HWWI Insights 05 2013

Kommunale Stromversorgung
Potenziale und Risiken von regionalen Energiewirtschaftskreisläufen

Text: Andreas Trautvetter und Johannes Jaenicke

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Seit der Entscheidung zum Ausstieg aus der Kernkraft nach der Katastrophe von Fukushima hat der Ausbau der Energieversorgung auf der Basis erneuerbarer Ressourcen deutlich an Dringlichkeit gewonnen. Mit planbaren Einspeisetarifen und einer grundsätzlichen Vorrangregelung für die Einspeisung erneuerbarer Energien hat das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) seit seiner Einführung im Jahr 2000 wesentlich zu dem erfolgreichen Ausbau der erneuerbaren Energien beigetragen. Das EEG senkte das Investitionsrisiko für die neu entwickelten Technologien durch die zum Investitionszeitpunkt bereits festgeschriebenen Einspeisetarife mit einer erhöhten Anfangsvergütung und einer deutlich abgesenkten Grundvergütung.

Da wichtige regenerative Energien, wie Windenergie und Photovoltaik, mit sehr niedrigen Grenzkosten verbunden sind, führen sie zu sinkenden Strompreisen an der Leipziger Strombörse. Dies ist insbesondere an wind- und/oder sonnenreichen Tagen zu beobachten. Einen freien Netzzugang vorausgesetzt, würde auch ohne Einspeisevorrang der Strom aus diesen erneuerbaren Energien konventionelle Kraftwerke stundenweise aus dem Markt verdrängen. Da ein Teil des konventionellen Kraftwerkparks unelastisch auf Marktsignale reagiert, können in Ausnahmesituationen auch negative Strompreise entstehen (siehe Abbildung, linke Hälfte). Die hohen Investitionskosten für den notwendigen Netzausbau sowie für den Ausbau der regenerativen Energien werden nicht auf den Grundpreis, sondern auf die verbrauchsabhängige Komponente der Stromtarife für private Haushalte und die mittelständische Industrie umgelegt, so dass sich diese Verbraucher mit deutlich gestiegenen Strompreisen konfrontiert sehen. 

Die durchschnittliche EEG-Umlage betrug im Jahr 2006 0,88 ct/kWh, im Jahr 2009 1,31 ct/kWh, im Jahr 2012 3,59 ct/kWh und wurde von den Übertragungsnetzbetreibern für das Jahr 2013 mit 5,277 ct/kWh vorläufig festgelegt. Weitere Preissteigerungen sind bei einem raschen Ausbaupfad zu erwarten. Mit der jetzigen Gesetzeslage sind sie kurzfristig nicht aufzuhalten, da nach dem aktuellen EEG eine deutliche Differenz zwischen dem aktuellen Börsenpreis von 5 bis 6 ct/kWh und der garantierten Anfangsvergütung, zum Beispiel für Windstrom, die zwischen aktuell 8,80 ct/kWh bei Onshore-Windenergie beziehungsweise 19 ct/kWh bei Offshore-Wind-energie liegt, besteht. Die nach Ablauf von 5 Jahren für Onshore-Anlagen auf guten Standorten fällige Grundvergütung von 4,80 ct/kWh beziehungsweise nach Ablauf von 8 Jahren für Offshore-Anlagen in Höhe von 3,5 ct/kWh liegt hingegen leicht beziehungsweise deutlich unter den durchschnittlichen Börsenpreisen und trägt damit langfristig zur Preissenkung bei. Die kürzlich eingeführte Managementprämie zur Förderung der Direktvermarktung beträgt für Windstrom aktuell 0,75 ct/kWh. Da die Direktvermarkter nur mit Drosselung oder Abschaltung von Anlagen auf Marktsignale reagieren können, trägt dies tendenziell zur Angebotsreduzierung und damit zur Erhöhung des Börsenpreises bei. Ebenso führen Drosselungen aufgrund von Engpässen im Übertragungsnetz (Einspeisemanagement, siehe Abbildung, rechte Hälfte) zu einer Reduzierung des Stromangebots, höheren Börsenpreisen am Spotmarkt der Europäischen Strombörse EPEX und zusätzlich zu Entschädigungsansprüchen der Anlagenbetreiber, die auf den Verbraucher umgelegt werden.

Hohe Regelungskosten bei konventionellen Kraftwerken können bei unerwarteter Angebotserhöhung oder unerwartetem Nachfragerückgang zu negativen Strompreisen führen. Am Sonntag, den 24. März 2013, war bei sonnigen und windigen Witterungsbedingungen ein stark erhöhtes Angebot an Solar- und Windstrom an der Leipziger Strombörse zu beobachten. Bei ähnlichen Witterungsbedingungen wurde am Folgetag eine sogenannte Einspeisemanagementabschaltung bei Windparks in Thüringen vorgenommen. Zwangsabschaltungen durch Netzengpässe führen zu Einnahmeausfällen und zusätzlichen Aufwendungen bei den betroffenen Produzenten, die weitgehend auf die Netzentgelte und damit auf die Verbraucher umgelegt werden und führen darüber hinaus zu höheren Preisen auf dem Intraday Spotmarkt.

Eine mögliche Alternative zu dieser Preisspirale besteht im Aufbau regionaler Energiewirtschaftskreisläufe auf der Basis erneuerbarer Ressourcen. Indem die Energie zum größten Teil dort produziert wird, wo sie auch verbraucht wird, werden die Übertragungsnetze deutlich entlastet. Die Kosten für den bundesweiten Ausbau der Übertragungsnetze werden dadurch gedämpft. Am Beispiel der Modellregion „Energieautarke Region Brotterode-Trusetal und Floh-Seligenthal“ soll diese Dezentralisierungsstrategie erläutert werden. Der Begriff „Energieautarkie“ bedeutet nicht, dass eine komplette Entkopplung von den bestehenden Energieversorgungsnetzen stattfindet, sondern dass der überwiegende Teil der in den Kommunen benötigten Energie selbst erzeugt und in einem regionalen Energiewirtschaftskreislauf auch vermarktet wird. Eine Entkopplung vom Gesamtnetz ist vor allem aus Redundanzgründen der Versorgungssicherheit sowie der Aufrechterhaltung der Netzstabilität nicht zu empfehlen.

Die Stadt Brotterode-Trusetal und die Gemeinde Floh-Seligenthal haben einen Elektroenergiebedarf von etwa 70 GWh, wobei die Haushalte etwa 20 GWh verbrauchen und den Rest die in den Kommunen vorhandenen Industrieunternehmen, Handwerker und Gewerbetreibenden. Eine Untersuchung des vorhandenen Potenzials erneuerbarer Ressourcen zur Erzeugung von Elektroenergie hat ergeben, dass die benötigte Energiemenge komplett aus regional vorhandenen Ressourcen erzeugt werden könnte.

Als Biomassepotenzial verfügen die Kommunen über 2 916 ha landwirtschaftliche Fläche und 7 635 ha Waldfläche, wovon allein 2 700 ha als Kommunalwald zur Verfügung stehen. Die vorhandene Biomasse zur Erzeugung von synthetischem Erdgas ergibt, wie der Vergleich mit der Europäischen Modellregion für erneuerbare Energien Güssing in Österreich zeigt, ein Potenzial zur Erzeugung von über 20 Mio. m3 Erdgas, welches grundlastfähig in Verbindung mit der bestehenden Gasversorgung zur Energieerzeugung genutzt werden kann.

Die Höhenlagen über 600 m über NN im Thüringer Wald weisen sehr gute Windverhältnisse auf, die zur Nutzung der Windenergie im Kommunalwald ausgebaut werden. Mit sechs bis acht Anlagen mit einer Leistung von jeweils 3 MW bildet die Windenergie in dieser Modellregion die Grundlage der Energieversorgung. Die tagsüber auftretende erhöhte Nachfrage nach Strom kann gut durch Solarstrom befriedigt werden. Mit den vorhandenen Altdeponiestandorten und Industriedächern stehen hierfür viele Flächen zur Verfügung.

Der Höhenunterschied von über 300 m zwischen den beiden Kommunen bietet zudem das Potenzial, die vorhandenen Flussläufe energetisch zur Energieerzeugung aus Wasser grundlastfähig zu nutzen.

Die Energieerzeugung und Einspeisung ins Netz nach dem EEG rechnet sich zwar wirtschaftlich für die notwendigen Investitionen, löst aber die Preisproblematik für Bürger und die mittelständischen Unternehmen in der Region nicht. In diesem Fall wären alle Kunden nach wie vor an die Preissteigerungen entsprechend des Ausbaus der Energieerzeugung in Deutschland gekoppelt. Entscheidend für den Erfolg des Projektes ist die Eigenversorgung der Bürger und Unternehmen über die Verfügbarkeit der vorhandenen kommunalen Netze. Der Konzessionär des Elektroenergienetzes in der Gemeinde Floh-Seligenthal ist auch der Betreiber der regionalen Gasversorgung und einer der Mitinitiatoren des regionalen Energiewirtschaftskreislaufes. Von daher wird das Projekt auch von Seiten des Netzbetreibers unterstützt.


Chancen eines regionalen Energiewirtschaftskreislaufes

1. Elektroenergie, die vor Ort erzeugt und verbraucht wird, entlastet das Übertragungsnetz und entkoppelt sich von den Kosten der Netzbetreibung und unterliegt zurzeit auch keiner EEG-Umlage. Die Netzbetreibungs­kosten bestehen ausschließlich aus den Netzentgelten für die kommunalen Netze („letzte Meile“). Netzentgelte für das Höchstspannungsnetz und zumindest für das 110-KV-Netz entfallen. Bereits heute wäre Strom aus Windkraft und Photovoltaik preiswerter als die Strom­bezugskosten aus dem Netz, da die höheren regionalen Erzeugungskosten gegenüber dem durchschnittlichen Börsenpreis durch die sonstigen Bezugskosten mehr als kompensiert werden.

2. Eine Stromerzeugung auf der Basis erneuerbarer Ressourcen entkoppelt sich von der Preisentwicklung fossiler Brennstoffe (Kohle, Erdöl, Gas) auf dem Weltmarkt. Die Investitionen in regenerative Energieanlagen sind zwar hoch, aber die „Rohstoffe“ (Sonne, Wind, Wasser) stehen kostenfrei zur Verfügung. Damit sind langfristig stabile Energiepreise möglich, da nur die durch derzeit niedrige Zinsen günstigen Kapitalkosten für die Investition und die relativ geringen Betriebskosten zu kalkulieren sind.

3. Energie aus Biomasse sowie die Speicherung der Wind- und Photovoltaikenergie, die über den Bedarf produziert wird, erzeugt Wärme, die in Verbindung mit den beteiligten Kommunen zur Betreibung öffentlicher Infrastruktur (Bäder, Schulen, Verwaltungsgebäude) kostengünstig zur Verfügung steht. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, dezentral ein Nahwärmenetz aufzubauen und die Wärme an Bürger und Unternehmen abzugeben.

4. Regionale Energiewirtschaftsläufe sind bürgernäher und können daher flexibler an die Interessen vor Ort angepasst werden.


Risiken eines regionalen Energiewirtschaftskreislaufes

1. Effektive Speichertechnologien für Elektroenergie, zum Beispiel Power-to-Gas, sind zurzeit noch in einer Entwicklungsphase, was eine wirtschaftliche Nutzung im Moment noch nicht möglich macht. Erfahrungen aus Technologiesprüngen bei der Energieerzeugung zeigen, dass vermutlich in den nächsten drei bis fünf Jahren dieses Problem gelöst sein dürfte.

2. Zur Netzstabilität eines regionalen Energiewirtschaftskreislaufes mit dezentraler Energieerzeugung bedarf es zusätzlicher Investitionen in die Steuerung des Netzes. Skaleneffekte eines großen Netzes kommen hier nicht zum Tragen.

3. Die Redundanz für eine sichere Energieversorgung erfordert die Einbindung regionaler Energiewirtschaftskreisläufe in die großen Energienetze. Die notwendige Absicherung zur Betriebssicherheit eines regionalen Netzes beeinflusst die Wirtschaftlichkeit.

4. Politische Entscheidungen zur Einbindung regionaler Energiewirtschaftskreisläufe in die Finanzierung weiterer Kosten der Energiewende stehen bereits heute auf der Agenda, obwohl sie den Ausbau der regenerativen Energien vorantreiben und zur Entlastung der Übertragungsnetze beitragen. Bundesumweltminister Altmaier spricht in seinen Vorschlägen zur Begrenzung der Strompreiserhöhung von „Entsolidarisierung der Eigenversorger“ und fordert die Einbindung in das EEG-Abgabensystem. Damit würde ein Teil des wirtschaftlichen Vorteils verloren gehen.


Fazit

Im Fazit können regionale Energiewirtschaftskreisläufe einen hohen Beitrag zum Gelingen der Energiewende und zur Preisstabilität der Energiekosten leisten. Es bedarf aber abgestimmter Entscheidungen aller politischer Verantwortlichen in Bund und Ländern zu den weiteren Ausbauzielen der Energieerzeugung auf der Basis erneuerbarer Ressourcen, den Standorten des Ausbaus und dem damit verbundenen Netzausbau für die Energieversorgung in Deutschland.