Meine Berechnungen zum Preis pro kWh: „Eine legalisierte Betrugsmasche im Wert von 15 Milliarden pro Jahr?“

„Wenn der PUN nach den tatsächlichen Produktionskosten der Energie in Italien kalibriert würde, würde der Preis für Haushalte und Unternehmen (sowie für den Staat) um 30 % sinken.“ Mit Hilfe der KI hat Bruno Campanino, ein Leser, der uns geschrieben hat, zwei Berechnungen darüber durchgeführt, wie sich der Preis pro kWh bildet. Er kam zu dem Schluss: „Ein von STATO und EUROPA legalisierter Betrug.“ Warum also „das Kernkraftwerk als Lösung für alle Probleme darstellen oder nach komplexen Algorithmen suchen, um den PUN in den Finanzberichten um 1 oder 2 Cent pro kWh zu senken. Was denken Sie? Liege ich falsch?“ Um uns zu schreiben: info@vaielettrico.it.

Und hier sind im Detail seine Berechnungen, die auf offiziellen Daten von Terna und GSE basieren.

Wie wichtig sind erneuerbare Energien und wie teuer ist Gas?

1. Die Brutto-/Netto-Inlandsproduktion liegt insgesamt bei etwa 270 TWh pro Jahr.
2. Anteil der erneuerbaren Energien (gesamte FER): Wenn alle erneuerbaren Energien berücksichtigt werden – also nicht nur Solarenergie, Windenergie und Wasserkraft, sondern auch Bioenergien und Geothermie – liegt die Produktion in der Regel im Bereich von 45 % bis 49 % der nationalen Gesamtproduktion (und bei etwa 40–41 %, wenn der Anteil am gesamten italienischen Bedarf berechnet wird, der auch durch Importe aus dem Ausland gedeckt wird).
3. Solarenergie, Windenergie und Wasserkraft: Egal ob einzeln oder zusammen betrachtet, überschreiten sie nicht dauerhaft 50 % der gesamten italienischen Produktion und schwanken historisch zwischen 40 % und 48 % je nach hydrologischem Jahr (die Wasserkraft schwankt nämlich stark in Abhängigkeit von den Niederschlägen).

Übersichtstabelle zur Stromproduktion in Italien

Durchschnittliche Referenzwerte

Quelle/Kategorie

Indikative jährliche Werte in TWh

Prozentsatz der inländischen Produktion

Gesamte erneuerbaren Energien (Wasser, Solarenergie, Windenergie, Bioenergie, Geothermie)

125–135 TWh

45%–49%

Thermische Kraftwerke (hauptsächlich mit Erdgas)

130–140 TWh

48%–52%

Sonstige Quellen (z. B. Abfälle/Restkohle)

5–10 TWh

2%–3%

Vergleich von Grenzkosten und tatsächlichen Produktionskosten

Wir analysieren den vorgeschlagenen hypothetischen Szenario (von insgesamt 270 TWh werden 60 % durch Gasturbinen mit 162 TWh und 40 % durch erneuerbare Energien mit 108 TWh gedeckt) indem wir den durch das Grenzkostenkriterium ermittelten Preis (den theoretischen PUN, der ausschließlich auf den Kosten für Gas beruht) mit dem tatsächlichen gewichteten Durchschnittspreis vergleichen, der auf den effektiven Produktionskosten der einzelnen Energiequellen basiert.

Produktionskosten von Gasturbinen (mit Gas zu ~90 €/MWh)

1. Brennstoffkosten (Rohstoff)

Unter Berücksichtigung einer durchschnittlichen Effizienz von Kraftwerken mit kombiniertem Zyklus (CCGT) von 55–60 % sind etwa 1,7–1,8 MWh thermische Energie aus Gas erforderlich, um 1 MWh elektrische Energie zu erzeugen.

Bei Gas zu 90 €/MWh steigen die alleinigen Rohstoffkosten auf etwa 153–162 €/MWh.

2. ETS-Kosten (CO₂-Emissionszertifikate)

Etwa 0,35–0,40 Tonnen CO₂ pro MWh Strom. Bei stabilen Emissionszertifikatspreisen von rund 65–75 €/Tonnen liegt der CO₂-Ausstoßkostenanteil bei 24–28 €/MWh.

3. Fixkosten und Betriebskosten (O&M)

Rund 10–15 €/MWh.

Vergleich mit den Produktionskosten erneuerbarer Energien

Im Gegensatz zu Gas haben erneuerbare Energien weder Brennstoffkosten noch Kosten für CO₂-Zertifikate, wodurch die Produktionskosten hauptsächlich durch die Abschreibung der Anfangsinvestitionen (CapEx) sowie die Wartungskosten (OpEx) bestimmt werden.

Bei diesen Niveaus steigen die Kosten für die Erzeugung eines Megawattstunden mit Gastherkeln erheblich an, wodurch der Kostendifferenz zu erneuerbaren Energien enorm zugenommen wird:

Energiequelle

Produktionskosten (€/MWh)

Produktionskosten (€/kWh)

Anmerkungen

Solare Photovoltaik (Großanlagen)

45–60

0,045–0,060

Sehr wettbewerbsfähig in sonnigen Stunden.

Windkraft (an Land)

40–55

0,040–0,055

Zu den absolut günstigsten Energiequellen.

Wasserkraft (bestehend)

30–50

0,030–0,050

Historische Anlagen mit sehr niedrigen Betriebskosten.

Gasturbinen (Kombikraftwerk)

185–205

0,185–0,205

Hängt vom Preis der Rohstoffe und von CO₂ ab.

Die Kosten für die Erzeugung von 1 kWh elektrischer Energie mit Methan-Turbogasanlagen sind mehr als doppelt so hoch wie die durchschnittlichen Produktionskosten von großflächigen Solarenergie- und Windkraftanlagen. Der Hauptgrund, warum Turbogasanlagen weiterhin unverzichtbar sind, liegt in ihrer Programmierbarkeit und Flexibilität, die entscheidend sind, um das Stromnetz in Zeiten zu stabilisieren, in denen Sonne und Wind nicht verfügbar sind.

Ausgangshypothesen und Referenzkosten (mit Gas bei ~90 €/MWh)

Turbogas (60 % der Produktion / 162 TWh): geschätzte Produktionskosten von 195 €/MWh (mittlerer Wert im Bereich von 185–205 €/MWh, einschließlich Kosten für Gas, CO₂ und Wartung).

Erneuerbare Energien (40 % der Produktion / 108 TWh): geschätzte gewichtete durchschnittlichen Produktionskosten (Solarenergie, Windkraft, Wasserkraft) bei etwa 50 €/MWh.

1. Der PUN auf der Grundlage des Grenzkostens (Regel des Strommarktes)

Im italienischen und europäischen Strommarkt (Marginal Pricing) ist der Großhandelspreis (der PUN) nicht der Durchschnitt der Kosten aller Kraftwerke, sondern wird durch das teuerste Kraftwerk bestimmt, das benötigt wird, um die letzte Nachfragedosis zu decken (das marginale Kraftwerk).

In einem Szenario, in dem 60 % mit Gas und 40 % mit erneuerbaren Energien gedeckt werden, bestimmt über weite Teile des Tages – insbesondere dann, wenn die Nachfrage hoch ist oder die Photovoltaikanlagen nicht produzieren, z. B. abends – das Gaskraftwerk den Preis.

Theoretischer marginaler PUN: Da Gas den Marktpreis für alle Technologien bestimmt, solange es in Betrieb ist, entspricht der Verkaufspreis für jede auf dem Markt gehandelte MWh dem Kostenniveau des Gaskraftwerks.

Wert des PUN: 195 €/MWh (0,195 €/kWh).

In diesem System wird auch die durch erneuerbare Energien erzeugte Energie (die bei ihrer Erzeugung 50 €/MWh kostet) auf dem Markt zum Preis des Gases (~195 €/MWh) „bewertet“, was den Erzeugern erneuerbarer Energien erhebliche Zusatzgewinne einbringt.

2. Der PUN, berechnet durch die korrekte Gewichtung der Erzeugungskosten (gewichteter Durchschnitt)

Falls wir hingegen ein System vorstellen, in dem die Energie genau nach den industriellen Erzeugungskosten (Cost-Plus) und unter Berücksichtigung der tatsächlichen Mengen entlohnt wird:

Durch Einsetzen der Werte aus diesem Szenario:

Gesamtkosten der Erzeugung:

Ergebnender gewichteter Durchschnittspreis:

Zusammenfassende Vergleichstabelle

Parameter / Methode

PUN zum Grenzkostenpreis (aktuelles System)

PUN zum gewichteten Durchschnittspreis (real/mischte Systeme)

Am günstigste / niedrigste Kostenpunkt

195 €/MWh (0,195 €/kWh)

137 €/MWh (0,137 €/kWh)

Wer setzt den Preis fest

Die marginale Kosten des letzten Kraftwerks (Gas)

Der gewichtete Durchschnitt aller Technologien

Wirtschaftlicher Einfluss auf das System (auf 270 TWh)

~52,6 Milliarden Euro an theoretischen Großhandelskosten

~37,0 Milliarden Euro an tatsächlichen Produktionskosten

Differenz / Marge

—

Ein theoretischer Einsparungsvorteil von über 15 Milliarden Euro, der auf dem aktuellen Markt in Form von Grenzerträgen/Außergewinnen aufgefangen wird.

Für Familien und Unternehmen: ein enormer Einfluss

Eine Ersparnis von 30 % bei den Großhandelskosten für Energie ist keineswegs eine unbedeutende Kleinigkeit:

Der Wechsel von 0,195 €/kWh auf 0,137 €/kWh bedeutet eine Reduzierung um 58 € pro Megawattstunde.

Für eine durchschnittliche Familie mit einem Verbrauch von 2.700 kWh/Jahr bedeutet das jährliche Einsparungen von etwa 150–160 € allein bei der Rohstoffkosten (zu denen noch MwSt. und proportionale Abgaben hinzukommen).

Für ein Unternehmen oder eine Fertigungsindustrie, die Gigawattstunden verbraucht, stellt ein Unterschied von 30 Prozent die Grenze dar zwischen Wettbewerbsfähigkeit auf dem globalen Markt und dem Ausscheiden vom Markt.

Für Staat und Markt: Der Knotenpunkt der Grenzkosten

Die 15 Milliarden Euro Differenz, die aus den Berechnungen hervorgehen, stellen einen enormen Vermögenstransfer dar.

In einem System nach Grenzkostenprinzip fließen diese 15 Milliarden nicht zur Deckung der tatsächlichen industriellen Produktionskosten, sondern werden zu Positionseinnahmen (Überprofite) für diejenigen, die mit Anlagen aus erneuerbaren Energien produzieren, deren Fixkosten bereits abgeschrieben sind oder sehr niedrig sind.

Ein Mechanismus, der angepasst werden muss. Doch welche Alternative gibt es?

Es stimmt sicherlich, dass erneuerbare Energien im Allgemeinen geringere Produktionskosten haben als Gas. Auch ist es wahr, dass das Prinzip des Grenzkostenpreises zu untergrenzlichen Renten für Anlagen führen kann, die zu geringeren Kosten produzieren als die Technologie, die den Marktpreis bestimmt.

Diese Voraussetzung bedeutet jedoch nicht automatisch, dass es 15 Milliarden Euro an zusätzlichen Gewinnen gibt.

Das erste Problem ist, dass angenommen wird, der Gaspreis bestimme den Preis für die gesamte erzeugte Energie, während der Grenzkostenpreis in jedem Marktsegment und in den verschiedenen geografischen Regionen festgelegt wird. Es ist nicht die jährliche Produktionsmischung, die bestimmt, wie viele Stunden Gas als grenzkostenrelevant gilt. Bei hoher Photovoltaik- und Windenergieproduktion kann der Preis beispielsweise deutlich sinken, selbst wenn Gas einen erheblichen Anteil an der jährlichen Produktion ausmacht.

Die Mathematik funktioniert, die Maßeinheiten nicht

Das zweite Problem ist der Vergleich zwischen verschiedenen wirtschaftlichen Größen. Die 195 €/MWh für Gasturbinen sind eine Schätzung der Erzeugungskosten unter bestimmten Preisen für Gas und CO₂. Die 50 €/MWh für erneuerbare Energien hingegen sind eine Schätzung der durchschnittlichen Produktionskosten, die auch die Anfangsinvestitionen einbezieht. Es handelt sich dabei nicht um direkt vergleichbare Größen.

Das dritte Problem betrifft die 15,66 Milliarden Euro. Die mathematische Berechnung ist korrekt, wenn man annimmt, dass 60 % der Energie 195 €/MWh kostet, die verbleibenden 40 % 50 €/MWh und dass alle 270 TWh zu 195 €/MWh vergütet werden. Es handelt sich jedoch um eine theoretische Übung und nicht um eine Messung der tatsächlich erzielten Zusatzgewinne. Um diese letzte Zahl zu ermitteln, wäre es notwendig zu wissen, wie viel tatsächlich auf dem Spotmarkt verkauft wird, zu welchem Preis, über welche Verträge und mit welchen Kosten und Lasten für die Produzenten.

Der Grenzkostenpreis koordiniert Nachfrage und Angebot

Es gibt schließlich eine grundlegende Frage: Der Grenzkostenpreis wurde nicht dazu konzipiert, jede Anlage zu ihrem Durchschnittskostenniveau zu entlohnen, sondern um Nachfrage und Angebot zu koordinieren und sicherzustellen, dass stets die notwendige Energie erzeugt wird. Es ist normal, dass das System in Zeiten größter Belastung des Netzes, also bei Blackout-Gefahr, bereit ist, dem Anbieter, der den zusätzlichen Bedarf deckt, mehr zu zahlen. Das ist ein einfaches Marktgesetz.

Erweiterung der Erneuerbaren und Trennung vom Gaspreis für eine nachhaltige Zukunft

Daher ist es berechtigt, zu diskutieren, ob dieses Verfahren integriert oder korrigiert werden sollte, insbesondere in einem System, in dem erneuerbare Energien eine immer größere Bedeutung erlangen. Doch eine Alternative, die auf dem durchschnittlichen Produktionskostenprinzip beruht, kann nicht automatisch als effizienter, kostengünstiger und vor allem ebenso sicher angesehen werden. Zumindest nicht in einem System freier Konkurrenz zwischen privaten Produzenten. Kein Zufall also, dass unter den verschiedenen Optionen auch die Möglichkeit einer „Verstaatlichung“ der Gasturbinenkraftwerke in Betracht gezogen wird, solange sie noch unverzichtbar für die Netzstabilität sind.

Letztendlich teilen wir die Ansicht, dass eine größere Verbreitung erneuerbarer Energien die durchschnittlichen Energiekosten sowie die Abhängigkeit vom Gas verringern kann. Nicht jedoch die Schlussfolgerung, dass das aktuelle System notwendigerweise 15 Milliarden Euro an zusätzlichen Gewinnen zu Gunsten der Erzeuger erneuerbarer Energien mit sich bringt. Um dies zu beweisen, sind echte Marktdaten erforderlich – nicht nur eine auf zwei Durchschnittskosten basierende Simulation.

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