Kapazitätsmärkte – Markt- oder Planwirtschaft?

Ab 2015 soll in Großbritannien ein Kapazitätsmarkt für Kraftwerke starten. Ähnliche Überlegungen gibt es bereits für Belgien, Frankreich und Deutschland. Es ist also höchste Zeit, sich mit dem Thema etwas näher zu beschäftigen.

Das Besondere des Strommarktes

Die Gewinnung und Verteilung elektrischer Energie ist außergewöhnlich kapitalintensiv. Kraftwerke und Stromnetze kosten Milliarden. Sie sind anschließend für Jahrzehnte nutzbar. Nur durch die Verteilung der Kosten auf viele Jahre, ist das Produkt elektrische Energie überhaupt zu geringen Preisen lieferbar. Doch genau darin besteht das außerordentliche betriebswirtschaftliche Risiko: Niemand kann den genauen Bedarf in Jahrzehnten voraussagen.

Zu Beginn der Elektrifizierung ist man deshalb sehr schnell zu staatlich regulierten Monopolen übergegangen. Besonders bei der Verteilung (Leitungsnetze) erscheint es noch heute sinnvoll, an jedem Ort nur ein Netz zu betreiben. Dies ist ein echtes Alleinstellungsmerkmal. In wie weit dieses Gebietsmonopol wirklich natürlich oder eher politisch gewollt ist, sei dahingestellt. So geht z. B. in der Telekommunikation der Trend durchaus zu (zumindest auf Teilstrecken) parallelen Leitungen oder bei Erdgas zu parallelen Systemen (Pipeline und LNG). In der Stromwirtschaft dagegen, wird jede Diversifizierung sofort im Keim erstickt. Jüngstes Beispiel ist die nachträgliche Belastung von Eigenerzeugung mit staatlichen Abgaben.

Seit je her, hat man versucht das Dilemma zwischen hohen Fixkosten und (teilweise) sehr geringen variablen Kosten durch Leistungs- und Energiepreise abzubilden. Einzige Ausnahme waren die Kleinverbraucher (Haushalte), bei denen Aufwand und Nutzen in keinem Verhältnis zueinander standen. Der Leistungspreis deckte dabei einen erheblichen Anteil der Fixkosten bei Erzeugung und Verteilung ab. Er genügte folgenden Anforderungen:

  • Als spezifischer Preis – Leistung (kW), die in einem Abrechnungszeitraum bezogen wird – bot er dem Verbraucher einen unmittelbaren Anreiz, seine gezogene Leistung möglichst klein zu halten und zu vergleichmäßigen. Früher nannte man so etwas Spitzenstromoptimierung, heute wird der alte Wein neudeutsch als „smart grid“ verkauft. Wichtig war die unmittelbare Verknüpfung von Leistung mit Kosten: Wer verschwenderisch mit den volkswirtschaftlichen Investitionen fürs Netz umging, mußte unmittelbar entsprechend mehr bezahlen. Eine sehr wirksame Methode, da der Leistungsanteil im Normalfall etwa die Hälfte der Stromrechnung betrug.
  • Das Investitionsrisiko wurde zwischen Kunde und Lieferant aufgeteilt: Wurde nur selten die geforderte Leistung vom Kunden bezogen, stieg der Leistungsanteil an seiner Stromrechnung merklich an. Ein Leben auf Kosten der Allgemeinheit – wie es heute gern von Besitzern von Photovoltaikanlagen propagiert wird – war in diesem System nicht vorgesehen. Wer nur für wenige Stunden seine elektrische Energie aus dem öffentlichen Netz bezieht, muß indirekt über seinen Leistungspreis für seine Kilowattstunden einen Preis von mehreren Euro bezahlen. Die Propaganda von der bald erreichten „Netzparität“ stellt sich als genauso hohler Werbeslogan wie „Die Sonne schickt keine Rechnung“ heraus. Wenn Netzparität, dann aber bitte nur mit Leistungspreis (auch Bereitstellungspreis genant) oder eigener Batterieanlage für Dunkelheit.
  • Der Leistungspreis war bezüglich des Netzes verursachergerecht. Wer nur das Hochspannungsnetz bzw. Mittelspannungsnetz nutzte, hatte auch unterschiedliche Preise zu entrichten. Dafür mußte er die Transformatorenanlage selbst anschaffen und betreiben. Auch diese volkswirtschaftlich sehr sinnvolle Maßnahme wird immer gern für Propaganda missbraucht: Es wird gern von billigem Strom für die Industrie gefaselt, weil man nur die Arbeitspreise (kWh) für Haushalte und „Großverbraucher“ in Relation zueinander setzt.

Wie das Elend begann

In der guten alten Zeit, mußten sich die Energieversorger alle Preise vorher von dem zuständigen Regulierer genehmigen lassen. Dazu war es nötig, alle Kosten für Erzeugung, Vertrieb und Netznutzung offen zu legen. In wie weit so etwas überhaupt möglich ist, sei dahingestellt. Als Gegenwert erhielten sie das jeweilige Monopol.

Mit der Erschaffung der „Marktliberalisierung“ – ironischerweise gerade durch Kräfte, die der Marktwirtschaft eher kritisch gegenüberstehen – mußte das System umgestellt werden. Man glaubte die Erzeugung (Kraftwerke) und das Netz problemlos voneinander trennen zu können. Warner, die vor der Problematik der Frequenzregelung und der Rosinenpickerei bei den Standorten warnten, wurden als Vertreter der „Monopolkräfte“ abgebürstet. Man wollte politisch eine Strombörse durchsetzen. Man glaubte, einen Markt künstlich erschaffen zu können. Zu diesem Zweck erschuf man die Konstruktion von an einer Börse in Leipzig miteinander handelnden Erzeugern (Kraftwerke, Windparks etc.) und „Großverbrauchern“ (industrielle Kunden, Vertriebsfirmen). Alle sonstigen Schwierigkeiten wurden dem „Netzbetreiber“ auferlegt. Dieser sollte staatlich reguliert werden und würde sich als der Hort der Planwirtschaft erweisen. Er ist die Spielwiese der Politiker, das Ausführungsorgan der Planwirtschaft. Anders als im „real existierenden Sozialismus“ konnten sich aber die Architekten der Planwirtschaft stets hinter den „bösen Kräften des Marktes“ verstecken.

Sollte man nur noch Energie (kWh) handeln, mußten zukünftig alle Kosten durch den Energiepreis (€/MWh) abgedeckt werden. Bei der Unterteilung in „Marktanteil“ und „Plananteil“ war das nur über Zuschläge (Netzentgeld, EEG-Umlage etc.) möglich. Eine Systemumstellung mit fatalen Konsequenzen: Durch die faktische Abschaffung des Leistungspreises wurde das Verursacherprinzip bei den Kapitalkosten ausgehebelt. Zu allem Überdruss wurden aber teilweise Leistungspreise weiter erhoben, was zumindest in der Industrie zu völligen Fehlallokationen führt. Man hat – gewollt oder ungewollt – eine gewaltige Spielwiese für Schlangenölverkäufer aus allen gesellschaftlichen Bereichen geschaffen.

Die zwei Geburtsfehler der Strombörse

Eine Börse ist ein Marktplatz. Zwar ist im Internet-Zeitalter keine Präsenz der Händler mehr auf dem Parkett nötig, aber es gibt einen genau definierten Erfüllungsort. Für die Ölkontrakte über WTI (West Texas Intermediate) ist dies nach wie vor Cushing in Oklahoma USA. Egal wer, wo auf der Welt WTI-Kontrakte handelt, weiß, daß er noch die Transportkosten von seinem Verkaufspreis abziehen bzw. seinem Kaufpreis hinzurechnen muß. Natürlich wird keine physische Ware erst von Rotterdam nach Cushing transportiert und von dort wieder nach Frankfurt. Vielmehr zieht der Verkäufer in Rotterdam die Transportkosten vom Cushing-Preis ab und der Abnehmer in Frankfurt rechnet seine Transportkosten hinzu. Üblich ist nun, daß man sich die Differenz teilt und mit den tatsächlichen Transportkosten von Rotterdam nach Frankfurt verrechnet. Hört sich kompliziert an, ist aber in der Praxis hoch effektiv, weil erst dadurch neue Transportwege entdeckt oder geschaffen werden. Als Beispiel mag nur die Verflüssigung von Erdgas als Alternative zum Rohrleitungstransport dienen. Bei der Strombörse meinte man nun mit „virtuellen Handelsräumen“ arbeiten zu können. Inzwischen spricht es sich aber herum, daß auch neue Stromtrassen Milliarden kosten. Es ist eben keinesfalls egal, wann und wo eine Lieferung vollzogen wird. In Deutschland war man aus politischen Gründen ausdrücklich für eine „Briefmarkenlösung“. Es sollte kein Unterschied bei den Transportkosten geben – egal ob der Strom für München aus dem Kernkraftwerk in der Nähe oder aus dem Windpark bei Helgoland stammt. Wo ein politischer Wille ist, soll auch eine Stromtrasse gebaut sein. Die Kosten dafür, zahlt ja die Allgemeinheit über die „Netzumlage“. Jeder Kohlenhändler würde nur ungläubig mit dem Kopf schütteln, wenn man ihm erzählen wollte, es sei gleich teuer, ob die Kohle aus Ibbenbüren oder Südafrika geliefert wird. Aber darin unterscheiden sich eben reale Märkte von politischen Kopfgeburten.

Der zweite Geburtsfehler war die Zusammenfassung zweier völlig verschiedener Produkte zu einem Handelsprodukt. Konventioneller Strom – egal ob aus Kernkraft-, Kohle oder Gaskraftwerken – ist zu jedem Zeitpunkt ein physikalisch darstellbares Produkt, „Flackerstrom“ aus Wind- und Sonnenenergie hingegen, ist bestenfalls über den Wetterbericht abschätzbar – so, als würde man Schweinehälften mit Roulett zu einem Handelsprodukt vereinen. Die garantierte Lieferbarkeit ist aber die Grundfeste einer jeden Börse. Wie hat man nun das Problem für die Strombörse gelöst? Immer wenn Produktion und Abnahme nicht genau im Gleichgewicht sind, ändert sich die Netzfrequenz. Für die Einhaltung der Frequenz ist aber der Netzbetreiber zuständig. Mit anderen Worten: Jedes mal, wenn ein Verkäufer (Windpark) seine Ware gar nicht liefern kann, muß der Netzbetreiber einspringen. Er muß nun sehr teuer, weil kurzfristig, die fehlende Leistung besorgen. Die Kosten hierfür, darf er über die Netzentgelte auf die Allgemeinheit abwälzen. Wie lange würde wohl eine reale Börse existieren, wenn ständig gar nicht geliefert werden könnte? Entweder würden sich die Handelsteilnehmer frustriert zurückziehen oder die Versicherungsprämien für Lieferausfälle würden jeden Handel ad absurdum führen. Wie weit die Strombörse von realen Börsen entfernt ist, ist schon jedem Laien durch die negativen Preise ersichtlich.

Merit Order

Die Kosten der Erzeugung elektrischer Energie lassen sich als Fixkosten (Kapitalkosten, Personalkosten etc.) und variable Kosten (praktisch nur Brennstoffkosten) darstellen. Trägt man die Brennstoffkosten in einem Diagramm auf, ergibt sich eine Kurve, die im Nullpunkt beginnt (Wind und Sonne), erst sehr flach ansteigt (Kernenergie), dann immer steiler wird (von Braunkohle über Steinkohle), um dann sehr steil (Erdgas) zu enden. Ob ein Kraftwerk nun läuft oder nicht, die Fixkosten (insbesondere sind das die Kapitalkosten) bleiben immer gleich. Ob man es in Betrieb setzt, hängt also vom Verhältnis des momentan erzielbaren Strompreises zu den eigenen Brennstoffkosten ab.

Ein Beispiel mag dies verdeutlichen: Beträgt der Strompreis an der Börse 32 €/MWh ergibt sich für ein Gaskraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 50% Grenzkosten bei einem Erdgaspreis von 16 €/MWh. Bei diesem Strompreis und Erdgaspreis könnte es gerade seine Brennstoffkosten wieder einfahren. Ist der erzielbare Strompreis geringer oder der Gaspreis höher, lohnt es sich, das Kraftwerk außer Betrieb zu setzen um weitere Verluste zu vermeiden.

Der erzielbare Strompreis gilt aber nun für alle Kraftwerke. Jedes Kraftwerk muß nun seine Brennstoffkosten ermitteln. Man kann jetzt die Kraftwerke in einer Liste mit steigenden Brennstoffkosten sortieren. Das muß täglich geschehen, da die Brennstoffpreise schwanken. Eine solche Liste bezeichnet man als „merit order“. Alle Kraftwerke, die mit ihren individuellen Brennstoffkosten oberhalb des Grenzwertes (entsprechend dem Börsenpreis für Strom) liegen, würden mit jeder produzierten Kilowattstunde zusätzliche Verluste machen, aber alle Kraftwerke unterhalb des Grenzwertes würden nicht nur ihre Brennstoffkosten voll abdecken, sondern würden auch noch zusätzliche Einnahmen zur Abdeckung ihrer Fixkosten erzielen.

Aus diesem Zusammenhang ergibt sich auch eindeutig, warum in diesem System mit steigendem Anteil an „Erneuerbaren“ auch ständig der Anteil an Strom aus Braunkohle größer werden wird. Momentan gilt der Einspeisevorrang für „Erneuerbare“. Je nach dem, wie stark der Wind weht und die Sonne scheint, ist damit ein entsprechender Anteil an der insgesamt benötigten Strommenge vergeben. Lediglich der Rest bleibt für die anderen Kraftwerke übrig. Das ist politisch so gewollt. Die Strompreise an der Börse purzeln durch das Überangebot bis hin zu absurden negativen Preisen (Entsorgungsgebühren). Ausgerechnet Kernkraftwerke (die aber aus politischen Gründen abgeschaltet werden sollen) und moderne Braunkohlekraftwerke haben die mit Abstand geringsten Brennstoffkosten. Lange vorher, müssen (heute schon) auch modernste Erdgaskraftwerke und bald auch modernste Steinkohlekraftwerke abstellen.

Nicht zu unterschätzen ist in diesem Zusammenhang der Faktor Zeit. Jeden Tag, an dem ein Kraftwerk nicht laufen darf, schreibt es dunkelrote Zahlen. Andererseits können die Kraftwerke mit geringen Brennstoffkosten ihre Kredite weiter abbauen. Hat in diesem Sinne schon jemals ein Politiker oder Konzernlenker über die Konsequenzen nachgedacht, wenn demnächst die Brot-und-Butter-Kraftwerke zwangsweise abgeschaltet werden müssen. Der „Atomausstieg“ wird noch richtig heiter werden.

Interessant sind auch die Auswirkungen auf Neuinvestitionen. Alle reden von einem Boom bei Gaskraftwerken. Sicherlich erfordern Gaskraftwerke die mit Abstand geringsten Investitionen. Insofern erscheint das betriebswirtschaftliche Risiko gering. Allerdings gilt das nur für niedrige Gaspreise (Putin läßt grüßen!) bei gleichzeitig hohen Strompreisen. Wer garantiert aber, daß die Strompreise an der Börse bald stark steigen? Was ist, wenn die Absatzmenge in Deutschland durch eine beschleunigte Deindustrialisierung schneller rückläufig ist, als allgemein erwartet wird? Was, wenn unsere Nachbarn mit billigem Strom – beispielsweise aus Kernkraftwerken – auf den deutschen Markt drängen?

Warum es keine Kapazitätsmärkte gibt

Die Grundvoraussetzung für einen Markt ist das aufeinandertreffen von Angebot und Nachfrage. Wo es gar keine Nachfrage gibt, kann auch kein Markt entstehen. Insofern ist der naturgegebene Markt, der Markt für elektrische Energie. Genauso wie es Märkte und Börsen für Diesel und Benzin gibt, aber keine Börse für Raffinerien. Alle politischen Kopfgeburten leiden an einem systembedingten „Nicht-funktionieren-können“. Der Begriff Markt ist oft nur eine Verballhornung der Planwirtschaft. Typischer Vertreter dieser politischen Kategorie ist der Handel mit CO2.-Zertifikaten“.

Entweder man ist für freie Märkte (nur Energie in €/kWh) oder man entscheidet sich wieder zur Rückkehr zum regulierten Markt (Bereitstellungspreis in €/kW und Energie in €/kWh nach individuellen Umständen). Jedes der beiden Systeme hat Vor- und Nachteile.

Zu Märkten gehören untrennbar Unternehmer und unternehmerisches Risiko. In diesem Sinne kann sich ein Kraftwerk nicht von einer Eisdiele unterscheiden. Mit beiden kann man Geld verdienen. Aber für beide kann die falsche Einschätzung des Wetter-Risikos tödlich sein. Eine Eisdiele muß ihr Geld verdienen, wenn der Kunde Eis essen möchte. Nicht anders, kann es bei einem Kraftwerk sein. Der Spruch: „Man zahlt ja auch nicht nur für die Feuerwehr, wenn es brennt“, ist die Denkweise eines Kombinatsleiters und nicht eines Unternehmers.

Es ist kein Zufall, daß ausgerechnet die „Stadtwerke“, die massiv in Gaskraftwerke investiert haben, nun lautstark „Kapazitätsmärkte“ fordern. Es ist der bekannte Ruf nach Subventionen. Ihr Problem, wenn sie irgendwann angefangen haben, an die eigene Propaganda von den „flexiblen“ und „umweltfreundlichen“ Gaskraftwerken zu glauben. Es ist in diesem Land scheinbar zum Volkssport für gewisse politische Kreise geworden, die Verbraucher immer weiter mit Abgaben zu belasten. Früher war man wenigstens so ehrlich, die eigenen politischen Wünsche aus den öffentlichen Haushalten – und damit über Steuern – abzudecken. Eine weitere „Kapazitätsabgabe“ wird mit Sicherheit die Strompreise nicht senken.

Man sollte dem Markt endlich freien Lauf gewähren und unrentable Kraftwerke pleite gehen lassen. Es wird sich schon ein Käufer finden. Der kann dann anschließend auch billiger anbieten. Die Damen und Herren, die ignoriert haben, daß Kernbrennstoff und Kohle billiger als Erdgas sind, müssen sich halt einen neuen Job suchen. Auch das Warten auf höhere „CO2-Preise“ wird sie nicht mehr retten können. Wenn man CO2. zu einem Schadstoff erklären will, wird man um Grenzwerte nicht umhin kommen. Präsident Obama macht es gerade vor.

„Kapazitätsmärkte“ können die Randbedingungen nicht verändern:

  • Je mehr Wind und Sonne in den Markt gedrückt wird, um so mehr wird Angebot und Nachfrage auseinandergehen. Die unvermeidliche Folge sind immer stärker schwankende Strompreise.
  • Je stärker die Preise schwanken, um so höher muß der Risikoaufschlag werden. Das Niveau der Strompreise (in Deutschland) wird dadurch weiter steigen.
  • Je höher die Preise steigen, um so mehr setzen Ausweichbewegungen ein. Eine massive Abwanderung der Industrie ins Ausland wird stattfinden. Sollte das der heimliche politische Wunsch sein, dann weiter so.
  • Das Ausland wird dem deutschen Vorbild auf keinen Fall folgen. Man wird gerne die Arbeitsplätze übernehmen und wird auch gerne billigen Strom liefern. Schließlich schafft auch der Bau und Betrieb von Kraftwerken Arbeitsplätze.
  • Solange man das Prinzip der Grenzkosten (merit order) beibehält, ist die Schwankung (Volatilität) der Energiepreise immer größer als bei einem regulierten System mit Leistungs- und Energiepreisen. Ein „Kapazitätsmarkt“ kann daran nichts ändern.
  • Ein „Kapazitätsmarkt“, d. h. die Bezahlung für das reine Bereithalten eines Kraftwerks, ist eine Subvention. Es entsteht ein reiner Mitnahmeeffekt, der keine Senkung der Energiepreise zur Folge hat.
  • Eine Lösung ist nur auf europäischer Ebene unter Beachtung europäischen Rechts möglich. Ein weiterer Alleingang Deutschlands wird nicht toleriert werden. Dies gilt um so mehr das Netz durch zusätzliche Grenzkopplungen verstärkt wird.
  • Die Volatilität wird durch den weiteren Ausbau der „Regenerativen“ immer weiter zunehmen. Ein „Kapazitätsmarkt“ kann ohnehin nur einen etwaigen Mangel an Leistung, nicht aber den Überschuß (wenn der Wind mal kräftig weht oder die Sonne großräumig scheint) beeinflussen.
  • Eine Kaltreserve war immer schon üblich. Was geschieht mit dem „Kapazitätsmarkt“, wenn die Gaspreise einmal (relativ) sinken sollten? Werden dann die erhaltenen Subventionen an die Verbraucher zurückgezahlt?
  • Je länger man das Eingeständnis, daß die „Energiewende“ ein Fehler ist, hinauszögert, um so mehr Zwangsabgaben sind nötig: Es begann mit der EEG-Umlage, dann folgte die Netzumlage und jetzt ist eine Kapazitätsabgabe im Gespräch. Planwirtschaft wuchert wie eine Krebsgeschwulst.
  • Nur ein ausgewogener Kraftwerkspark ist die beste Garantie für Preisstabilität. „100% Erneuerbare“ ist eine gefährliche Utopie.

 

Erdgas oder Kernenergie

oder Investitionskosten gegen Betriebskosten

In den letzten Monaten verschärft sich immer mehr die Diskussion um die zukünftige Gestaltung des Kraftwerkparks. Grundsätzlich ist die Fragestellung welcher Brennstoff zukünftig eingesetzt werden soll, so alt wie die Stromerzeugung und unterliegt immer noch dem gleichen Kräftedreieck unterschiedlicher Interessen:

  1. Welche Brennstoffe oder sonstige „Rohstoffe“ (Wasserkraft, Wind etc.) sind am Standort zu welchen Preisen vorhanden?
  2. Wie hoch sind die erforderlichen Investitionskosten für die in Frage kommenden Kraftwerkstypen?
  3. Wie lauten die gesellschaftlichen Randbedingungen?

Den letzten Punkt könnte man auch als Politik bezeichnen. Er liegt zumeist weit außerhalb des Einflussbereichs von Investoren und kann sehr irrationale Gründe haben, wie die „Energiewende“ eindrucksvoll zeigt. Er soll hier nicht weiter betrachtet werden. Allerdings kann er in seinen Auswirkungen die beiden ersten beiden Gesichtspunkte bei weitem übertreffen und kann äußerst kurzfristig wirken (z. B. Abschaltung der Kernkraftwerke nach Fukushima) und zerstörerisch sein. Oder anders ausgedrückt: Sachverstand ist gegen politischen Glauben völlig machtlos!

Stromerzeugung und -verteilung erfordert am Anfang sehr hohe Investitionen. Man muß über sehr lange Zeiträume Investitionsentscheidungen betrachten. Je weiter man aber in die Zukunft schauen muß, um so ungewisser sind die Randbedingungen. Will man akzeptable Preise für eine Energieeinheit erzielen, muß man sehr langsame Kapitalrückflüsse ansetzen. Dabei bewegt man sich auch noch in einem etablierten Markt: Anders, als z. B. bei der Erfindung von Computern oder Mobiltelefonen, hat man nicht die Nischen, für die auch ein extrem teures Produkt noch nutzen hat. Diese „Erstanwender“ finanzieren dann die weitere Entwicklung. Elektrische Energie ist demgegenüber ein streng genormtes Produkt. Es macht für den Nutzer überhaupt keinen Unterschied, wie es erzeugt wurde. Technologische Fortschritte interessieren deshalb nur einseitig den Erzeuger.

Aus dem bereits etablierten Marktpreis ergibt sich folgendes Dilemma: Man muß den Anteil der Kapitalkosten möglichst gering halten, da ja die Brennstoffpreise ebenfalls festliegen. Je länger man jedoch den Amortisationszeitraum ansetzt, um so größer wird auch das Risiko steigender Brennstoffpreise. Dieses Risiko ist um so schlechter kalkulierbar, je breiter die Anwendung des Brennstoffs ist. Erdgas z. B. konkurriert auch mit Industrie und Gebäuden. Uran andererseits, ist praktisch nur in Kernkraftwerken nutzbar.

Betrachtet man die Investitionskosten für ein Kraftwerk, so bildet eine Gasturbine die untere Schranke und ein Kernkraftwerk die obere Schranke. Bei den Brennstoffpreisen verhält es sich genau umgekehrt. Eine Optimierung ist notwendig. Einfache Antworten können nur Laien liefern.

Preisschwankungen beim Brennstoff

Kraftwerke sind langlebige Investitionsgüter. Ihre technische Lebensdauer ist praktisch unendlich. Üblicherweise wird jedoch der Instandhaltungsaufwand und der technische Fortschritt nach vier bis sechs Jahrzehnten so groß, daß eine Verschrottung sinnvoll wird. Man muß also den Verlauf der Brennstoffpreise über so lange Zeiträume abschätzen. Bei den Kohlepreisen aus der nahen Grube ist dies noch einfach, bei frei handelbaren und auch anderweitig nutzbaren Brennstoffen, wie Öl und Gas, ist das weitaus schwieriger. So mußten beispielsweise Öl- und Gaskraftwerke vorzeitig (gemeint ist vor dem erreichen ihrer technischen Lebensdauer) ausscheiden.

Ein wichtiges Maß für das Investitionsrisiko ist die Volatilität der Brennstoffpreise (Schwankungen in der Höhe und zeitlichen Frequenz) in der Vergangenheit. Erdgas unterlag immer großen Schwankungen. In der Vergangenheit versuchte man diese durch die sog. „Ölpreisbindung“ im Griff zu behalten. Im letzten Jahrzehnt setzte sich immer mehr eine freie Preisbildung durch. Sinkende Preise waren sowohl für Anbieter (Marktanteil) als auch Nachfrager, einfach zu verlockend. Es lohnt sich daher, sich etwas näher mit den Einflussfaktoren zu beschäftigen.

Die Shale-Gas Revolution

Die typische Erdgaslagerstätte ist eine „Gasblase“, die sich unterhalb einer undurchlässigen Schicht gebildet hat. Bohrt man diese an, strömt es meist unter hohem Druck aus. Bei entsprechend großen Vorkommen – wie z. B. in Rußland und dem Iran – kann das Jahrzehnte andauern ohne daß die Fördermenge merklich absinkt. Weit aus größer sind jedoch die Vorkommen von sog. „unkonventionellem Gas“. Darunter versteht man Erdgas, das in den feinen Poren von Schiefer (shale gas) oder tiefliegenden Kohlenflözen (coal seam gas) eingeschlossen ist. Ein nur senkrechtes Anbohren hilft da nicht weiter. Man muß waagerecht innerhalb dieser meist dünnen Schichten entlang bohren. Anschließend müssen die unzähligen Gasporen noch hydraulisch aufgebrochen werden. Eine sehr kostspielige Angelegenheit. Im Durchschnitt kostet eine einzelne Bohrung inclusive Fracking etwa 6 Millionen Dollar.

Führt man sich das Grundprinzip vor Augen: Eine zwar poröse, aber ziemlich undurchlässige Schicht wird durch künstliche Risse erschlossen, so wird eine charakteristische Eigenheit dieser Fördermethode erkennbar. Etwa 80 % der gesamten Ausbeute fallen in den ersten zwei Jahren nach dem Aufschluß an. Mit anderen Worten, will man aus einem Gasfeld eine langfristig konstante Ausbeute erzielen, muß man kontinuierlich immer neue Löcher bohren. Die älteren Bohrungen geben für Jahrzehnte nur noch einen kläglichen Gasstrom her, da das Gas aus den Poren nur sehr langsam zu den Rissen wandern kann.

Aus dieser technisch/geologischen Randbedingung wird klar, welche Investoren hier tätig werden. Es sind weniger die großen Mineralölkonzerne, als hochspekulative Kapitalanleger. In einer außergewöhnlichen Niedrigzinsphase kann man mit relativ wenig Eigenkapital große Geldmengen flüssig machen. Geht die Wette auf, fließt in kurzer Zeit das eingesetzte Kapital zurück. Man kann weitermachen oder sich der nächsten Geschäftsidee zuwenden. Parallelen zur Häuser-Spekulationsblase in USA sind auffällig. Auch der „Shale Gas Revolution“ wohnt ein bischen Schneeballsystem inne. Die Sache läuft so lange weiter, wie die Gaspreise steigen (sollen). Welche Größenordnung das Ganze allein in USA angenommen hat, machen ein paar Zahlen deutlich: Um die derzeitige Gasförderung aufrecht zu erhalten, sind nach allgemeinen Schätzungen rund 42 Milliarden Dollar pro Jahr nötig. Bei den heute niedrigen Gaspreisen wird aber lediglich ein Umsatz von etwa 32 Milliarden Dollar jährlich erzielt. Die einschlägigen Gasproduzenten erzielen sogar nur einen cash flow von etwa 8 Milliarden Dollar. Die Reaktionen erfolgen prompt: So sind im Haynesville Shale nur noch 40 Bohrtürme im Einsatz. Man geht davon aus, daß unterhalb eines Gaspreises von 7 $/Mcf (1 Mcf entspricht rund 28,32 Kubikmeter) keine Bohrung mehr rentabel sein wird. Bereits 3500 Bohrungen sind im Süden der USA fast fertiggestellt, aber noch nicht in Betrieb gesetzt worden. Eine kurzfristige Steigerung ist noch möglich.

Die Transportfrage

Wenn man irgendwo Erdgas findet, ist es praktisch völlig wertlos, solange man keinen Anschluß an ein Rohrleitungsnetz hat. Dies ist ein ausschlaggebender Unterschied zu Kohle und Erdöl, die man notfalls mit dem LKW oder der Bahn bis zum nächsten Einspeisepunkt transportieren kann. Die schlechte Transportierbarkeit führt auch zu den regionalen Preisunterschieden. Ein einfaches umleiten eines Tankers oder Frachters ist nicht möglich. Derzeit ist Erdgas in Europa etwa 2,5 bis 3 mal teurer und in Asien sogar 4 bis 5 mal so teuer wie in den USA. Preisunterschiede – sofern sie hoch genug sind und längerfristig erscheinen – werden aber immer durch den Ausbau neuer Transportwege ausgeglichen. Ein typischer Ablauf findet derzeit in den USA statt. Ursprünglich wurden die großen Verbraucher an der Ostküste durch Ferngasleitungen vom Golf, aus Kanada und den Rockies versorgt. Seit die Förderung aus dem Marcellus und Utica Shale auf über 10 Bcf/d hochgeschossen ist, wird nun lokal mehr produziert als (zumindest im Sommer) verbraucht werden kann. Der Ausgleich geht über den Preis: Das „neue Gas“ unterbietet lokal jeden Ferngaslieferanten, da es ohne Absatz ein wirtschaftlicher Totalverlust wäre. Der geringere Absatz in der Ferne, koppelt durch ein plötzlich entstandenes Überangebot in den Feldern des mittleren Westens, Kanadas und am Golf bis in weit entfernte Regionen zurück. Die Preise fallen weiträumig. Dies funktioniert aber nur, weil die USA über die erforderliche Infrastruktur verfügen und eine politische Einheit bilden.

In weiten Teilen der Welt sieht es gänzlich anders aus. Man könnte den Syrienkonflikt z. B. als den ersten Erdgaskrieg bezeichnen. Vordergründig handelt es sich um einen Bürgerkrieg zwischen Sunniten (unterstützt durch Qatar), Schiiten (unterstützt durch Iran) und dem Rest des Assad-Regimes (unterstützt durch Rußland). Was hat aber ein winziges Scheichtum am Persischen Golf mit Moskau und Teheran gemeinsam? Die Antwort ist simpel: Erdgas, in riesigen Mengen, zu extrem unterschiedlichen Preisen. Iran besitzt nach Rußland die zweitgrößten (konventionellen) Erdgasvorkommen der Welt. Anders als Rußland, ist es geografisch und politisch gefangen. Sein Erdgas ist wertlos. Es muß allein 1,4 Bcf/d Begleitgas aus der Erdölproduktion unter gewaltigen Umweltproblemen einfach abfackeln. Die einzigen potentiellen Märkte liegen in Pakistan (nur eingeschränkt möglich), der Türkei und Rußland und neuerdings im Irak mit Jordanien und Syrien im Anschluß. Über Syrien gelänge auch ein Anschluß an dem lukrativen Markt Europa. Ein Albtraum für den roten Zaren aus Moskau. Der Kreis schließt sich mit Qatar. Qatar hat riesige Gasfelder gemeinsam mit Iran unter dem persischen Golf. Qatar kann diese solange allein nutzen, wie Iran – aus den vorgenannten Gründen – nichts damit anzufangen weis. Anders als Iran, konnte Qatar in gigantische Verflüssigungsanlagen (LNG) mit einer Transportkette nach Asien und die größten zwei Anlagen zur Erzeugung synthetischer Kraftstoffe (GTL) investieren. Es wäre doch wirklich schade, wenn diese Investitionen durch eine Pipeline nach Syrien entwertet würden.

Nachfrage erzeugen

Letztendlich entscheidend für die Nachfrage ist die Preisdifferenz zu Öl und Kohle. Sinkt der Erdgaspreis unter den Kohlepreis – wie in Teilen der USA – wird mehr Erdgas zur Stromerzeugung verfeuert. Steigt der Erdgaspreis über den (Braun)kohlepreis – wie in Deutschland und den Niederlanden – werden Erdgaskraftwerke stillgelegt. Ganz entscheidend, aber erst längerfristig wirksam, ist der Preisunterschied zu Erdöl. Das Energieäquivalent für Rohöl liegt aktuell bei etwa 17 $/Mcf. Es ist daher nicht verwunderlich, daß Sasol in Calcasieu Parish in Louisiana nach dem Muster von Qatar eine GTL-Anlage für 10 Milliarden Dollar baut. Diese Anlage soll 4 Millionen to Dieselkraftstoff und verwandte Produkte aus 305 Bcf/a herstellen. Das Erdgas soll aus dem Haynesville Shale stammen und etwa 1,3 bis 1,5 Milliarden Dollar kosten. Baubeginn war 2013, Fertigstellung soll 2018 sein. Ebenso plant Shell in Ascension Parish in Louisiana für 12,5 Milliarden Dollar eine weitere GTL-Anlage. Shell setzt damit seinen 1993 in Malaysia begonnen und in Qatar (Perl) weiter geführten Weg der Erzeugung synthetischer Kraftstoffe aus Erdgas fort.

Kurzfristig läuft noch eine weitere Schiene um die Erdgasproduktion in Nordamerika zu stabilisieren. Allein in den USA sind 12 LNG-Anlagen (Verflüssigung von Erdgas durch Abkühlung auf etwa – 170 °C) im Bau oder Betrieb. Vier weitere sind genehmigt (Dominion Resource in Cave Point Maryland, Lake Charles Export Houston, Cheniere Energy und Freeport LNG Expansion). Der Weltmarkt ruft. Toshiba hat allein mit Freeport einen 20 Jahresvertrag über jährlich 2,2 Millionen to LNG abgeschlossen. Hinzu kommen noch Anlagen in Kanada und Alaska. Als ein Abfallprodukt der Verflüssigungsanlagen entsteht gerade ein weiterer Absatzmarkt. Der Einsatz von LNG als Treibstoff für Schwerlast LKW und Schiffe. Man baut gerade ein Tankstellennetz in den USA auf. LNG besitzt immerhin 60% des Energiegehaltes von Dieselkraftstoff. Somit eine echte Alternative zu irgendwelchen „Träumen vom Elektromobil“.

Zusammenfassung

Erdgas unterliegt weit aus größeren Preisschwankungen als Öl und Kohle. Immer, wenn das Angebot die Nachfrage (in einer Region) übersteigt, sinkt der Preis. Die „Verwerter“ kommen auf den Plan. Typische „Verwerter“ sind Großverbraucher mit Gasanschluss aus Industrie und Kraftwirtschaft. Sie ersetzen (zeitweilig) Schweröl und Kohle. Steigt der Preis wieder, steigen sie ebenso schnell wieder aus. Darüber hinaus gibt es einen immer breiter werdenden Markt der ständigen Verbraucher, wie z. B. Gebäudeheizungen. Auch die chemische Industrie ersetzt immer mehr Öl durch Erdgas. Neu hinzu kommt der Verkehrssektor, sei es durch synthetische Kraftstoffe (GTL) oder verflüssigtes Erdgas (LNG). Teilweise flankiert durch Umweltschutzbestimmungen wie z. B. in der Schifffahrt.

Die Preise werden sich auf höherem Niveau wieder stabilisieren. Einerseits sind unkonventionelle Lagerstätten wesentlich teuerer zu erschließen, andererseits steigt die Nachfrage – insbesondere nach sauberen Energieträgern – weltweit weiter an. Wind- und Sonnenenergie sind ohnehin nur zur Stromerzeugung brauchbar und wegen ihrer Zufälligkeit auch dort nur zu höchstens 20% einsetzbar. Sollte sich der aus den USA kommende Trend verstärken, faktisch den Neubau konventioneller Kohlekraftwerke zu verbieten (EPA-Regel der Begrenzung auf 1000 lbs CO2 pro MWh) bleibt nur der Ausbau der Kernenergie. Energieversorger, die jetzt Investitionen in neue Kernkraftwerke versäumen, können schon in einem Jahrzehnt an explodierenden Kosten untergehen. Die Geschichten von Enron, Calpine und träumenden Politikern (wie einst in Kalifornien), können sich jederzeit wiederholen.