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Stromtarife

Energiekosten sparen mit zeitvariablen Tarifen

Durch die Integration von erneuerbaren Energien in den Energiemix schwanken die Strompreise teils deutlich. Mit zeitvariablen Tarifen in Verbindung mit einer entsprechenden Fertigungssteuerung können sich Energiekosten erheblich reduzieren lassen. Am IPH in Hannover ist jetzt ein Tarifmodell entstanden, dass die Anforderungen kleiner und mittelständischer Betriebe berücksichtigt.

Bild: Fotolia.com / davis

Die schwankende Einspeiseleistung von Wind- und Sonnenenergie führt zu höhreren Differenzen zwischen den Höchst- und Tiefstpreisen an der Strombörse. So ist damit zu rechnen, dass die Spanne zwischen Höchst- und Tiefststrompreis ausgehend vom Jahr 2012 mit 200 auf 500 bis 1.000 Euro pro Megawatt im Jahr 2030 anwachsen wird. Diese Preisvolatilität nimmt im Tages- und Jahresverlauf vorraussichtlich stark zu, da 2030 bereits achtzig Prozent des Stroms durch erneuerbare Energien erzeugt werden sollen.

Industrielle Strombeschaffung

Die Strombeschaffung in der deutschen Industrie hängt von der Verbrauchsmenge, aber auch den personellen Ressourcen im Unternehmen ab. Großverbraucher und energieintensive Unternehmen, wie die Chemie- oder Zementindustrie, beziehen ihren Strom meist an Großhandelsmärkten. Dieser kann über den bilateralen Stromhandel oder an der Strombörse über eine Lieferung auf Termin als auch im täglichen oder untertägigen, beispielweise viertelstündlichen, Spothandel erfolgen. An den Terminmärkten werden für einen festen Preis längerfristige Lieferungen vereinbart. Auf dem Spotmarkt wird der Strom für den nächsten Tag zur Optimierung des Verbraucher- und Erzeugerportfolios festgelegt und verkauft, um Ausfälle von Kraftwerksparks oder veränderte Erzeugungsleistungen von erneuerbaren Kraftwerkstypen zu berücksichtigen. Die Preise an den Terminmärkten sind in der Regel höher, da so die Volatilitätsrisiken des Spotmarktes vermindert werden können.

In der Realität optimieren Großverbraucher ihren Strombezug abhängig von ihrer Risikobereitschaft durch ein Portfolio von Termin- und Spotmarktprodukten. Dieses Portfoliomanagement ist jedoch in der Regel erst ab einem Stromverbrauch von 500 Gigawatt pro Jahr zweckmäßig. Die Folge des kurzfristigen Stromhandels ist ein Strompreis der sich sehr schnell ändern kann. Unternehmen, die nicht über die technischen und organisatorischen Möglichkeiten eines Portfoliomanagements verfügen, können dieses Preisrisiko oft nicht tragen. Bisher schließen KMU mit ihrem Stromversorger meist über mehrere Jahre einen Vollversorgungsvertrag ab, welcher sich aus ein oder zwei Preisstufen zusammensetzt. Der Stromanbieter benötigt zur Angebotserstellung lediglich grobe Prognosen des Jahresbedarfs sowie der voraussichtlichen Höchstlast des Kunden. Gerade ein nicht-energieintensives kleines oder mittleres Unternehmen (KMU) hat durch die untergeordnete Stromnachfrage, in der Metallverarbeitung sind es im Durchschnitt 357 Megawatt im Jahr, keinen systemstabilisierenden Einfluss und damit eine geringe Verhandlungsmacht.

Zeitvariable Tarifmodelle im Vergleich

Preisreagible Märkte müssen auf Beschluss der EU-Kommission seit Ende 2012 verstärkt über dynamische Tarifmodelle umgesetzt werden. In Deutschland sind diese Forderungen bereits in das Energiewirtschaftsgesetz eingeflossen, um der dezentralen Energieerzeugung gerecht zu werden. Ziele der dynamischen Tarife sind die Beteiligung an Mengen- und Strukturrisiken aus Sicht des Erzeugers und Energiekosteneinsparungen durch Lastgangmodifikationen aus Abnehmersicht. Diese ‚Demand Response‘-Maßnahmen setzen die Akzeptanz einer zeitweise gewollten oder ungewollten Einschränkung der Stromnachfrage voraus. Ein Beispiel für einen zeitvariablen Tarif ist der Time-Of-Use-Tarif (TOU). Er wird individuell auf Grundlage historischer Lastkurven erstellt. Dabei werden im Tages- oder Wochenverlauf sowie nach Saison unterschiedliche Preise berechnet.

Da eine Aktualisierung der Preisstufen mindestens alle drei Monate erfolgt, kann die aktuelle Angebots- und Nachfragesituation nicht berücksichtigt werden. Im Tarifmodell Critical-Peak-Price (CPP) werden kurze aber extrem hohe Preisstunden aufgrund von kurzfristigen Netzengpässen oder hohen Einkaufspreisen durch Kraftwerksausfälle durch den Energieversorger in den Preisverlauf integriert. Die Peak-Events sind dabei vertraglich auf wenige Stunden im Jahr begrenzt. Zudem muss der Peak-Preis 24 Stunden vorher angekündigt werden. Zu unterschiedlichen Ausprägungen dieses Tarifes kommt es, wenn Zeit, Dauer oder Anzahl der Events bekannt sind. Das Potenzial dieser Vorgehensweise ergibt sich aus den geringen Kosten für die Messinstrumente sowie die überschaubare Komplexität. Eine Kopplung der Strompreise an den Marktpreis findet im Tarifmodell Real-Time-Pricing (RTP) vor. Hier werden die unterschiedlichen Preisstufen täglich ermittelt. Diese ökonomisch attraktivste Variante erfordert industrieseitig jedoch automatisierte Fertigungstechnologien zur kurzfristigen Anpassung des Energieverbrauches.

Wirkung der Tarifmodelle ist wenig untersucht

Zur Wirkung und Nutzung von zeitvariablen Tarifen in Deutschland gibt es bisher erst wenige Erkenntnisse. In Studien von Energieversorgern aus den USA (Georgia Power, California Commission) ist zu erkennen, dass statische beziehungsweise Hoch- und Niedertarife von Haushalts- und Industriekunden bevorzugt werden. Danach erreicht der Tarif CPP die zweithöchste Zufriedenheit, wobei eine Bekanntgabe der Tarifstruktur für den nächsten Tag 24 Stunden vorher bevorzugt wird. Aus Sicht einer dezentralen Energieversorgung besteht ein Zielkonflikt zwischen dem Versorgerrisiko, bei Vollversorgungsverträgen, und dem Konsumentenrisiko, beim RTP.

Gerade das erhöhte Risiko für Verbraucher führt vielerorts zu einer kritischen Haltung gegenüber dynamischen Tarifen. Mangelnde Zeit oder personelle Ressourcen sowie die Frustration bei sehr hohen Preisen sind weitere Gründe. Um die Akzeptanz von zeitvariablen Tarifen bei KMU zu verbessern, sollten die Tarife einfach, übersichtlich und leicht umsetzbar sein. Das Einholen der Preisinformationen sollte einen möglichst geringen Zeitaufwand erfordern. Der TOU-Tarif eignet sich für diese Unternehmen eher weniger, da er nur bei langfristiger Planung eines Produktionsprogrammes seine Vorteile ausspielen kann. Die meisten KMU haben als Auftragsfertiger jedoch kürzere Planungszyklen. Eine australische Studie sowie das Energy Department der USA sehen Tendenzen zum CPP bei einem Energieverbrauch zwischen 100 und 4.000 Megawatt.

Kombinierte Tarifmodelle als Alternative

Der Akzeptanz für zeitvariable Stromtarife könnte durch Kombinationen der Modelle verbessert werden. So spiegelt der TOU-Tarif die durchschnittliche Variation der schwankenden Peak- und Off-Peakpreise, der CPP dagegen die Kapazitätskosten während der Spitzenlastzeiten wieder. Im Forschungsprojekt ‚Integration von Energiekosten in Fertigungssteuerungsverfahren‘ (ENKOFER) ist kürzlich der Ansatz des Spotmarkt-basierten Tarifs mit Events (SBE) entstanden. Es wird zwischen einem Eventtag und einem normalen Tag unterschieden. Ein Eventtag liegt vor, wenn die kurzfristig prognostizierte Einspeisung der erneuerbaren Energien von der durchschnittlichen Einspeisung der Jahres- und Uhrzeit abweicht. Wie beim CPP werden 24 Stunden vorher Dauer, Zeit und Höhe des Peak-Preises festgelegt. An normalen Tagen herrscht ein zweistufiger Tarif, welcher sich an den durchschnittlichen Preisen des Spotmarktes an der Strombörse orientiert. Unternehmen haben so die Möglichkeit, ihren Energieverbrauch an das Stromangebot anzupassen. Dabei ist das Preisrisiko durch eine gewisse Vorlaufzeit begrenzt. Werden die schwankenden Strompreise über eine angepasste Fertigungssteuerung mit den auftragsspezifischen Energiebedarfen überlagert, können die Energiekosten erheblich reduziert werden.


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