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Kommentar
Date
20. November 2023

Wie weiter nach dem Strompreispaket? Drei wichtige Schritte für günstigeren Industriestrom

Das angekündigte Strompreispaket der Bundesregierung soll Unternehmen vor allem kurzfristig entlasten. Um Stromkosten dauerhaft zu senken und der Industrie Planungssicherheit für ihre Transformation zur Klimaneutralität zu geben, sollte das Paket durch strukturell wirksame und kostengünstige Instrumente ergänzt werden. Dazu zählen die schnellere Ausweitung des Erneuerbaren-Angebots, die stärkere Kopplung der europäischen Strommärkte und die Reform hin zu Netzentgelten, die Flexibilität anreizen.

Ein Kommentar von Fabian Huneke (Agora Energiewende) und Paul Münnich (Agora Industrie)

Der Börsen-Strompreis in Deutschland befindet sich mit aktuell durchschnittlich 11 ct/kWh immer noch auf einem doppelt so hohen Niveau wie vor der fossilen Energiepreiskrise. Deutschland steht damit nicht allein da. Die seit Beginn des russischen Angriffskriegs auf die Ukraine andauernde Unsicherheit auf dem Gasmarkt treibt weiterhin maßgeblich die Strompreise in ganz Europa nach oben. Dies führt auch für die stromintensive Industrie zu teils deutlich höheren Produktionskosten.

Neben den kurzfristig –orientierten, krisenbedingten Maßnahmen des Strompreispakets ist es für die energieintensive Industrie von zentraler Bedeutung, dass die Bundesregierung auch Maßnahmen ergreift, die das Strompreisniveau mittelfristig direkt am Markt senken. Solche Maßnahmen machen den Industriestandort zugleich fit für eine klimaneutrale Zukunft. Denn die Elektrifizierung, die als Kernstrategie zur Senkung der Emissionen in der Industrie in diesem Jahrzehnt gilt, ist stark von den Stromkosten und deren Höhe im Vergleich zu fossilen Energiekosten abhängig.

Zudem ist die energieintensive Industrie an die europäischen Klimaziele gebunden. Bei Fortschreibung der beschlossenen Reduktion der Emissionsobergrenze werden neue CO2-Zertifikate im EU-ETS letztmalig im Jahr 2038 ausgegeben. Da parallel die kostenlose Zuteilung von Zertifikaten ausläuft, werden sich CO2-Kosten ab 2027 zunehmend in den Bilanzen der Unternehmen widerspiegeln.

Folgende drei Hebel können die Stromkosten strukturell senken, ohne den Bundeshaushalt stark zu belasten. Sie wurden im Zuge einer breiteren Diskussion konzipiert, bei der auch ein Industriestrompreis Teil der Überlegungen war:

1. Ausweitung des Erneuerbaren-Angebots zur dauerhaften Entlastung des Strommarkts:

Die Ausweitung des Stromangebots durch den Ausbau kostengünstiger Erneuerbarer Energien ist die zentrale Stellschraube, um die Strompreise auch für die Industrie zu senken. Schon heute fällt der Börsenstrompreis in den Stunden mit hoher Erneuerbaren-Einspeisung verlässlich unter die Erzeugungskosten fossiler Kraftwerke. Je mehr Erneuerbare Energien zur Verfügung stehen, desto weniger hängen die industriellen Stromkosten von den hohen Erdgaspreisen ab. Dieser Zusammenhang ist bereits Marktrealität: Je weiter ein Stromliefervertrag in die Zukunft reicht, desto höhere Anteile Erneuerbarer Energien werden in der Preisbildung an den Terminmärkten einkalkuliert und desto geringer ist der Preis. Entscheidend ist also, die Realisierungsphase von beschlossenen Erneuerbaren-Projekten, insbesondere von Windkraft-Projekten, zu beschleunigen und darüber hinaus weitere Investitionen in Erneuerbare Energien zu ermöglichen.

Bereits im Frühjahr hat Agora Energiewende in einem Katalog konkreter ­Maßnahmen skizziert, wie die gesetzlichen Ziele für Windenergie an Land bis 2030 erreicht werden können. Viele dieser Vorschläge finden sich in der Windenergie-an-Land-Strategie des BMWK vom Mai, sowie im Pakt für Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung, den Bund und Länder am 7. November vereinbart haben. Eine tatsächliche Beschleunigung setzt aber voraus, dass die vorgesehenen Maßnahmen sehr zügig von Bund, Ländern und Kommunen umgesetzt werden.

Vielfach ist die Industrie selbst Beschleunigerin für den Ausbau günstigen erneuerbaren Stroms. Langfristige Stromlieferverträge (sogenannte corporate green PPAs) finanzieren schon heute ungeförderte Solaranlagen und Offshore-Parks oder sichern den Weiterbetrieb ausgeförderter Windenergieanlagen ab. Gleichzeitig kann sich ein unternehmerisches Eigeninteresse an einer zügigen Umsetzung von Erneuerbaren-Projekten positiv auf die Akzeptanz und Realisierungsgeschwindigkeit auswirken. Durch die Absicherung langfristiger Stromlieferverträge können diese positiven Effekte auf den Erneuerbaren-Ausbau weiter verstärkt werden:

Langfristige Stromlieferverträge enthalten ein natürliches langfristiges Strompreisrisiko. Industriekunden tragen das Risiko, sich über z. B. 8 Jahre an ein bestimmtes Strompreisniveau und Erzeugungsprofil zu binden. Die Anlagenbetreiber gehen das Risiko ein, den EE-Vertrieb an nur einen Vertragspartner über viele Jahre zu binden. Absicherungsinstrumente für die Vertragspartner können diese Risiken reduzieren. Bürgschaften oder Garantien für Zahlungen des Abnehmers, KfW-Haftungsfreistellungen der kreditgebenden Bank oder auch eine Gewährung von Nachrangdarlehen sind mögliche Ansätze.

Eine weitere Möglichkeit, den Erneuerbaren-Zubau durch Engagement der Industrie weiter zu beschleunigen, liegt in der Strompreiskompensation, deren leicht angepasste Fortführung in dem Strompreispaket der Bundesregierung vorgeschlagen wird. Die Zahlungen der Strompreiskompensation waren bis zum Beginn des Jahres 2023 an Investitionen in Energieeffizienz- und Klimaschutzmaßnahmen gekoppelt. Seit Jahresbeginn können sich Unternehmen aber auch für den Einsatz von mindestens 30 Prozent erneuerbarem Strom aus "Mittelwesteuropa" entscheiden, nachgewiesen über Herkunftsnachweise ungeförderter Anlagen. Unter dieser Voraussetzung entfallen Pflichten zur Reinvestition der erhaltenen Subvention, die zuvor bestanden haben. Diese Regelung hat aber einen entscheidenden Haken: Auch Herkunftsnachweise aus Bestandskraftwerken im europäischen Ausland erhalten keine Förderung und bieten sich als Bezugsquelle an, ohne jedoch den EE-Zubau zu befördern. Eine Ausweitung der Bedingungen für die Verwendung von solchen Herkunftsnachweisen, die dem delegierten Rechtsakt der EU für die Erzeugung von grünem Wasserstoff entsprechen (Zusätzlichkeit, Bedingungen für die zeitliche Korrelation/den systemfreundlichen Betrieb) sind naheliegende Optimierungsgrößen für das Strompreispaket, die einen pull-Effekt auf den PPA-Markt haben können.

2. Kopplung der EU-Strommärkte – Stärkung der Grenzübergangskapazitäten:

Der Blick in die Nachbarländer zeigt, dass die Strompreise infolge der Energiekrise überall in Europa strukturell angestiegen sind. Kostenvorteile durch eine besonders hohe Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien kommen benachbarten Mitgliedsstaaten jedoch nur sehr eingeschränkt zugute: Während zwischen Deutschland, Frankreich und Polen die durchschnittlichen Preise an der Strombörse zuletzt nur zwischen –7 und +11 Prozent variierten, lagen die Strompreise in den günstigsten 2.000 Stunden zwischen den Ländern um –28 bis +44 Prozent auseinander. Anders formuliert: In Stunden mit günstigen Strompreisen ist kein ausreichender grenzüberschreitender Handel möglich, der zu niedrigeren Preisen für alle führen würde. Eine bessere Kopplung der EU-Strommärkte würde allen Zugang zu günstigeren Strompreisen in Zeiten hoher EE-Verfügbarkeit erlauben.

Aktuell werden stattdessen nationale Transaktionen und Lastflüsse privilegiert und in der Folge eigentlich vorhandene Grenzübergangskapazitäten durch die Übertragungsnetzbetreiber operativ begrenzt. Dies wurde von der europäischen Regulierungsbehörde wiederholt kritisiert. In einem Maßnahmenplan hat sich die Bundesregierung verpflichtet, bis Ende 2025 mindestens 70 Prozent der Übertragungskapazität der Interkonnektoren für den europäischen Stromhandel sukzessive zur Verfügung zu stellen. Indem geringe Stromkosten im deutschen Stromsystem besser an beispielsweise Frankreich und Polen weitergegeben werden, und Deutschland gleichermaßen von günstigen Stunden in Frankreich und Polen profitiert, kann das europäische Stromkostenniveau insgesamt gesenkt werden. Gleichzeitig erhöht ein besser europäisch integriertes Stromsystem die Wirtschaftlichkeit für den zusätzlichen Ausbau von Erneuerbaren Energien.

Damit die stärkere europäische Integration des Stromsystems gelingt, muss darüber hinaus der Infrastrukturausbau grenzüberschreitend und europäisch vorangetrieben werden. Hierzu gehört auch, dass sich Deutschland bei Verhandlungen zum neuen EU-Budget solidarisch zeigen und eine grundlegende Reform des EU-Budgets anregen sollte, hin zu mehr gemeinschaftlich geplanten Stromnetzinvestitionen, grenzüberschreitenden Erneuerbaren-Projekten, aber auch lokalen Investitionen.

3. Anreize zur Flexibilisierung des industriellen Stromverbrauchs:

Neben der Ausweitung des Angebots an erneuerbarem Strom und der Stärkung des europäischen Stromaustauschs trägt auch die flexible Nutzung volatiler Erneuerbarer Energien dazu bei, das Stromkostenniveau insgesamt strukturell zu senken. Mit der Dekarbonisierung des Stromsystems steigt die Bandbreite an Strompreisen am Markt: In Zeiten, in denen Erneuerbare Energien preissetzend sind, ist Strom deutlich günstiger, als wenn Erdgas, oder in Zukunft Wasserstoff, das Preisniveau bestimmen. Gelingt es Unternehmen beispielsweise durch Wärmespeichertechnologien, Batteriespeicher oder eine optimierte Fahrweise der Industriekraftwerke einen Teil ihres Netzstrombezugs in Zeiten mit günstigerem Strom zu verschieben, so kann dies die Wirtschaftlichkeit von Elektrifizierungsmaßnahmen und der Produktion insgesamt deutlich verbessern.

Die derzeit geltenden Stromnetzentgelte erzeugen aktuell große Flexibilitäts- und Investitionshemmnisse. Insbesondere sind über §19 (2) StromNEV Netzentgeltrabatte für große industrielle Verbraucher an einen möglichst gleichmäßigen Stromverbrauch gekoppelt. Wie in Abbildung 4 dargestellt, reduzieren sich die durchschnittlichen Netzentgelte für industrielle Verbraucher mit einem Jahresverbrauch von mehr als 10 GWh bei einem gleichmäßigen Stromverbrauch über 7.000 Stunden um 80 Prozent und bei über 8.000 Stunden um bis zu 90 Prozent. Durch einen flexibleren Strombezug verringern Unternehmen die Gleichmäßigkeit ihres Stromverbrauchs und riskieren, die Begünstigungen über §19 (2) StromNEV zu verlieren. Erst mit einer Reform der Netzentgeltsystematik und dem Abbau der Flexibilitätshemmnisse wird es für Unternehmen attraktiv werden, ihren Verbrauch an wind- und sonnenreiche Stunden anzupassen und von den günstigeren Strompreisen zu profitieren. Um dies zu ermöglichen, sollte die Bundesnetzagentur die Stromnetzentgelte so reformieren, dass sie vom System- und Netzzustand abhängig sind. Als wichtigste Kurzfristmaßnahme sollte die pauschale Entlastung für einen gleichmäßigen industriellen Strombezug in §19 (2) StromNEV abgeschafft und durch systemdienlichere individuelle Netzentgelte ersetzt werden, die einen flexibleren Stromverbrauch ermöglichen.

Hinweis

*Im Rahmen der Debatte um einen Industriestrompreis haben Agora Industrie und Agora Energiewende Maßnahmen zur Beschleunigung der Industrietransformation und zur Absicherung strategisch wichtiger, stromintensiver und im internationalen Wettbewerb stehender Produktionsprozesse untersucht. Dabei wurde AFRY Management Consulting GmbH mit einer Analyse der Strombezugskosten in Deutschland, anderen EU-Mitgliedsstaaten und in ausgewählten Regionen in China und den USA beauftragt. Neon Neue Energieökonomik GmbH wurde damit beauftragt, Prinzipien für eine zukunftsfähige Produktionssubvention zu erarbeiten, die essenzielle Strommarktmechanismen und Effizienzanreize in der Industrie erhält und in Einklang mit dem Stromsystem in der Energiewende steht. Die Ergebnisse der Forschungsaufträge können hier heruntergeladen werden.

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