je Megawattstunde sind die Margen entsprechend üppig. Die LBBW hat errechnet, dass der Atomausstieg bei den vier Konzernen Werte in einer Höhe von 22 Milliarden Euro vernichtet.
Bild: dapdWerden wir künftig mehr oder weniger Strom verbrauchen?
Zwar ist der Stromverbrauch in Deutschland durch die Wirtschaftskrise 2008 kurzzeitig gesunken – seit 2010 steigt er aber bereits wieder. Die Bundesregierung prognostiziert dennoch, dass Deutschland künftig kontinuierlich weniger Strom verbraucht, weil die Effizienz von Maschinen in der Industrie und von Geräten in Privathaushalten steigt. Allerdings steigt auch die Zahl der elektrischen Geräte, die Verbraucher und Industrie nutzen. So dringt die IT-Technologie in viele Lebensbereiche vor: Der Grundschüler mit Smartphone und der Bahnfahrgast mit Tablet-Computer sind nur zwei augenfällige Beispiele dafür. Auch andere Anwendungsbereiche werden in den kommenden Jahren an Bedeutung gewinnen und zusätzlich Strom verbrauchen: etwa die Elektromobilität.
Bild: dpaSteht die Bundesregierung geschlossen hinter der Energiewende?
Den Atomausstieg hintertreibt keine der Parteien im Bundestag mehr. Allerdings streitet die schwarz-gelbe Bundesregierung über die konkrete Umsetzung der Energiewende. Vor allem Umweltminister Norbert Röttgen (CDU) und Wirtschaftsminister Philipp Rösler (FDP) einigen sich nicht. Das wäre aber wichtig, weil die Kompetenzen im Energiebereich auf beide Ministerien verteilt sind. Die Energiewende schreitet nur voran, wenn beide Häuser sich einig sind. Der Streit folgt immer dem gleichen Grundmuster: Der Umweltminister stellt die ökologischen Aspekte in den Mittelpunkt, der Wirtschaftsminister die Kosten. Derzeit streiten beide über die Zukunft der Solarsubventionen – Rösler will sie abschaffen. Röttgen will sie, wenn auch sinkend, fortführen, um die Klimaziele der Regierung nicht zu gefährden und die deutsche Solarbranche zu schützen. Die Kluft ist so tief, dass beide Minister nicht einmal mehr gemeinsam mit Branchenvertretern sprechen.
Woher kommt in zehn Jahren unser Strom?
Fest steht bisher vor allem, welche Energie im Jahr 2022 nicht mehr zur Verfügung steht: die Atomenergie. Die Meiler werden bis dahin abgeschaltet und danach demontiert. Erneuerbare Energien sollen bis 2022 für mindestens 35 Prozent des Stroms sorgen, der aus unseren Steckdosen kommt: Solarstrom, Windenergie, Biomasse, Geothermie und Wasserkraft müssen dafür ausgebaut werden. Im vergangenen Jahr steuerten sie erst 20 Prozent bei. Damit verändert sich nicht nur die Zusammensetzung des Stroms, sondern auch die Landschaft der Energieerzeuger: In zehn Jahren werden nicht mehr Großkraftwerke die meiste Energie erzeugen, sondern Hunderttausende Landwirte, Gewerbetreibende oder Privatleute – unter anderem mit Windrädern, Solardächern und Keller-Kraftwerken. Komplett grün wird die Energie aber nicht: Ohne Gas und Kohle geht es auch im Jahr 2022 nicht. Sie werden dann 48 Prozent statt heute 58 Prozent des Strombedarfs erzeugen.
Auch ein Kartellverfahren, das EU-Wettbewerbskommissar Joaquín Almunia gegen die Strombörsen eingeleitet hat – im Februar wurden deswegen unter anderem die EPEX und Nord Pool durchsucht –, läuft nach Auskunft von Almunias Büro noch. Die Börsen sollen Preise untereinander abgesprochen haben.
Die Stromkonzerne handeln nicht nur im Auftrag ihrer Kunden, sondern auch auf eigene Rechnung. Wie Investmentbanken mit Aktien oder Anleihen spekulieren die Handelstöchter von E.On und RWE auf steigende oder sinkende Strompreise.
Legale Geschäfte
Dabei kommt ihnen entgegen, dass sie in direktem Kontakt mit den Kraftwerken des Mutterkonzerns stehen. Die Kraftwerke nutzen die Marktinformationen der Händler, um ihre Leistung zu steuern, die Händler können mithilfe der Kraftwerksdaten ihre Deals genauer kalkulieren. Anders als bei Banken gibt es keine „Chinese Walls“, Brandmauern zwischen Abteilungen, die Insidergeschäfte verhindern sollen. Wer exklusive Informationen hat, etwa über die bevorstehende Abschaltung eines Kraftwerks und die damit verbundene Verknappung von Strom, kann diese an der Börse zu Geld machen. Im Stromhandel ist dies, anders als etwa bei Aktien, weitgehend legal.
Trotz des Informationsvorsprungs der konzerneigenen Händler geht nicht immer alles glatt. Bei einem Händler des Energiekonzerns E.On etwa kam es bei Strom-Deals am Terminmarkt zu Unregelmäßigkeiten. Der Energiekonzern rechnet mit einem Verlust von bis zu 20 Millionen Euro. E.On habe bei einer internen Prüfung festgestellt, dass im Buch eines Händlers Positionen am Terminmarkt noch offen waren, die er eigentlich längst hätte schließen müssen. Ob sich daraus auch strafrechtliche Konsequenzen ableiten ließen, sei noch offen, so E.On. Der unter Verdacht stehende Händler habe das Unternehmen inzwischen verlassen.
Derivate auf Stromkontrakte
Hedgefonds gehen noch einen Schritt weiter. Sie haben, anders als die Energiekonzerne, kein Interesse an der Lieferung von physischem Strom und nutzen daher ausschließlich Derivate auf Stromkontrakte. Mit ausgefeilten Strategien nutzen sie vor allem Preisdifferenzen im Stromhandel aus:
- Länder-Wette: Da in jedem europäischen Land ein anderer Energie-Mix den Strompreis beeinflusst, kommt es zu Preisunterschieden, wenn sich Rohstoffpreise oder die Wetterverhältnisse ändern. In Deutschland stehen viele Windräder, Wetterprognosen haben daher einen großen Einfluss auf den Strompreis. In Italien dagegen, das viele Gaskraftwerke betreibt, hängt der Strompreis vor allem vom Gaspreis ab. Wenn also in Deutschland viel Wind weht, der Gaspreis jedoch konstant bleibt, wird Strom in Deutschland relativ zu Italien billiger. Der Hedgefonds wettet demnach auf eine steigende Preisdifferenz.
- Rohstoff-Strom-Wette: Der Strompreis wird hauptsächlich vom Gas- und Kohlepreis beeinflusst. Hedgefonds wetten darauf, dass sich die Differenz aus Strompreis und Gas- oder Kohlepreis einschließlich der Kosten für CO2-Emissionsrechte vergrößert oder verkleinert.
Wasserkraft-Wette: In Schweden und Norwegen ist der Anteil des Stroms aus Wasserkraft am Energie-Mix besonders hoch. Rechnen Meteorologen mit wenig Niederschlägen, leeren sich die Stauseen, es gibt weniger Wasserstrom. Teurere Kohle- und Gaskraftwerke müssen die Lücke füllen, der Börsenpreis steigt.
Bild: dapdSiemens-Vorstandschef Peter Löscher
„Die Energiewende wird ein Erfolg. Wenn wir die passenden Antworten geben. Heute.“ Mit dieser Zeile warb der Siemens-Chef in ganzseitigen Anzeigen in großen deutschen Tageszeitungen für die Energiewende.
Bild: dapdMartin Kannegiesser, Präsident des Arbeitgeberverbandes Gesamtmetall
„Die Energiewende, wie sie nach der Laufzeitverlängerung der Atomkraftwerke vor zwei Jahren vorgezeichnet war, erschien plausibel, sachgerecht und ausgewogen. Mit der hastigen Wende nach Fukushima hatte und habe ich allerdings meine Probleme. Die dafür vorgetragenen Argumente und die ergriffenen Maßnahmen erscheinen überwiegend stimmungsgetrieben, bedienen Wahlkampfreflexe.“
Bild: dapdJürgen Hambrecht, BASF-Chef von 2003 bis 2011
„Die Industrie ist einer Meinung und steht voll hinter Herrn Löscher.“ (Anm. d. Red.: Gemeint ist die Pro-Energiewende-Kampagne des Siemens-Chefs)
Bild: dpaE.On-Chef Johannes Teyssen
„Eine qualitative Bewertung der Energiewende ist entbehrlich. Aber wir müssen sie nun einmal begleiten. Ob die Energiewende gut oder schlecht ist, wird sich sowieso erst in frühestens einer Generation erweisen."
Bild: dpaMartin Winterkorn, VW-Chef
„Unser Ziel muss das Null-Emissionsfahrzeug sein, das mit Strom aus regenerativen Energiequellen angetrieben wird.“
Bild: dpaHans-Peter Keitel, BDI-Präsident
„Der BDI hat die Energiewende mitgetragen, dazu stehen wir. Es ist keine Frage, dass die sehr komplexen Zusammenhänge in einer globalisierten Volkswirtschaft gelegentlich Interessenlagen erzeugen, die schlicht nicht auflösbar sind." Keitel musste sich angesichts der unterschiedlichen Meinungen der Mitglieder des Bundesverbands der Deutschen Industrie von einer einheitlichen Position zur Energiefrage verabschieden.
Bild: dapdRWE-Vorstandschef Jürgen Großmann
„Wir brauchen die Kernkraftwerke nun einmal zur Grundlastversorgung der deutschen Industrie", sagt der scheidende RWE-Vorstandsvorsitzende.
Bild: dpaPeter Terium, RWE-Vorstandsmitglied und designierter Großmann-Nachfolger
Der zukünftige RWE-Chef schlägt da schon andere Töne an: „Beim Thema Energiewende ist RWE Teil der Lösung.“
Bild: dapdWolfgang Hummel, Chef des Zentrums für Solarmarktforschung
"Die Energiewende schwächt das Energie-Oligopol von EnBW, RWE, E.on und Vattenfall. Volkswirtschaftlich wirkt dies wie eine kartellrechtlich erzwungene Entflechtung. Die Karten, beispielsweise bei Auftragsvergaben, werden neu gemischt. Dies führt - trotz steigender Kostenbelastung für Einige - zu neuen Chancen im Mittelstand."
Bild: APMaria-Elisabeth Schaeffler, Mit-Gesellschafterin der Schaeffler KG
"Zunächst sorgt die Energiewende für deutlich steigende Betriebskosten für das Gros der deutschen Industrie. Es kann keinen Zweifel daran geben, dass die Energiewende die globale Wettbewerbsfähigkeit vieler deutscher Industrieunternehmen signifikant unter Druck setzt. Gleichzeitig führt die Energiewende zu einer höheren Innovationsleistung im Energiesektor. Nachdem die Schaeffler Gruppe auch in diesem Bereich engagiert ist, erschließen wir hier neue Geschäftsfelder. Kritisch sehe ich den Ausbau der Infrastruktur. Voraussetzung für die Versorgung, zum Beispiel mit Windstrom aus der Nordsee sind Leitungen, die es heute offensichtlich noch nicht gibt. Hier bestehen erhebliche Defizite – ebenso wie im Bereich Smart Grids und Speichertechnologien. Eine bezahlbare Energieversorgung ist eine der wichtigsten Voraussetzungen für die Zukunft des Industriestandorts Deutschland; das sollten wir uns in allen Debatten zur Energiewende stets vor Augen halten."
Siemens-Vorstandschef Peter Löscher
„Die Energiewende wird ein Erfolg. Wenn wir die passenden Antworten geben. Heute.“ Mit dieser Zeile warb der Siemens-Chef in ganzseitigen Anzeigen in großen deutschen Tageszeitungen für die Energiewende.
„Die Spekulationen mit Wasserkraft funktionieren, weil es in Europa noch immer keinen einheitlichen Strommarkt gibt“, sagt Hedgefondsmanager Henrik Wennberg vom schwedischen Vermögensverwalter Coeli.
Hedgefonds können zwar keinen Preistrend auslösen, sie können ihn aber verstärken. Erzeuger und Abnehmer müssen zukünftig mit stärker schwankenden Preisen rechnen. „Wenn Hegdefonds auf dem Strommarkt aktiv sind, dann bevorzugt auf dem deutschen Markt, weil er der mit Abstand liquideste in Kontinentaleuropa ist“, sagt Investmentbanker Lange.
Für Privatanleger kaum Möglichkeiten
Für Privatanleger gibt es kaum Möglichkeiten, bei den Profis im Stromgeschäft mitzumischen. Die Deutsche Bank hat im Oktober vergangenen Jahres den db Strom ETC aufgelegt. Rechtlich handelt es sich um eine Schuldverschreibung, vergleichbar einem Zertifikat, auf den db German Electricity Index. Der Index bildet Terminkontrakte mit einer Laufzeit von einem Jahr auf Grundlaststrom ab, also auf Strom, der rund um die Uhr fließt.
Bisher haben die Anleger Verlust gemacht, weil der Börsenpreis für Strom wegen der abflauenden Konjunktur stetig nach unten geht. Weil die Kontrakte, die der Index abbildet, über ein Jahr laufen, kann der Anleger nicht von den kurzfristigen Schwankungen auf dem Spotmarkt profitieren (siehe Grafik).
Mindestens 250.000 Dollar
Erfolgreicher sind einige Hedgefonds. Cumulus Energy Fund, der derzeit beste Fonds, hat im Handel mit Energiederivaten allein im ersten Quartal dieses Jahres ein Plus von 21,5 Prozent geschafft. Anders als Privatanleger können Fonds auch auf sinkende Strompreise wetten.
Fondsmanager Peter Brewer will dieses Jahr 45 Prozent plus schaffen. „Die europäischen Energiemärkte bieten, angesichts von Versorgern, die unter finanziellem Druck stehen und sich um jeden Preis absichern müssen, hervorragende Chancen“, sagt er. Wer bei ihm investieren will, muss mindestens 250.000 Dollar mitbringen.
Bild: dpaCentrotherm
Solarmodule, Zellen - DE000A0JMMN2
Kursplus: 48,2 Prozent
Umsatz: 763 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Cashflow: 48 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Eigenkapital/EK-Quote: 398 Millionen Euro/ 44 Prozent
Netto-Finanz-Schulden: 75 Millionen Euro
Empfehlung: Gewinne mitnehmen
Stand: 23. Februar 2012
Bild: PressebildManz
Solarzulieferer DE000A0JQ5U3
Kursplus:25,2 Prozent
Umsatz: 226 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Cashflow: - 53 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Eigenkapital/EK-Quote: 187 Millionen Euro/ 58 Prozent
Netto-Finanz-Schulden: 10 Millionen Euro
Empfehlung: Halten
Quelle: Bloomberg, Unternehmen; Stand: 23. Februar 2012
Bild: ScreenshotMeyer Burger
Solarzulieferer aus der Schweiz - CH0108503795
Kursplus: 11 Prozent
Umsatz: 1291 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Cashflow: 140 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Eigenkapital/EK-Quote: 624 Millionen Euro/ 50 Prozent
Netto-Finanz-Schulden: keine
Empfehlung: Halten
Quelle: Bloomberg, Unternehmen; Stand: 23. Februar 2012
Bild: PressebildSMA/Solar-Teilezulieferer/Deutschland
ISIN: DE000A0DJ6J9
Kursgewinn seit Empfehlung: +12,1
Umsatz: 1 599 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Cashflow: 247 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Eigenkapital/Eigenkapitalquote: 749 Millionen Euro/57 Prozent
Netto-Finanz-Schulden: keine
Empfehlung: halten
Quelle: Bloomberg, Unternehmen; Stand: 23. Februar 2012
Bild: dpaSolarworld/Solarmodule, Zellen/Deutschland
ISIN: DE0005108401
Kursgewinn seit Empfehlung: +20,5
Umsatz: 1 130 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Cashflow: –27 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Eigenkapital/Eigenkapitalquote: 938 Millionen Euro/34 Prozent
Netto-Finanz-Schulden: 764 Millionen Euro
Empfehlung: halten
Quelle: Bloomberg, Unternehmen; Stand: 23. Februar 2012
Bild: Trina SolarTrina Solar/Solarmodule/China
Kursgewinn seit Empfehlung: +45,6
Umsatz: 1 961 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Cashflow: 119 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Eigenkapital/Eigenkapitalquote: 903 Millionen Euro/39 Prozent
Netto-Finanz-Schulden: keine
Empfehlung: Gewinne mitnehmen
Quelle: Bloomberg, Unternehmen; Stand: 23. Februar 2012
Bild: dapdUnternehmen/Branche/Land ISIN Kurs¹ Kursgewinn seit Empfehlung Umsatz ²,³ freier Mittel- zufluss²,³ Eigenkapital ²/ EK-Quote4 Netto-Finanz-Schulden² Empfehlung Yingli Green Energy/Solarmodule/China US98584B1035 3,11 +8,7 2 313 –88 1 196/42 946 verkaufen
¹ in Euro, ² in Millionen Euro; ³ 2011, geschätzt; 4 Eigenkapitalquote in Prozent; Quelle: Bloomberg, Unternehmen; Stand: 23. Februar 2012
Bild: dpaQ-Cells/Solarmodule, Zellen/Deutschland
ISIN: DE0005558662
Kursgewinn seit Empfehlung: –51,6
Umsatz: 1 022 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Cashflow: 21 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Eigenkapital/Eigenkapitalquote: 425 Millionen Euro/27 Prozent
Netto-Finanz-Schulden: 505 Millionen Euro
Empfehlung: weiterhin meiden
Quelle: Bloomberg, Unternehmen; Stand: 23. Februar 2012
Centrotherm
Solarmodule, Zellen - DE000A0JMMN2
Kursplus: 48,2 Prozent
Umsatz: 763 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Cashflow: 48 Millionen Euro (2011, geschätzt)
Eigenkapital/EK-Quote: 398 Millionen Euro/ 44 Prozent
Netto-Finanz-Schulden: 75 Millionen Euro
Empfehlung: Gewinne mitnehmen
Stand: 23. Februar 2012
Der Börsenhandel mit Strom ist reguliert. An der Strombörse Leipzig kontrolliert eine unabhängige Handelsüberwachungsstelle den Handel. Schlupflöcher bleiben dennoch. So hatte die Bundesregierung 2009 Regeln für den bis dahin weitgehend unregulierten Spotmarkt für Strom eingeführt. Im selben Jahr verlagerte die EEX pikanterweise ihren Spotmarkt von Leipzig nach Paris. In Frankreich greifen die deutschen Handelsvorschriften nicht.
Der außerbörsliche Handel zwischen Energiekonzernen, Abnehmern aus der Industrie und Stromhändlern unterliegt derzeit so gut wie gar keiner staatlichen Kontrolle. Erst Ende 2013 greift eine neue EU-Richtlinie. Danach müssen sich alle Handelsteilnehmer registrieren lassen und ihre Transaktionen der zentralen Aufsichtsbehörde Acer (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) melden. Sie müssen nicht nur die Menge des gehandelten Stroms, den Preis und das Datum für Kauf und Lieferung angeben, sondern auch den Namen ihres Auftraggebers nennen. Bis dahin können vor allem die vier großen Stromerzeuger RWE, E.On, EnBW und Vattenfall im außerbörslichen Handel weitgehend frei schalten und walten. Jeder von ihnen allein produziert mehr Strom, als an der Leipziger Strombörse gehandelt wird. Die Vermutung, dass vor allem sie den Strompreis bestimmen, liegt nahe.
Außer Spesen nichts gewesen In diesem Jahr haben Strom-Investments Privatanlegern Verluste gebracht | ||||
| Anlageprodukt | Basis | Emittent | ISIN | Wertentwicklung seit 1.1.2012 |
| Open End Phelix Baseload Year Future | Index auf Terminkontrakte für Grundlaststrom¹ (Laufzeit: 1 Jahr)
| Vontobel | DE000VT14PX2 | -8,5 % |
| db Strom ETC | Deutsche Bank | DE000A1L9YM6 | -10,2 % | |
| ¹ Strom für den Grundbedarf, muss rund um die Uhr verfügbar sein; Quelle: Morningstar, Börse Frankfurt; Stand: 18. Juni 2012 | ||||
Angepasste Gesetze
„In Amerika ist das Wettbewerbs- und Kartellrecht schärfer als in Europa“, sagt Peter Becker, Anwalt für Energierecht in Marburg. Inzwischen hätten die Europäische Union und Deutschland jedoch ihre Richtlinien und Gesetze zugunsten der Stromkunden angepasst.
Abzuwarten bleibt, ob die Behörden hierzulande ähnlich hart zur Sache gehen wie in den USA. Derzeit ermittelt die Energieaufsichtsbehörde FERC unter anderem gegen Stromhändler der Deutschen Bank. Sie sollen in Kalifornien Richtlinien im Stromhandel verletzt haben. Offiziell will sich die Bank nicht zu den Ermittlungen äußern. Der Schaden, den die FERC ermittelt habe, so bestätigen banknahe Kreise, bewege sich aber nur im unteren sechsstelligen Bereich.
Sonnenstaat Kalifornien
Ebenfalls im Fadenkreuz der FERC steht die Barclays Bank. Vier Barclays-Händler sollen mit riskanten Geschäften an der US-Terminbörse Intercontinental Exchange (ICE) den Strompreis in Kalifornien nach oben getrieben haben. Die an den Wetten beteiligten Händler arbeiten nicht mehr für Barclays, der Handelsstützpunkt in Kalifornien wurde geschlossen. Die Schließung habe rein ökonomische Gründe und nichts mit den Ermittlungen der FERC zu tun, so Barclays.
Dass sich die Barclays-Händler gerade Kalifornien für ihre Stromwetten ausgesucht haben, ist kein Zufall – der Sonnenstaat ist in den USA Vorreiter beim Ökostrom.
