Der Marktwert von Erneuerbaren Energien

Wind- und Sonnenenergie kosten Stromproduzenten keinen Cent. Dennoch ist der Marktwert von Wind- und Solarparks meist niedriger als der von konventionellen Kraftwerken. Wie erklären, warum dies vor allem bei einem hohen Anteil erneuerbaren Stroms im Netz gilt, und was das für die Energiewende bedeuten könnte.

Definition

Der Begriff Marktwert bezieht sich auf den spezifischen Wert von eingespeistem Strom - aus einer Erzeugungsanlage, einer Erzeugungstechnologie oder einer Primärenergiequelle als Ganzes. Als Referenzwert gelten die aktuellen Spotmarktpreise an Strombörsen. Der Marktwert ist also eine wichtige Kennzahlen zur Berechnungen des wirtschaftlichen Wertes von Stromerzeugungsanlagen.

Verwandte Kennzahlen sind Capture-Preis und Capture Rate. Alle drei helfen zu verstehen, warum ein höherer Anteil an erneuerbarem Strom tendenziell zu niedrigeren Renditen führt und welche Folgen dies für die Energiewende hat.

Kosten vs. Wert

Die Kosten der Stromerzeugung aus fluktuierender Erneuerbarer Energie (FEE), also vor allem Wind- und Solarkraft, sind im zurückliegenden Jahrzehnt signifikant gefallen (s. Abb.). Das ist zweifellos eine gute Nachricht für die Reduktion der Treibhausgasemissionen unseres Energiesystems. Allerdings ist das aus Sicht von Investoren, die Wind- und Solarkraftanlagen finanzieren oder betreiben, nur die halbe Geschichte. Um die Wettbewerbsfähigkeit einer FEE-Anlage und ihre eigenen Gewinnmöglichkeiten zu beurteilen, kommt es auf das Verhältnis von Kosten und Erträgen an – und zwar diejenigen, die sie über den gesamten Lebenszyklus erwarten.

Wie bemisst sich der Wert der Erneuerbaren Energien?

Ein häufig verwendeter Maßstab für den Marktwert ist der "Capture-Preis". Er wird als der mengengewichteter Durchschnittspreis berechnet, zu dem der Strom aus einer bestimmten Anlage während eines bestimmten Zeitraums (z. B. eines Jahres) auf dem Markt verkauft werden kann. Steigt der Capture-Preis, erhöht sich der Marktwert der Erzeugungsanlage tendenziell. Allerdings hängt der Marktwert auch von der Strommenge aus diesem Kraftwerk ab, die tatsächlich zum Capture-Preis verkauft werden kann. Ein temporär hoher Strommarktpreis erhöht die Einnahmen der Betreiber und damit den Marktwert eines (FEE-)Kraftwerks schließlich nur dann, wenn es in diesem Moment auch Strom produziert und ins Netz speist.

Mehr erneuerbarer Strom senkt den Capture-Preis

Der massive Ausbau von FEE im letzten Jahrzehnt hat die negative Korrelation zwischen dem Strompreis und der Produktionsmenge verdeutlicht. Im Grunde handelt es sich dabei um die Standardbeziehung zwischen Angebot und Nachfrage: Wenn das Angebot bei gegebener Nachfrage steigt, sinkt der Marktpreis pro Einheit und umgekehrt.

Bei Wind- und Solarstromanlagen wird dieser Effekt jedoch dadurch verstärkt, dass ihr Produktionspotenzial vom Wetter abhängt. Deshalb erzeugen häufig alle Anlagen – zumindest innerhalb recht großer geografischer Gebiete – gleichzeitig viel oder wenig Strom. Dadurch steigt und sinkt das Angebot von Wind- und Solarstromerzeugung zu den jeweiligen Zeiten meist erheblich, was wiederum systematisch zu starken Preisausschlägen am Strommarkt führt.

Der "Kannibalisierungseffekt" der Erneuerbaren Energien

Der Strom aus FEE-Anlagen ist also gerade in denjenigen Zeiten besonders wenig wert, in denen die Produzenten besonders viel davon erzeugen können (weitere Einzelheiten siehe Hirth, 2013). Und je mehr FEE-Kapazität installiert wird, um so stärker wird dieser Effekt. Deshalb spricht man auch vom "Kannibalisierungseffekt" der Erneuerbaren Energien.

Ein Sieben-Tage-Diagramm zeigt, wie die Day-Ahead-Preise für Strom sinken, wenn Wind- und Solarenergie mehr Strom liefern und umgekehrt, und wie der Stromverbrauch ebenfalls eine Rolle spielt. Das Diagramm zeigt das Schema im Verlauf der letzten Märzwoche 2024 in Deutschland (Credit: Bundesnetzagentur | SMARD)

Einspeisung von FEE-Anlagen, Stromverbrauch und Großhandelsstrompreise in Deutschland in der letzten Woche im März 2024 (Quelle: Bundesnetzagentur | SMARD)

Ein Blick auf den Wertverlust

Die Grafik oben zeigt diese Korrelation exemplarisch in der letzten März-Woche 2024: Am Montagmorgen steigt der Großhandelspreis des Stroms (grün), weil Menschen erwachen, Fabriken die Produktion aufnehmen etc. und dadurch die Nachfrage (weiß) erhöhen. Dann steigt die Sonne höher, die PV-Anlagen speisen Strom ins Netz (gelb) und der Preis sinkt. Am Nachmittag bleibt die Nachfrage hoch, aber die PV-Produktion geht zurück. Zu allem Überfluss lässt auch noch der ohnehin schwache Wind  (blau) nach: Der Strompreis erreicht seinen Wochenhöchststand von 175 Euro pro Megawattstunde (MWh). Am Dienstag dagegen sinkt der Strompreis trotz höheren Verbrauchs auf 27 Euro/MWh, weil eine hohe Sonneneinstrahlung mit kräftigeren Winden zusammenfällt und so weiter.

Die Kehrseite dieser Entwicklung zeigt die Grafik unten. Sie zeigt wie sich der Großhandelsstrompreis in einer Aprilwoche 2022 nahezu parallel mit der Residuallast (die Stromproduktion aller Erzeugungsarten außer Wind- und Solarkraft) entwickelte. Wenn viel Strom aus Wind- und Sonnenenergie produziert wird, sinkt die Restnachfrage und damit auch der Preis. Eine Residuallast von Null bedeutet, dass die gesamte Nachfrage durch FEE-Anlagen gedeckt wird. Dann kann der Preis auf oder sogar unter Null sinken. Dies ist sogar phasenweise während der jüngsten Energiekrise geschehen – die ansonsten von sehr hohen Preisen geprägt war.

Dieser Wert (nahe Null) spiegelt die variablen Produktionskosten von FEE-Strom wider: Der Preis der Erneuerbaren Energie selbst selbst (Sonneneinstrahlung und Wind) ist Null; die Kosten der Windräder und Solarpanelen sind nahezu unabhängig davon, wie viel Strom sie produzieren. Ganz anders verhält es sich bei thermischen Kraftwerken, die mit Kohle oder Gas befeuert werden: Hier fallen für jede Megawattstunde Strom Kosten für Brennstoff an. Deshalb steigt – wie unten zu sehen – der Strompreis, sobald sie in Betrieb genommen werden müssen, beziehungsweise, der Strompreis muss steigen, damit die Betreiber sie in Betrieb nehmen.

Die Eigentümer von FEE-Anlagen bauen ihre Anlagen an Orten mit – für die jeweilige Erzeugungsart – günstigem Wetter, um die Produktion zu maximieren. Dies führt zwangsläufig zu einer Kumulation der jeweiligen Anlagen an solchen Orten. Südeuropäische Länder setzen deshalb vor allem auf Solarkraft, nordeuropäische auf Windkraft. In Deutschland waren im Jahr 2022 nach Angaben des Bundesverbands Windenergie mehr als 75 Prozent der Erzeugungskapazität aus Windenergie in der weitgehend flachen und windreichen Nordhälfte installiert – Offshore-Anlagen nicht eingerechnet. Die geografische Konzentration verstärkt die negative Korrelation zwischen Preis und Produktionsvolumen zusätzlich, weil dadurch ein größerer Teil der Erzeugungskapazität ähnlichen Wetterverhältnissen ausgesetzt ist.

Was ist die Capture Rate?

All dies führt dazu, dass FEE-Anlagen allgemein ein niedrigerer Marktwert zugeschrieben wird als konventionellen Kraftwerken. Vergleicht man den Capture-Preis von Wind- und Solarkraftwerken mit dem Grundlast-Marktpreis (also dem gewichteten Durchschnittspreis, den ein Grundlastkraftwerk erzielt), erhält man die sogenannte Capture Rate. Sie zeigt deutlich, warum man von "billigem Strom" aus erneuerbaren Quellen spricht.

Die Abbildung unten zeigt die Capture Rate (y-Achse) von Solar- (orange) und Windstrom (blau) in verschiedenen Ländern bei unterschiedlichem Anteil an der Stromproduktion (x-Achse). Die 100-%-Horizontale markiert den Grundlast-Marktpreis. Die Capture Rate liegt also in fast allen Ländern zu fast jedem Zeitpunkt unter eins (100 % des Grundlast-Preises). Trotz gewisser Unterschiede zwischen den einzelnen Ländern ist die Tendenz deutlich zu sehen: Je höher der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung ist, desto billiger ist der Strom und desto weniger wertvoll ist die Anlage. Wind- und Solarenergieanlagen erhalten am freien Strommarkt also systematisch niedrige Vergütungen als konventionelle Kraftwerke.

Der Umgang mit dem Wertverlust

Der systematische Nachteil der FEE-Kraftwerke ist letztlich nichts anderes als eine Folge der üblichen Marktmechanismen zwischen Angebot und Nachfrage. Er hat jedoch weitreichende Auswirkungen auf die verschiedensten Bereiche im Zusammenhang mit dem Strommarktdesign: negative Preise, Batteriespeicher, Laststeuerung, Förderprogramme (Subventionen), langfristige Verträge und Gebotszonensplitting, um nur einige zu nennen.

Für die Eigentümer von FEE-Anlagen birgt dieser stetige Wertverlust, der durch den fortschreitenden Ausbau der fluktuierenden Erneuerbaren Energien weiter verstärkt wird, künftige Preisrisiken. Viele von ihnen sind derzeit zwar durch Subventionen bis zu einem gewissen Grad vor Preisrisiken geschützt. Doch Förderungen stellen keine langfristige, geschweige denn effiziente Lösung dar, weil sie das Produktionsverhalten verzerren (z. B. durch negative Preise) und die Verbraucher unnötig belasten können. 

Wir bei Flex Power sind der Meinung, dass die Entwickler und Betreiber von Wind- und Solarenergieanlagen die Preisrisiken selbst steuern müssen, z. B. durch langfristige Lieferverträge, auch PPAs (Power Purchase Agreement) genannt. Um die spezifischen Erzeugungsprofile der Erneuerbaren Energien in solchen Verträgen widerzuspiegeln, ist es entscheidend, den zugrunde liegenden Wert des Stroms zu verstehen und auch längerfristige Entwicklungen zutreffend zu prognostizieren. 

Wie das aussehen kann, ist bei enwex zu sehen, wo tägliche Updates zu verschiedenen Energiemarkt-Indices veröffentlicht werden, darunter die Marktwerte von Wind- und Solarkraft. Zudem stellen die deutschen Übertragungsnetzbetreibern einen monatlich aktualisierten Überblick über die aktuellen Marktwerte der verschiedenen Erneuerbaren Energien in Deutschland bereit.

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