Die Fata Morgana der negativen Strompreise­

Strom ist heute ein Handels­gut wie Sand oder Öl. Aller­dings haben sich die Voraus­set­zungen verändert, wie Lorenzo Pola, Leiter Strom­handel bei Repower, erklärt. Lange folgten die Strom­preise jenen der Brenn­stoffe Kohle und Gas, weil damit der grösste Teil der Elektrizität erzeugt wurde. Seit etwa 15 Jah­ren – mit der gross­volumigen Ein­führung der Energie­er­zeugung aus Wind und Sonne – hat sich das Preis­gefüge verschoben. Fossile Energie­träger sind mit sinkender Nach­frage billiger geworden, mit einem Tief­punkt im Jahr 2016. Danach haben die Preise für Fossil­strom dank der Emissions­besteuerung wieder angezogen.

Wenn subventionierte Erzeuger wie Wind- und Solar­an­lagen einen garantierten Einspeise­tarif er­halten, ist es ihr Interesse, möglichst viel zu pro­du­zieren – egal, ob Bedarf besteht. Und wenn sie keine Sub­ven­tionen mehr erhalten, bleiben für die Pro­duktion nur die Grenz­kosten. Unter­nehmen, die in ihren Kraft­werksparks kon­ven­tionelle und erneuer­bare Techno­logien haben, können auf Preis­aus­schläge reagieren, indem sie Kraft­werke gezielt aus­schalten, um die Preise zu stützen.

So ist der Markt deutlich volatiler geworden. Gegen­wärtig ist zudem laut Lorenzo Pola das Emissions­handels­system der EU eine der grössten Unsicher­heiten: in den letzten Jahren aufgrund des Brexits und aktuell durch den Ein­fluss der Corona­virus-Pandemie. Grossbritannien ist zwar nicht mit dem Strom­netz des Fest­lands verbunden. Doch ursprüng­lich wollte das Land am Emissions­handels­system der EU teil­nehmen, was nun nicht mehr sicher ist. Diese Unklar­heiten führen zu einer hohen Vola­ti­lität im Termin­markt. Mit einer Eigentümer­struktur, die häufig Privat­aktionäre, Kantone, andere Energie­versorger und auch Investment­fonds umfasst, hat für Firmen wie Repower die Versorgungs­sicherheit höchste Priorität. Gleich­zeitig wollen die Besitzer aber auch Renditen sehen, die für den Bau von Schulen, Strassen und Spitälern eingesetzt werden können. Laut Lorenzo Pola muss man deshalb bereit sein, für den Primat der Versorgungs­sicherheit einen Preis zu zahlen. Auch weil die Energie­pro­duktion von Wind- und Solar­kraft­werken wenig flexibel ist, ist der Markt neuer­dings bereit, höhere Preise im Termin­markt als im Spotmarkt – quasi dem Heute-und-jetzt-Markt – zu bezahlen.

2008 lagen die Preise für Termin­ge­schäfte etwa bei 80 Euro pro Mega­watt­stunde. 2020 lag der Termin­preis für 2021 bei rund 44 Euro – Nieder­tarif 40 Euro, Hoch­tarif 51 Euro. Weil Pump­speicher­werke mit einem Wirkungs­grad von 80 Pro­zent arbeiten, fressen die Energie­ver­luste der Pumpen mögliche Gewinne weg. Mit einer so kleinen Preis­differenz, Spread genannt, lässt sich kaum noch Geld ver­dienen. Eine Amortisation neuer Anlagen mit Kosten im drei­stelligen Millionen­bereich ist so nicht einmal ansatz­weise möglich. Das grösste Bau­projekt von Repower, das Pump­speicher­werk Lagobianco, ist deshalb sistiert, obwohl solche Speicher für die Energie­wende dringend gebraucht würden. Die neuen Pumpspeicher Nant de Drance und Linth-Limmern wurden noch für Preise um 120 Euro pro Mega­watt­stunde und Spreads von 40 bis 60 Euro geplant.

Trotz viel Zubau von Wind- und Solar­an­lagen gibt es aber noch kaum Stunden mit «Über­schuss­strom» zu negativen Preisen. Sie jedoch wären wichtig für viele Dekar­bo­ni­sie­rung-Geschäfts­modelle, vor al­lem bei Wasser­stoff. Bis Anfang Dezember 2020 gab es in der Schweiz während 75 Stunden negative Preise, in Deutschland mit seinen riesigen Wind­farmen während 200 Stun­den – von 8760 Stun­den im Jahr. Das sind 0,9 und 2,3 Pro­zent aller Stunden. Ein Elek­tro­lyseur zur Erzeu­gung von Wasser­stoff müsste aber mindestens 3000 Stun­den jährlich pro­du­zieren können, damit sich die Investition lohnt.