Der europäische Markt für Emissionszertifikate befindet sich aktuell in seiner dritten Phase (2012-2020). In dieser Phase wurden unter anderem weitere Sektoren (z.B. Aluminiumindustrie, Flugverkehr) und Treibhausgase (Stickoxide und perfluorierte Kohlenwasserstoffe) einbezogen [1]. Derartige Erweiterungen führen prinzipiell zu einer erhöhten Liquidität am Markt, die der Preisvolatilität entgegenwirken kann.

Wie in Abbildung 1 zu sehen, ließen sich in den letzten Jahren jedoch nach wie vor starke Preissprünge innerhalb kurzer Zeitintervalle beobachten. So verloren die CO₂-Zertifikate beispielsweise im März 2014 innerhalb von nur drei Tagen 25 Prozent ihres Werts. Eine noch stärkere Schwankung trat im Dezember 2016 auf: Innerhalb von 15 Tagen kletterten die CO₂-Preise von 4,30 auf 6,07 EUR/Tonne. Das entspricht einem Anstieg um 41 Prozent.

Tägliche Volatilitäten verstärkten den Effekt zusätzlich. Beispielhaft genannt seien hier die Sprünge vom 26. zum 27. April 2016 (+ 12 Prozent) oder vom 13. zum 14. September 2018 (-18 Prozent; siehe auch Abbildung 1).

Abbildung 1: Vergleich der Futurepreisverläufe (jeweils Frontjahr) für Strom und CO2-Zertifikate (auch genannt EUAs, also „European Emission Allowances“) in Phase 3 des EU ETS, 2014-2018 [Quelle: EEX]

CO₂-Preis schwankt – inwiefern beeinflusst das den Strompreis?

Durch einen Blick auf Abbildung 1 ist zu erahnen: Der CO₂-Preis beeinflusst maßgeblich die Höhe und den Verlauf des Strompreises. Grundsätzlich sind dabei zwei Arten von Wirkungszusammenhängen zu beobachten. Einerseits geht eine CO₂-Preiserhöhung direkt einher mit einem linearen Anstieg der kurzfristigen Grenzkosten von fossilen Kraftwerken. Durch die höheren Grenzkosten des preissetzenden Kraftwerks in der Merit Order steigt deshalb auch der Strompreis entsprechend linear an.

Berücksichtigen wir die unterschiedlichen Emissionsfaktoren für die verschiedenen Kraftwerkstechnologien, fällt auf: Deren Grenzkosten steigen zwar linear, jedoch nicht alle in gleichem Ausmaß. So wachsen die kurzfristigen Grenzkosten eines Steinkohlekraftwerks bei steigendem CO₂-Preis beispielsweise stärker als die einer GuD-Anlage (Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk).

Dadurch kommt es in bestimmten Grenzintervallen zum so genannten „Fuel-Switch“, bei dem eine Technologie die andere kostentechnisch unterbieten kann. Ein solcher Effekt ist am Beispiel Steinkohle und GuD in Abbildung 2 exemplarisch dargestellt, und tritt je nach CO₂-Preisniveau unterschiedlich stark auf.

Das nun preissetzende Kraftwerk (hier: GuD statt Steinkohle) verfügt über einen niedrigeren Emissionsfaktor. Wenn der CO₂-Preis weiter über dem Niveau des „Fuel-Switches“ verläuft, führt sein Anstieg fortan zu einem proportional geringeren Anstieg des Strompreises. Allerdings ist dieser Effekt in Deutschland nur bedingt beobachtbar aufgrund der gut durchmischten Kraftwerksstruktur (in der Merit Order) mit vielfältigen Wirkungsgraden.

Abbildung 2: Graphische Darstellung des Fuel-Switches [Quelle: Eigene Darstellung nach Montel, EEX]

Zukunftsausblick: Was sind die CO₂-Markt-Reformen für 2021 bis 2030?

Hintergrund: Wie in Abbildung 3 zu erkennen, lag die Anzahl an EUAs aus freier Zuteilung und in der Auktion in den vergangenen Jahren zwar niedriger als angenommen (aufgrund von Stilllegungen, Kapazitätsreduzierungen und teilweisen Betriebseinstellungen).Trotzdem befinden sich noch hohe Überschussmengen an Zertifikaten aus der zweiten Handelsperiode im Umlauf. Dies wirkt einer Knappheit von Zertifikaten am Markt und damit dem gewünschten Preissignal entgegen.

Deshalb sollen ab 2019 verstärkt Zertifikate aus dem Markt genommen und in eine MSR („Market Stability Reserve“) überführt werden. Die Mechanismen der MSR sind ein zentrales Kriterium  der Reformen für Phase 4.

Abbildung 3: Funktionsweise der MSR [Quelle: EU Kommission]

• Zwischen 2019 und 2023 wird sich die Menge der in die MSR eingestellten Zertifikate auf 24 Prozent der in Umlauf befindlichen Gesamtmenge verdoppeln. Ab 2024 werden, wie bisher üblich, wieder nur 12 Prozent eingestellt.
• Es gelten neue Regeln, um Zertifikate in die bzw. aus der MSR zu überführen:
  • • Wenn Überschussmengen größer als 833 Mio.: 12 bzw. 24 Prozent der jährlichen Mengen werden der MSR zugeführt statt auktioniert.
    • Wenn Überschussmengen unter 400 Mio: Bis zu 100 Mio. Zertifikate werden aus der MSR abgeführt und zusätzlich auktioniert. Dies gilt zudem auch, wenn der CO₂-Preis über sechs Monate hinweg dreimal so hoch ist wie der Durchschnittswert der vergangenen zwei Jahre.
    • Die maximale Größe der MSR wird auf die Versteigerungsmenge des Vorjahres beschränkt und Zertifikate über dieser Grenze werden gelöscht.
    • Außerdem veranschaulicht Abbildung 4 die Planungen, dass die Gesamtzahl der jährlich ausgegebenen Emissionszertifikate ab 2021 um 2,2 Prozent statt wie bisher 1,74 Prozent pro Jahr sinken wird.

  Abbildung 4: Geplante jährliche Ausgabemengen der Emissionszertifikate [Quelle: EEA]

Wie könnten sich diese Reformen auf CO₂– und Strompreis auswirken?

Durch das gestiegene Ambitionsniveau der EU erwarten Experten, dass sich die Zertifikate zunehmend verknappen werden. Dadurch würden die Preise für CO₂ langfristig steigen.  Es wird vermutet, dass sich die veränderten Erwartungen über die zukünftige Preisentwicklung bereits am Markt gezeigt hat, als es zum zwischenzeitlichen Hoch im September 2018 kam.

Jedoch ist auch in Zukunft durch die Reformen nicht auszuschließen, dass die Unsicherheit über die Preise grundsätzlich erhalten bleibt. Infolgedessen wird der Strompreis weiterhin von diesen Volatilitäten beeinflusst werden. Um diesen Unsicherheiten entgegenzuwirken, sind fundamentale Strompreisszenarien ein nützliches Tool, mit dem es einfacher wird, einen strukturierten Überblick über mögliche zukünftige Strompreisentwicklungen zu erhalten.

Zur Veranschaulichung stellt Abbildung 5 den Einfluss  verschiedener CO₂-Preisniveaus auf solche Strompreisentwicklungen einmal beispielhaft dar. Die Ergebnisse basieren auf Berechnungen des Fundamentalmodells Power2Sim.

Abbildung 5: Zukünftige Entwicklung des Basepreises für CO2-Preisniveaus von 10 bis 50 EUR/MWh [Quelle: Power2Sim Energy Brainpool]

[2] EU Kommission: https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/ets/reform/docs/c_2018_2801_en.pdf

[3] EU Kommission: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32018L0410&from=EN

[4] EEA: https://www.eea.europa.eu/data-and-maps/data/data-viewers/greenhouse-gases-viewer

Gastautor: Michael Claußner (Junior Expert bei Energy Brainpool)

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. Das entspricht Die Szenarien der IEA sollten nicht als Prognosen, sondern als mögliche Zukunftsperspektiven für den globalen Energiesektor betrachtet werden. Die in Paris ansässige Organisation betont, dass “keiner dieser potenziellen Wege vorherbestimmt ist; alles ist möglich. Die Maßnahmen der Regierungen werden entscheidend dafür sein, welchen Weg wir einschlagen”.

In dieser Hinsicht ähnelt die WEO den Energiemarkt- und Preisszenarien von Energy Brainpools Fundamentalmodell Power2Sim. Unsere Szenarien basieren auch auf der aktuellen Analyse von politischen Entscheidungen und Gesetzen, Preisen und Ereignissen. Einige der Annahmen der WEO 2018 werden die Grundlage für unsere Modellierung für die kommenden Monate sein. Unser “EU Energy Outlook 2050” liefert eine Analyse der europäischen Strompreise bis 2050.

Wie sehen also die globalen Energietrends nach dem WEO 2018 aus und welche Auswirkungen haben sie auf Angebot und Nachfrage, CO₂-Emissionen und andere Schlüsselbereiche des Energiesystems?

Der WEO 2018 basiert auf Szenarien, die verschiedene Zukunftsperspektiven für das Energiesystem skizzieren.

Die Szenarien unterscheiden sich darin, wie ernsthaft Klimaschutzmaßnahmen umgesetzt werden.

Das Hauptszenario ist das “New Policies Scenario” (NPS). Es zeigt, wie die aktuellen und geplanten Ambitionen und Politiksysteme das Energiesystem bis 2040 verändern. In diesem Szenario wird der Energiebedarf bis 2040 um ein Viertel steigen, während die CO₂-Emissionen 2040 höher sind als heute (Quelle: energypost).

Das “Sustainable Development Scenario” (SDS) hingegen bietet einen Weg, mit dem die Klimaziele umgesetzt werden, bei dem die Emissionen um 2020 mit 33 Gt ihren Höhepunkt erreichen und bis 2040 auf 18 GT sinken.

Darüber hinaus beinhaltet der diesjährige WEO auch ein “Future is Electric Scenario“. Je nnach Grad der dekarbonisierten Stromsysteme liegt dieses Szenario weltweit zwischen den beiden anderen Pfaden . Abgesehen von diesen verschiedenen Szenarien enthält der 662-seitige Bericht eine Vielzahl von regionalen Analysen, Sie zeigen ein detailliertes Bild der Energiewelt von Morgen und deren Veränderungen auf. Abbildung 1 zeigt die energiebezogenen CO₂-Emissionen in den verschiedenen Szenarien (Quelle: IEA).

Abbildung 1: Energiebezogene CO2-Emissionen nach Szenario in Gt (Quelle: IEA)

Vorreiterrolle Asien bei Energieverbrauch und Energieinvestitionen wird zunehmen

Die Hälfte des Wachstums des Erdgasverbrauchs, 60 Prozent des Anstiegs der Wind- und Solarenergie und mehr als 80 Prozent des Anstiegs des Ölverbrauchs werden aus Asien kommen (Quelle: Bloomberg). Dies wird sich tiefgreifend auf den globalen Energiehandel und die Handelswege der Welt auswirken, da sich Angebot und Nachfrage ändern. Internationale Handelsströme fossiler Energieträger kommen zunehmend aus dem Mittleren Osten, Russland oder den USA nach Asien. Im Jahr 2040 wird Asien 40 Prozent des Energiebedarfs der Welt ausmachen, während die EU und die USA nur 20 Prozent verbrauchen.

Dies erfordert einen weltweit vernetzten Gasmarkt (Quelle: Handelsblatt). Der Gasbedarf wird nach Angaben des NPS des WEO 2018 in den kommenden 20 Jahren um 45 Prozent steigen. Vor allem die Revolution um die Förderung von Schiefergas- und öl in den USA ist eine der wichtige Quelle für zusätzliches Gas und Öl. Tiefgekühltes und verflüssigtes Erdgas (LNG) kann weltweit über Tanker transportiert werden und verbindet Marktplätze. Dieses LNG steht davor, die Haupthandelsform von Gas zu werden und hat laut IEA im Jahr 2040 einen Marktanteil von 60 Prozent. Der größte Verbraucher wird China sein. Der Gasbedarf des Landes wird sich bis 2040 verdreifachen, auch weil kohlenstoffintensive Kohlekraftwerke abgeschalten werden sollen.

Kohle und Öl unter Druck

Mit einer Politik, die versucht, die CO₂-Emissionen auf der ganzen Welt zu reduzieren, wird vor allem Kohle eine geringere Nachfrage verzeichnen. In China, das derzeit 50 Prozent der weltweit geförderten Kohle verbraucht, wird die Nachfrage bis 2040 um 15 Prozent sinken. Aufgrund eines gestiegenen Anteils erneuerbarer Energien (mehr über die Erneuerbaren im WEO 2018 weiter unten) wird der Kohleverbrauch im NPS in Europa um 65 Prozent und in den USA um 30 Prozent fallen. In vielen Ländern Südostasiens wird der Kohleeinsatz jedoch zunehmen.

Wie bereits erwähnt, sieht die IEA ein starkes Wachstum des Schieferöls in vielen Teilen der USA. Das Land wird zum wichtigsten Exporteur von neu gefördertem Öl und Gas. Ab etwa 2030 könnte die Nachfrage nach Öl jedoch stagnieren. Dies ist auf eine zunehmend elektrifizierte Flotte von 300 Millionen Personenwagen im Jahr 2040 im NPS, vor allem aber auf verbesserte der Kraftstoffeffizienz zurückzuführen. Zusammengenommen reduzieren diese Entwicklungen die Nachfrage nach Öl bis 2040 um 12 Millionen Barrel/Tag. Im NPS werden alle Elektrofahrzeuge wie Fahrräder, Roller, Elektro-Lkw und Busse voraussichtlich 1200 TWh Strom verbrauchen. Das entspricht etwa drei Prozent des weltweiten Strombedarfs im Jahr 2040. Die IEA sieht weiterhin ein stabiles Niveau für die Ölnachfrage, vor allem aufgrund des Öleinsatzes in der chemischen Industrie sowie in LKWs, Flugzeugen und Schiffen.

Im SDS gibt es bis 2040 900 Mio. Elektroautos, was mehr als die Hälfte der weltweiten Gesamtflotte ausmacht. Diese soll sich sich im Vergleich zu heute fast verdoppeln (Quelle: Resilience).

Erneuerbare Energien auf dem Vormarsch

Während die IEA nicht für ihre akkuraten Prognosen für erneuerbare Energien bekannt war, sieht der WEO 2018 ein höheres Wachstum der erneuerbaren Energien weltweit. Im NPS würden sich die erzeugte Energie aus Wind und Sonne bis 2040 versechsfachen. Zu diesem Zeitpunkt könnten kohlenstoffarme Energiequellen die Hälfte des Energiebedarfs der Welt decken. Im SDS wachsen die Erneuerbaren-Energien-Quellen Wind und Solar noch schneller als im NPS. Von 2017 bis 2040 steigen sie um den Faktor 9. Alle erneuerbaren Energien sollen in 2040 zwei Drittel des Strommixes, 25 Prozent der in der Wärmeerzeugung eingesetzten Energie und 19 Prozent der weltweiten Energie im Verkehrssektor ausmachen.

Die IEA fügte dem diesjährigen WEO auch eine neue Metrik zum Vergleich der Kosten verschiedener Stromerzeugungstechnologien hinzu. Neben dem bekannten LCOE (levelised cost of electricity) ergänzt der VALCOE (value-added LCOE) die traditionelle Kennzahl um drei Kriterien:

1. Strompreis, den jedes Kraftwerk auf dem Markt erzielen könnte. Dies bedeutet einen Vorteil für flexible Anlagen.
2. Die Möglichkeit jeder Kraftwerkstechnologie, im Bereich Flexibilität und die Fähigkeit, Systemdienstleistungen für das Stromnetz bereitzustellen.
3. Der Anteil der Kapazität einer Erzeugungstechnologie, der bei Bedarf verfügbar ist.

Dennoch heißt es in dem Bericht, dass Wind und Sonne in vielen Märkten ihre “vorteilhafte Position” behalten. Zudem sind, laut Bericht, “neue PV-Anlagen gut positioniert sind, um neue Kohlekraft fast überall im Preis zu unterbieten”. So stehen die erneuerbaren Energien in den 2020er Jahren kurz davor, die Kohle im Stromsektor zu überholen.

Zusammenfassung

Abbildung 2 zeigt die Veränderungen des Primärenergiebedarfs für Industrie- und Entwicklungsländer im NPS im Zeitraum zwischen 2017 und 2040 (Quelle: IEA). Das Hauptwachstum kommt aus den Entwicklungsländern.

Abbildung 2: Veränderung des gesamten Primärenergiebedarfs in Mtoe von 2017 bis 2040 im NPS des WEO 2018 (Quelle: IEA)

Die Kernbotschaften des IEA in 2018 lauten: viel mehr erneuerbare Energien, ein steigender Gasbedarf, Stagnation beim Öl und ein geringerer Bedarf an Kohle, sowie Investitionen in Trillionenhöhe für die Energieversorgung bis 2040. Aber: Selbst mit aktuellen und geplanten Maßnahmen wird die Welt ihren CO₂-Haushalt für einen Temperaturanstieg von 2 Grad weit überschreiten.

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Preiswende endgültig eingeleitet?

Anfang des Jahres 2018 lagen die Strompreise für das Frontjahr bei etwa 35 EUR/MWh. Hingegen wurden im Herbst und Winter des Jahres Höchstwerte von mehr als 57 EUR/MWh gehandelt. Dieser Preisanstieg von knapp über 60 Prozent zeigt: Die Zeit der niedrigen Börsenstrompreise, die es in 2016 und 2017 gab, ist erst mal vorbei. Seit 2011 und 2012, also seit mehr als sechs Jahren, hat es keine derartig hohen Preise am langfristigen Markt für Stromfutures mehr gegeben.

Die Strompreise am langen Ende stiegen allerdings nicht unbedingt aufgrund verknappten Erzeugungskapazitäten. Der eigentliche Hintergrund liegt darin, das alle Commoditypreise im Jahr 2018 stark nach oben kletterten. So stieg der Preis für API2-Kohle teilweise auf fast 100 EUR/Tonne. Der Gaspreis am niederländischen TTF-Handelspunkt bewegte sich von 17 EUR/MWh zu Beginn 2018 auf bis über 26 EUR/MWh im Herbst des gleichen Jahres.

Auch die Marktreformen für die vierte Phase des europäischen Handelssystems für CO₂-Zertifikate trugen einen Großteil des Preisanstieges im Strom bei. Eine genaue Analyse der Wechselwirkung zwischen CO₂-Preis und Strompreis finden Sie hier. Ein Anstieg der CO₂-Preise von unter 10 EUR/Tonne auf teilweise über 25 EUR/Tonne und somit um mehr als 150 Prozent innerhalb eines Jahres beeinflusste den Strompreis maßgeblich.

Die Preiswende im Energiekomplex wird auch in Abbildung 1 deutlich. Dargestellt sind hier die Preisentwicklungen für die Grundlastlieferung Strom in 2019 in Deutschland, sowie im Vergleich dazu die für CO₂-Zertifikate mit Fälligkeit Dezember 2019, die Jahreslieferung für Kohle (API2) in 2019 und die Gaspreise am TTF für den Jahresbase 2019.

Abbildung 1: Preisentwicklung während 2018 für Grundlastlieferung Strom für Deutschland in 2019 (candel sticks), CO2-Zertifikate (orangenfarbene Linie), Kohle (rote Linie) und Gas (gelbe Linie) (Quelle: Montel)

Durch die Bank gingen die Commoditypreise nach oben, auch wenn der Anstieg ab Oktober etwas nachließ. Auch für 2019 wird ein ähnlich hohes Niveau der Preise erwartet.

Förderfreie erneuerbare Energien durch PPAs?

Mit gestiegenen Strompreisen und gleichzeitig fallenden Kosten für erneuerbare Energien war das Thema Power Purchase Agreements (PPAs) verstärkt auf der Tagesordnung. In 2018 wurden europaweit Wind- und Solarprojekte geplant, die nicht über eine staatliche finanzielle Förderung finanziert werden, sondern die sich über den Marktpreis oder einem abgestimmten Preis mit einem Verbrauch refinanzieren sollen. Eine Einschätzung von Energy Brainpool zum Thema PPAs und der Wichtigkeit der Strompreisprognose für die Laufzeit des langfristigen Stromliefer- und Stromabnahmevertrags finden Sie hier und hier, sowie in Abbildung 2.

Abbildung 2: künftige Entwicklungen von PPAs aus Sicht von Energy Brainpool (Quelle: Energy Brainpool)

Insbesondere in Spanien haben Investoren und Betreiber eine Reihe von langfristigen PPAs für neue PV-Parks abgeschlossen (Quelle: PowerTechnology), während große Stromverbraucher, etwa Google, PPAs eher auf neue Windparks ausrichteten (Quelle: RenewablesNow). Auf der anderen Seite werden PPAs auch in Deutschland wichtiger. Das gilt hierzulande bisher weniger für neue Anlagen, die ohne finanzielle EEG-Förderung auskommen wollen, als für Altanlagen. Denn sie fallen ab den 2020er Jahren aus der finanziellen EEG-Förderung.

Statkraft, Quadra Energy, Wemag und Greenpeace Energy haben hierzu erste Verträge aufgesetzt. Oftmals sind ältere Bürgerwindparks die erste Zielgruppe. Die Anlagen sind technisch zwar noch in Ordnung. Allerdings ist die Vermarktung über den Spotmarkt nach Auslaufen der 20-jährigen EEG-Förderung eventuell zu aufwendig oder mit zu geringen Einnahmen verbunden. So fallen bis 2025 etwa 16 GW an Windleistung aus der finanziellen EEG-Förderung. Beispielsweise hat der Autobauer Mercedes-Benz zusammen mit Statkraft und der Enovos Energie Deutschland GmbH den Bezug von Windstrom aus sechs niedersächsischen Windparks ab 2021 geplant (Quelle: PV Magazine).

Langsame politische Entscheidungen

Die Entscheidungen zu den Sonderausschreibungen aus dem Koalitionsvertrag im Frühjahr 2018 wurden immer wieder vertagt. Erst im Dezember fanden die Verantwortlichen einen Abschluss, wenn auch nicht für alle Seiten zufriedenstellend.

Mehr zu den Änderungen im Energiesammelgesetz finden Sie in unserem Monatsreview für November 2018. Zumindest kommen die Sonderausschreibungen von jeweils 4 GW für PV und Wind bis 2021. Für das deutsche Klimaziel für 2020 werden diese Ausschreibungen allerdings nur begrenzte Wirkung entfalten.

Die Entscheidung um das Ende der Kohleverstromung hat die Regierung aus der politischen Sphäre in eine Kommission ausgelagert. Die Kommission für Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung, oder auch Kohlekommssion, sollte bis Anfang Dezember 2018 einen Fahrplan für den Kohleausstieg erarbeiten. Dazu gehören konkret weitere Maßnahmen für den Schluss der Klimalücke bis 2020, sowie für die Sozialverträglichkeit in den betroffen Regionen.

Nun ist Deutschland, anders als vorgesehen, ohne Plan für einen geordneten Kohleausstieg zur Klimakonferenz COP 24 im Dezember 2018 ins polnische Katowice gefahren. Die Kohlekommission soll ihren Abschlussbericht erst am 1. Februar 2019 an die Bundesregierung übergeben.

Der Ausblick für 2019

Für das nächste Jahr wird vor allem das Thema E-Mobilität wichtiger werden. Mehr Modelle der Fahrzeughersteller sollen auf den Markt kommen. Der Ausbau der Ladeinfrastruktur wird zunehmen. Auch die Geschäftsmodelle rund um E-Mobilität werden bedeutender. Dem Thema E-Mobilität haben wir auch eine Serie gewidmet, welche von den Ausbauzahlen und die Auswirkungen auf den Stromverbrauch, über das Problemfeld der Ladestationen und Tarife zu den Akteuren und deren Geschäftsmodellen führt.

Der Markthochlauf wird in den kommenden Jahren die Akteure stärker beschäftigen. Damit steigen auch die Anforderungen an Verteilnetze in dicht besiedelten Regionen. Weiterhin steigen die Autobauer immer stärker in das Geschäft rund um die Batteriefertigung ein. So hat Daimler vor, bis 2022 bis zu 130 elektrische Fahrzeugvarianten zu entwickeln. Dafür sicherte sich das Unternehmen Batteriezellen im Wert von mehr als 20 Mrd. EUR (Quelle: PV Magazine).

Wichtig für die deutsche Energiebranche wird in 2019 auch der Umgang mit der bisher noch in Kinderschuhen steckenden Wärmewende werden. Ob Sanierungsförderungen oder der klimaneutrale Neubau mit Wärmepumpen: Bisher werden erst knapp über 13 Prozent des deutschen Wärmebedarfs aus erneuerbaren Quellen gedeckt. So wird insbesondere die Zusammenführung der EnEV, des EnEG und des EE-WärmeG in einem Gebäudeenergiegesetz (GEG) weiter diskutiert werden.

Viele Themen, die in der Vergangenheit nicht unbedingt in den Bereich der klassischen Energiewirtschaft zählten, drängen stärker in den Mittelpunkt. Die Branche wandelt sich, neue Geschäftsmodelle und vor allem Kooperationen mit anderen Industriezweigen werden immer wichtiger. Das zeigt sich nicht zuletzt an den Themen der E-Mobilität und den PPAs. Wir freuen uns darauf, sie in dieser spannenden Zeit zu unterstützen.

In diesem Sinne wünschen wir Ihnen eine angenehme Weihnachtszeit und ein frohes und erfolgreiches neues Jahr!

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Klimaschutz und der COP24-Gipfel in Kattowitz

Die Weltklimakonferenz in Kattowitz vom 2. bis zum 15. Dezember 2018 sollte der nächste Schritt für die Umsetzung des Pariser Klimaakkords werden. Es hatte zeitweise so ausgesehen, als würde es überhaupt keine Einigung der Weltgemeinschaft geben. Nach verlängerten Verhandlungen konnte zumindest ein Minimalkonsens festgelegt werden. Die USA, Russland und Saudi Arabien zeigten vor allem Eigeninteresse, um fossile Energieträger zu schützen. Von einem euphorischen Post-Paris-Gefühl war zumindest in Kattowitz nicht mehr die Rede.

Der größte Erfolg des COP24-Gipfel in Polen war die Verständigung auf gemeinsame und verbindliche Standards in der Berichterstattung der Staaten über Treibhausgasemissionen und Klimaschutzmaßnahmen. Ab 2024 wird es die ersten vergleichbaren Berichte geben. Anschließend sollen die Klimaschutzversprechen der Länder alle fünf Jahre überprüft werden. Auch die nationalen Klimaverpflichtungen oder Nationally Determined Contributions (NDCs), sollen bis 2020 vorliegen. Den IPCC-Bericht zu den Auswirkungen einer 1,5 Grad wärmeren Erde hat der Gipfel aufgrund von Widerstand vieler Erdölproduzenten allerdings nicht komplett befürwortet (Quelle: WRI).

Insgesamt können die Ergebnisse von Kattowitz als Minimalkonsens einer schwächeren Weltgemeinschaft mit weniger Ambitionen im Klimaschutz aufgefasst werden. So urteile auch Johan Rockström, Direktor des Potsdamer Instituts für Klimafolgenforschung: „Meine größte Sorge ist, dass der UN-Klimagipfel es nicht vermocht hat, die Klimapolitik so zu gestalten, dass sie die von der Wissenschaft klar aufgezeigten Klimarisiken jetzt tatsächlich wirkungsvoll begrenzt.“ (Quelle: Erneuerbare Energien)

Deutschlands Energieverbrauch sinkt deutlich

Nach Berechnungen der AG Energiebilanzen sank der Energieverbrauch Deutschlands in 2018 um fünf Prozent gegenüber 2017 und auf einen Wert von 12900 PJ. Dies ist der niedrigste Wert seit Anfang der 1970er Jahre, wobei alle fossilen Energieträger Rückgänge aufweisen. Nur der Verbrauch von erneuerbaren Energien nahm zu. Entsprechend geht die AG Energiebilanzen auch von sechs Prozent weniger energiebedingten CO₂-Emissionen in 2018 aus im Vergleich zum Vorjahr. Abbildung 1 zeigt die geschätzte prozentuale Veränderung des Primärenergieverbrauchs 2018 verschiedener Energieträger.

Abbildung 1: Veränderung des Primärenergieverbrauchs in Deutschland in 2018 gegenüber 2017 in Prozent (Quelle: AG Energiebilanzen)

Die Gründe für den starken Rückgang liegen insbesondere in der milden Witterung, den gestiegenen Preisen von Energieträgern in 2018 und Fortschritten bei der Energieeffizienz. Der Anteil erneuerbarer Energien konnte von 13 auf 14 Prozent des gesamten Primärenergieverbrauchs zulegen.

Das Gebäudeenergiegesetz kommt in 2019

Auf über 170 Seiten und 113 Paragrafen fasst das „Gesetz zur Vereinheitlichung des Energiesparrechts für Gebäude“, kurz Gebäudeenergiegesetz (GEG), die EnEV, das Energiespargesetz und das EEWärmeG zusammen. Nach den ersten Ideen zum GEG aus dem Frühjahr 2017 liegt der Entwurf vor, welcher Ende Januar 2019 im Kabinett verabschiedet werden soll (Quelle: Energate).

Allerdings gibt es kaum Neues, denn das GEG schreibt bestehende Regeln weitestgehend fort. Die EnEV-2016-Anforderungen gelten weiterhin für neue und sanierte Gebäude und sollen als nationaler Niedrigst-Energiestandard auch die EU-Gebäuderichtlinie umsetzen. Leichte Anpassungen gibt es bei den Primärenergiefaktoren einiger Energieträger. Diese Faktoren werden genutzt, um die Energiebilanz eines Gebäudes zu berechnen. Insbesondere die Bedeutung von Solarstrom vor Ort für die Energieversorgung eines Gebäudes, wie auch die Nutzung von Biomethan oder neuen Erdgasheizungen wird bessergestellt als zuvor (Quelle: Energate).

Für einen nahezu klimaneutralen Gebäudebestand im Jahr 2050 reichen die Neuerungen nicht aus. Da in Deutschland Gebäude für etwa 40 Prozent der CO₂-Emissionen verantwortlich sind, wären stringentere und verschärfte Anforderungen an Sanierung und Neubau notwendig (Quelle: Nabu).

EE-Ausbau in 2018: Wind verliert, PV nimmt zu

Der Fadenriss beim Ausbau der Windenergie an Land in Deutschland ist 2018 Wirklichkeit geworden. Die FA Windenergie an Land hat im Dezember 2018 eine Analyse veröffentlicht zum Stand der Ausbausituation bis September 2018. So wurden im Zeitraum von Anfang Januar 2018 bis Ende September 2018 knapp 650 Windenergieanlagen mit einer Leistung von 2073 MW in Betrieb genommen. Dies entspricht einem Rückgang um 50 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum und einem Nettozuwachs von nur 1908 MW. Die FA Windenergie an Land geht von einem Bruttozubau von 2400 bis 2900 MW für das gesamte Jahr 2018 aus.

Insbesondere die niedrige Zahl von neuen Genehmigungen von Windenergieanlagen könnte den weiteren Zubau auch bis in das Jahr 2020 und trotz der Sonderausschreibungen blockieren (Quelle: Erneuerbare Energien). Das Ziel von 65 Prozent erneuerbarem Strom bis 2030 wird bei einem jährlichen Bruttoausbau von 3000 mW bis 2030 wohl verfehlt werden.

Etwas besser sieht die Lage bei der PV aus. Die Erzeugung aus PV-Anlagen im Jahr 2018 lag bei 46 TWh und deckte somit etwa acht Prozent des deutschen Bruttostromverbauchs ab. Außerdem zeigen die Meldedaten der Bundesnetzagentur, dass bis Ende November 2018 beinahe 2600 MW an neuer PV-Leistung zugebaut wurde. Dies bedeutet das im Jahr 2018 der Zubaukorridor für PV von 2400 bis 2600 MW das erste Mal seit 2013 wieder erreicht oder sogar überschritten wurde (Quelle: Montel).

Preise zum Ende des Jahres

Trotz der noch immer unklaren wirtschaftlichen Entwicklung für 2019 haben sich die Preise für CO₂-Zertifikate im Dezember erhöht von zeitweise knapp über 20 EUR/Tonne auf beinahe 25 EUR/Tonne am 28.12.2018. Das weltweit gehandelte Öl hat jedoch im Vergleich zum November noch mal um etwa fünf USD/Barrel Federn gelassen und lag Ende Dezember 2018 bei 55 USD/Barrel. Das Zusammenspiel von steigenden CO₂-Preisen, sowie erst steigenden und dann wieder fallenden Preisen für Kohle hat sich auch auf die Grundlastlieferung Strom für Deutschland ausgewirkt. So lag der Frontjahreskontrakt für 2019 am Ende seiner Handelsperiode bei knapp über 55 EUR/MWh. Das neue Frontjahr 2020 handelte am 28. Dezember 2018 wie in Abbildung 2 zu sehen niedriger bei etwa 48 EUR/MWh.

Abbildung 2: Preisentwicklung für den Frontjahresbase 2020 Deutschland von Ende November bis Ende Dezember 2018 (Quelle: Montel)

Am Spotmarkt haben sich die fast schon erwarteten negativen Preise über Weihnachten dieses Jahr nicht eingestellt. Die Windeinspeisung war hierfür zu gering. Der gemittelte Preis am Day-Ahead für die Tage vom 24. bis zum 26. Dezember lag hingegen auf dem höchsten Niveau seit 2010 bei 37,75 EUR/MWh. Nur in drei Stunden wurde ein negativer Preis erzielt (Quelle: Montel).

Abbildung 3 stellt die Stromerzeugung und Day-Aheadpreise im Dezember 2018 in Deutschland dar, und zeigt deutlich den Einbruch der Preise vom 8. bis zum 12. Dezember. Der niedrige Verbrauch an Tagen von Weihnachten bis zum Ende des Jahres war hingegen vor allem für die tieferen Preise in diesem Zeitraum verantwortlich. Mitte Dezember war hingegen die Erzeugung aus Gaskraftwerken vergleichsweise hoch und hat die geringe Erzeugung aus Wind und Solar ausgeglichen.

Abbildung 3: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Dezember 2018 in Deutschland, (Quelle: Energy Brainpool)

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Die Strommärkte in Europa unterliegen einem ständigen Wandel, welcher aktuelle Preisszenarien unabdingbar macht. Nur so lassen sich beispielsweise Marktentwicklungen, Assets und Verträge, Investitionsentscheidungen oder Geschäftsmodelle richtig bewerten.

Der „EU Energy Outlook 2050“ zeigt die Entwicklung des „Energy Brainpool“-Szenarios für EU-28, Norwegen und Schweiz. Die tatsächlichen Prozesse in den Einzelländern können deutlich variieren. Um fundiert entscheiden zu können, sind detaillierte Modellierungen der einzelnen nationalen Märkte und der dortigen Einflussfaktoren inklusive Sensitivitätsanalysen unerlässlich.

Wie sieht der Kraftwerkspark der Zukunft aus?*

Abbildung 1: installierte Erzeugungskapazitäten in EU-28 (zzgl. NO und CH) nach Energieträger, Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“ [1], “TYNDP 2018” [4]

Um den Klimawandel zu begrenzen, werden Ersatztechnologien benötigt, die emissionsarm sind – eine Renaissance der Kohle ist deshalb ausgeschlossen. Für die Zukunft sind bekannte und erprobte Technologien verfügbar: Gaskraftwerke, erneuerbare Energien sowie Kernkraftwerke.

Vor allem Windkraft und Photovoltaik haben weiterhin ein großes Wachstumspotenzial. Diese Technologien sind heute wettbewerbsfähig – dank der stark gesunkenen Kosten in den letzten zehn Jahren. Experten erwarten, dass sich die Entwicklung fortsetzt. Im „EU Energy Outlook 2050“ steigt der Anteil dieser fluktuierenden erneuerbaren Energien (feE) bis in das Jahr 2050 auf fast 50 Prozent der gesamten Angebotsleistung.

An steuerbaren, fossilen Erzeugungskapazitäten werden auf europäischer Ebene in Zukunft vor allem Gaskraftwerke zugebaut. Das liegt an den geringeren Emissionen im Vergleich zu Kohlekraftwerken. Letztere verlieren selbst mit Carbon-Capture-Storage (CCS) weiter an Bedeutung.

Die Kapazitäten von Kernkraft- und Kohlekraftwerken verringern sich um mehr als 55 Prozent bis 2050. Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Spanien, die Niederlande sowie Belgien haben für die Zukunft Kohleausstiege angekündigt. Dadurch ist insbesondere bei der Steinkohle ein starker Rückgang der aktuell installierten Leistung auf rund 55 Prozent bis zum Jahr 2030 zu beobachten.

In der Gesamtbetrachtung reduziert sich der Anteil der Erzeugungskapazität steuerbarer, thermischer Kraftwerke von 50 Prozent auf etwa 30 Prozent bis zum Jahr 2050. Dies hat erheblichen Einfluss auf die Struktur der Strompreise, welche zunehmend durch feE geprägt sind.

Bis 2050 steigt der Anteil erneuerbarer Energien auf 65 %

Abbildung 2: Bruttostromerzeugung und -nachfrage nach Energieträgern EU-28 (zzgl. NO und CH), Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“, “TYNDP 2018” [4]

Die produzierte Strommenge aus Kohlekraftwerken ist stark rückläufig und nimmt bis 2030 um rund 60 Prozent und bis 2050 um rund 95 Prozent ab. Die Produktion aus Gaskraftwerken erhöht sich indes um rund 40 Prozent bis zum Jahr 2050. Im Jahr 2050 erzeugen Wind- und Solaranlagen rund 44 Prozent Prozent des Stroms. Rund 36 Prozent des Stroms stammt aus steuerbaren, fossilen Kraftwerken. Die restlichen Strommengen werden durch steuerbare, erneuerbare Energien produziert, wie zum Beispiel Biomassekraftwerke oder Speicherseen.

Die Stromnachfrage steigt bis 2050 um circa 17 Prozent. Vor allem das Bevölkerungswachstum und mehr Elektrifizierung in den Haushalten erhöhen den Strombedarf. Der Großteil des Wirtschaftswachstums findet laut den Plänen der Europäischen Kommission im tertiären Dienstleistungssektor statt, welcher ebenfalls mehr Strom benötigt.

Im Industriesektor kann durch eine gesteigerte Effizienz ein deutlicher Anstieg des Stromverbrauchs verhindert werden. Dieses Szenario bewertet konservativ, wie sich die Kopplung der Sektoren Strom, Wärme und Transport entwickeln werden. Im Personenverkehr werden Hybrid-Autos den Verbrauch von Rohstoffen reduzieren. Zeitgleich werden die Emissionen im Wärmesektor durch gesteigerte Effizienz und geringere Verbräuche von Kohle und Öl sinken.

Die langfristige Entwicklung von Rohstoffpreisen

Abbildung 3: Commodity-Preise, Quelle: World Energy Outlook 2018 („Sustainable Development“) und eigene Berechnungen Energy Brainpool

Die Entwicklung der wichtigsten Commodities basiert bis 2040 auf dem „Sustainable Development“ Szenario des World Energy Outlooks 2018 der IEA [2]. In diesem Szenario sind drei Ziele definiert: Stabilisierung des Klimawandels, saubere Luft und ein universeller Zugang zu moderner Energie [3].

In diesem Szenario steigen die Preise für CO₂-Zertifikate deutlich. Die Preise für Gas, Öl und Steinkohle bleiben auf einem relativ konstanten Niveau. Die Entwicklung von 2040 bis 2050 wird extrapoliert.

Entwicklung durchschnittlicher Strompreise

Abbildung 4: jährliche Baseload-Preise und Schwankungsbreite nationaler Einzelmärkte ausgewählter Staaten in Europa im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Für die Entwicklung der durchschnittlichen, ungewichteten Strompreise der Jahre 2020 bis 2040 sind vor allem Primärenergie- und CO₂-Preise relevant (für ausgewählte europäische Staaten). Ab dem Jahr 2040 werden die Strompreise trotz steigender Gas- und CO₂-Preise stagnieren bzw. leicht sinken. Der Grund: Hohe Einspeisungen aus Wind- & Photovoltaik-Kraftwerken führen zunehmend zu geringen und häufiger auch negativen Strompreisen.

Die tatsächlichen Entwicklungen in den Einzelländern weichen zum Teil sehr deutlich voneinander ab. Dies zeigen die dargestellten Schwankungsbreiten. Insbesondere Länder mit geringem Ausbau von erneuerbaren Energien verzeichnen einen stetigen Anstieg der Strompreise (aufgrund der Entwicklung der Commodity-Preise).

Abbildung 5: monatliche Baseload-Preise ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Betrachten wir die Strompreise auf monatlicher Basis, ist die Saisonalität und Volatilität des Strommarktes erkennbar. Für den Winter zeigen die Analysen steigende Preise, bedingt durch die Temperatursensitivität der Stromnachfrage.

Demgegenüber liegen die Strompreise im Sommer meist deutlich niedriger. Dieser Effekt wird durch den steigenden Anteil solarer Stromerzeugung verstärkt, welche sich preissenkend auswirken.

Welche Erlöse können Windkraftanlagen erzielen?

Abbildung 6: Vermarktungswerte und -mengen für Wind in ausgewählten EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Der Vermarktungswert ist der durchschnittliche mengengewichtete Strompreis, den Windkraftwerke am Spotmarkt erzielen können. Es werden nur Erzeugungsstunden mit positiven Strompreisen berücksichtigt (inklusive 0 EUR/MWh). Bis zum Jahr 2040 steigt der Vermarktungswert der Windenergie an und fällt dann leicht ab – bedingt durch weiterhin steigende Kapazitäten.

Die parallele Erzeugung verringert die Strompreise in diesen Stunden (Merit-Order-Effekt). Die Vermarktungsmengen (Anteil der erzeugten Mengen zu Strompreisen >=0 EUR/MWh) gehen dabei im EU-Durchschnitt nur leicht, in einzelnen Ländern teilweise auch sehr deutlich zurück. Die Vermarktungserlöse ergeben sich aus dem Produkt der Vermarktungswerte und Vermarktungsmengen.

Die vielen Stunden, in denen trotz des hohen Anteils von erneuerbaren Energien steuerbare, fossile Kraftwerke den Preis setzen, ermöglichen steigende positive Erlösströme. Die Schwankungsbreite der Märkte zeigt, wie unterschiedlich die landesspezifischen durchschnittlichen Erlösmöglichkeiten von Windenergieanlagen sind.

Im White Paper „Bewertung der Strommarkterlöse von Anlagen fluktuierender erneuerbarer Energien“ definiert Energy Brainpool unter anderem die Indizes Vermarktungswert und -mengen. Diese Indizes ermöglichen eine realistische Ermittlung der Erlöspotenziale von fluktuierenden, erneuerbaren Energien am Strommarkt.

Welche Erlöse können Photovoltaik-Anlagen (Solar) erzielen?

Abbildung 7: Vermarktungswerte und -mengen ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Die Entwicklung der Vermarktungswerte der Solarenergie gleicht dem Trend der Vermarktungswerte für Windenergie, aber auf einem niedrigeren Niveau. Grund hierfür ist der stark ausgeprägte Gleichzeitigkeitseffekt der Solarenergie: Der Großteil des Stroms wird in den Tagesstunden im Sommer erzeugt. In Stunden, in denen viel Solarstrom erzeugt wird, sinken der Strompreis und damit die Erlöse.

Die Vermarktungsmengen für Solarenergie gehen im EU-Durchschnitt auch nur leicht, in einzelnen Ländern jedoch sehr deutlich zurück. Die große Schwankungsbreite der Solar-Vermarktungswerte in den Einzelstaaten zeigt, wie stark die Erlösmöglichkeiten variieren. Hier gilt es jedoch zu beachten, dass in einem sonnenreichen Land auch mit geringen Vermarktungswerten hohe Erlöse möglich sind. Der Grund dafür ist, dass die Anlagen besser ausgelastet sind.

Solarthermische Anlagen zur Stromerzeugung sind im Szenario eine Randtechnologie und werden nicht in großem Umfang ausgebaut.

Zunahme der Preisvolatilität im Detail

Abbildung 8: Entwicklung der Baseload-Preise und Quantile der Stundenpreise ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Im Szenario führen viele Faktoren zu einem deutlichen Anstieg der Preisvolatilität. Auf der einen Seite steigen die Erzeugungskosten der steuerbaren, fossilen Kraftwerke aufgrund der Entwicklung der Commodity-Preise. Auf der anderen Seite hat der Ausbau fluktuierender, erneuerbarer Energien einen preissenkenden Effekt. Im Ergebnis treten aus heutiger Sicht extreme Preise deutlich häufiger auf und werden zu einem normalen Bestandteil der Strompreisstruktur des Day-Ahead-Marktes.

Nationale kapazitätsspezifische Erlöse fluktuierender erneuerbarer Energien

Abbildung 9: Nationale kapazitätsspezifische Erlöse Solar im Jahr 2030 in EUR2017/kWp_nat ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 10: Nationale kapazitätsspezifische Erlöse Onshore im Jahr 2030 in EUR2017/kW_nat ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

An welchen Standorten und Ländern bzw. in welche Technologie soll investiert werden? Dazu müssen einerseits die durchschnittlichen Erlöse fluktuierender erneuerbarer Energien mittels des Vermarktungswertes in EUR/MWh betrachtet und andererseits die jährlichen Energiemengen der jeweiligen Technologie und des Standortes mit berücksichtigt werden.

Dies wird durch den kapazitätsspezifischen Erlös möglich. Er stellt die jeweiligen durchschnittlichen Erlöse pro installierter kW da. Eine PV-Anlage in Spanien erwirtschaftet durchschnittlich in EUR/MWh weniger Erlöse als eine PV-Anlage in den UK, durch die hohe Auslastung und damit Volllaststunden in Spanien relativiert sich das, sodass die Anlage pro kW letztendlich mehr Erlöse erzielt als in den UK. Eine solche Kenngröße kann selbstverständlich auch standortgenau ermittelt werden.

Die Ergebnisse zeigen, dass Windenergieanlagen eher in den Nordeuropäischen Staaten einen höheren Erlös erzielen können, während Solaranlagen eher in den Südeuropäischen Staaten einen Erlösvorteil haben.

Schwankungen bedingt durch unterschiedliche Szenario-Annahmen

Abbildung 11: Trends in den unterschiedlichen Szenarien ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Energy Brainpool bietet eine Vielzahl unterschiedlicher geschlossener Szenarien an. Abbildung 11 zeigt die unterschiedlichen Trends der Szenarien. Die Schwankungen betreffen hierbei sowohl die Annahmen zu der Entwicklung der Commodities-Preise sowie des Kraftwerksparkes und der E-Mobilität und weiterer Flexibilitätsoptionen.

Abbildung 12 zeigt die dazugehörigen Ergebnisse der Strompreise der jeweiligen Szenarien.

Abbildung 12: Entwicklung der Strompreise in EUR2017/MWh der jeweiligen Szenarien ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

* EU-28 inkl. Norwegen und Schweiz, je nach Auswertung wurden nur die signifikantesten Staaten ausgewählt, um den Mittelwert zu bestimmen.

[1] https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/ref2016_report_final-web.pdf

[2] https://www.iea.org/weo2017/

[3] https://www.iea.org/newsroom/news/2017/november/a-new-approach-to-energy-and-sustainable-development-the-sustainable-development.html

[4] https://tyndp.entsoe.eu/

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Technologieübergreifende Ausschreibungen – viel Kritik im ersten Jahr

Als Pilotvorhaben fanden dieses Jahr erstmals gemeinsame Ausschreibungen für Wind und Solar statt, um den direkten Kostenwettbewerb zu forcieren. Beide Ausschreibungen umfassten dabei 200 MW und gingen zu 100 Prozent an PV-Projekte. Im November 2018 gab nur es dabei sogar nur noch ein Gebot der Windenergie an Land. Beide Ausschreibungen waren überzeichnet, die erste doppelt und die zweite 1,5-fach.

Abbildung 1: Ausschreibungs- und eingereichte Gebotsmengen für die technologieübergreifenden Ausschreibungen 2018 [Quelle: eigene Darstellung nach BNetzA]

Abbildung 2: Entwicklung der Zuschlagswerte die technologieübergreifenden Ausschreibungen 2018 [Quelle: eigene Darstellung nach BNetzA]

Wie sind diese Ergebnisse nun einzuordnen?

Grundlegendes Ziel des bis 2020 laufenden Pilotvorhabens ist es, Funktionsweise und Wirkungen einer gemeinsamen Ausschreibung zu erproben und mit den technologiespezifischen Ausschreibungen zu vergleichen. Jedoch stieß diese Form des Wettstreits bereits jetzt auf viel Kritik. Sowohl BWE (Bundesverband WindEnergie) als auch BSW (Bundesverband Solarwirtschaft) bezeichneten sie als nicht zielführend. So führe technologiespezifischer Wettbewerb ebenso zu den gewünschten Kostensenkungen und sei für einen ausgewogenen Zubau von PV und Wind vonnöten. Es bleibt also spannend, zu sehen, wie sich dieses Modell im nächsten Jahr weiter entwickeln wird.

Offshore-Windenergie

Im Jahr 2018 fand eine Ausschreibung für Offshore-Windenergieanlagen statt. Insgesamt sind sechs Projekte mit einer Leistung von insgesamt 1610 MW bezuschlagt worden (Quelle: Offshore Windenergie). Wie auch schon im letzten Jahr, gingen Gebote mit 0 ct/kWh in die Ausschreibung. Man geht hier davon aus, dass bis zur Inbetriebnahme (spätestens 2025) die Strompreise so hoch bzw. die Gestehungskosten so niedrig sind, dass eine Vergütung für einen wirtschaftlichen Betrieb nicht mehr nötig ist. Dies birgt Risiken, sollten sich die Preise nicht wie erwartet entwickeln und die Projektträger plötzlich vor der Unwirtschaftlichkeit stehen.

Im Vergleich zu 2017 hat sich der durchschnittliche Zuschlagswert deutlich nach oben bewegt:  von 0,44 ct/kWh in 2017 auf 4,66 ct/kWh dieses Jahr. Auch der maximale Zuschlagswert ist von 6 auf 9,83 ct/kWh deutlich gestiegen. Um diese Entwicklung einzuordnen, ist die veränderte Wettbewerbssituation aufgrund von Sonderregelungen zu berücksichtigen: So konnten nur bestehende Projekte teilnehmen, die in der ersten Ausschreibung keinen Zuschlag erhalten hatten. Zudem waren dieses Mal mindestens 500 MW in der Ostsee zu bezuschlagen. (Quelle: Sonne, Wind & Wärme).

Abbildung 3: Entwicklung der Zuschlagswerte für Offshore-Windenergie 2018 [Quelle: eigene Darstellung nach BNetzA]

Biomasse

Die Ausschreibungen der Biomasse stehen in der Öffentlichkeit nicht im Fokus, allein schon wegen ihrer Größe. Dennoch geben wir hier einen kurzen Einblick über den Status quo. Anders als bei Solar und Wind können sich an den Ausschreibungen auch Bestandsanlagen beteiligen. Darauf hatte man sich geeinigt, um eine Stilllegungswelle von Biomasseanlagen zu verhindern, sobald die EEG-Förderung aufgrund fehlender Wettbewerbsfähigkeit der Anlagen ausläuft.

Sowohl letztes als auch dieses Jahr waren die Ausschreibungen unterzeichnet, was auf fehlenden Wettbewerb deutet. Auch die Teilnehmerstruktur an den Ausschreibungen zeichnet ein klares Bild des Zustands der Branche: 71 der 83 eingereichten Gebote stammten von Bestandsanlagen.

Abbildung 4: Ausschreibungs- und eingereichte Gebotsmengen für Biomasse 2018 [Quelle: eigene Darstellung nach BNetzA]

Abbildung 5: Entwicklung der Zuschlagswerte für Biomasse 2018 [Quelle: eigene Darstellung nach BNetzA]

Das größte Potenzial für Bestandsanlagen liegt derzeit in der Flexibilisierung (vgl. IWR). Die dafür nötigen Investitionen werden allerdings nur getätigt, wenn sie sich über die verbleibende Förderdauer rentieren, was nicht für jede Anlage der Fall sein wird. Folglich ist, trotz der Teilnahme von Bestandsanlagen an, Mitte der 2020er mit vielen Stilllegungen zu rechnen.

Um den Wettbewerb der Ausschreibungen zu stärken, haben die Bioenergieverbände bereits 2017 einige Änderungsvorschläge formuliert, die sich wie folgt zusammenfassen lassen:

1. Sammlung von Erfahrungswerten: zwei Ausschreibungen pro Jahr (mit jeweils der Hälfte der ausgeschriebenen Menge)
2. Bei vorzeitigem Wechsel: Verlängerung des zweiten Vergütungszeitraums um die „verlorenen“ Jahre aus dem ersten Zeitraum
3. Angleichung der Gebotshöchstwerte von Neu- und Bestandsanlagen
4. Stärkung der Güllevergärung außerhalb des Ausschreibungsverfahrens
5. Vergütung von Mitverbrennung von Biomasse in Biomasseanlagen, die ansonsten keine keinen Förderanspruch nach EEG haben.

Man darf gespannt sein, inwiefern diese Vorschläge im nächsten EEG berücksichtigt werden.

Auf den Punkt gebracht

Diese Kurzanalyse verdeutlicht, wie unterschiedlich sich die einzelnen Technologien und Ausschreibungsvarianten entwickeln. Während die gemeinsamen Ausschreibungen von Stunde eins an auf Kritik stießen, stellten die weiterhin niedrigen Zuschlagswerte für Offshore-Windanlagen die beteiligten Akteure weitestgehend zufrieden. Bei der Biomasse hat sich der Trend der abnehmenden Bedeutung in 2018 hingegen weiter verstetigt.

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Technologieübergreifende Ausschreibungen

Grundsätzlich gelten die Vorschriften des EEG genauso auch für dieses neue Ausschreibungsmodell. Allerdings regelt die GemAV (Verordnung zu den gemeinsamen Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen) einige Besonderheiten. Zum einen entfallen bezüglich der Windenergie die Anwendung des Referenzertragsmodells sowie die Privilegien für Bürgerenergiegesellschaften. Zum anderen können PV- Freiflächenanlagen auch mit bis zu 20 MW bieten, wenn die Anlage sich in einem Landkreis befindet, in dem ein besonderes Flächenpotenzial besteht.

Außerdem wird im Zuschlagsverfahren eine sogenannte Verteilnetzkomponente miteinbezogen. So sollen adäquat Kosten berücksichtigt werden, die für die Netz- und Systemintegration entstehen. Diese Komponente stellt sich als Gebotsaufschlag dar, der Projekte in der Reihung nach hinten rutschen lassen kann, die in bestimmten, kritischen Verteilnetzausbaugebieten liegen.

Quelle: EnergieAgentur.NRW

Offshore-Windenergie

Seit 2017 ist die Förderung von Offshore-Anlagen im WindSeeG (Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See) statt im EEG geregelt. Eine EEG-Marktprämie erhalten nur noch Anlagen, die bis 2020 in Betrieb gehen. Um angesichts langer Vorlaufzeiten für Planung und Genehmigung einen kontinuierlichen Zubau sicherzustellen, fanden die Ausschreibungen 2017 und 2018 im Rahmen einer Übergangsphase (Inbetriebnahme 2021 bis 2025) unter bereits „bestehenden Projekten“ statt. Als “bestehende Projekte” gelten Offshore-Windparks, die bereits vor dem 1. August 2016 genehmigt oder planfestgestellt wurden oder für die zumindest ein Erörterungstermin durchgeführt wurde. Diese Übergangsphase ist mit den beiden Ausschreibungen von insgesamt 3.100 Megawatt abgeschlossen. Für Offshore-Windparkprojekte, die ab 2026 in Betrieb gehen, erfolgt die Ausschreibung ab 2021 künftig im sogenannten “zentralen Modell”.

In diesem Modell ist der Flächenentwicklungsplan das zentrale Planungselement des Offshore-Zubaus. Er legt künftige Zubauflächen sowie das Wie und Wann der Netzanbindung fest. In einem Gebotstermin pro Jahr werden dann im Schnitt 700 bis 900 MW für diese (netzangebundenen) Flächen ausgeschrieben. Die erforderlichen Sicherheitsleistungen erhöhen sich im neuen Modell von 100 auf 200 €/kW und liegen damit weit über denen für Wind an Land.

Quelle: BNetzA

Biomasse

Ab 150 kW installierter Leistung müssen Biomasseanlagen an den Ausschreibungen teilnehmen. Anders als bei PV und Wind dürfen auch Bestandsanlagen sich um eine Anschlussförderung nach Auslaufen ihrer ursprünglichen Vergütung bewerben (auch kleiner 150 kW). Bestandsanlagen kleiner 150 kW erhalten den höchsten noch bezuschlagten Gebotswert, wenn sie einen Zuschlag erhalten. Die Förderung für Bestandanlagen wird für zehn Jahre gewährt.

Quelle: BNetzA

Co-Autor: Michael Claußner (Junior Expert bei Energy Brainpool)

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Schon mit der EEG-Novelle von 2016/2017 hat der Gesetzgeber die Option einer regionalen Grünstromkennzeichnung eingeführt. Diese Regionalnachweise für den grünen, also erneuerbaren Strom, sollten es Energieversorgungsunternehmen (EVU) ermöglichen, regionale Stromprodukte anzubieten.

Zwei Jahre gingen ins Land ohne Register und ohne Möglichkeit für EVUs, Regionalnachweise auszustellen. Doch nun ist es tatsächlich möglich, den „Regionenstempel“ zu nutzen – mit der Novellierung der Herkunfts- und Regionalnachweis-Durchführungsverordnung (HkRNDV) im November 2018 sowie der Eröffnung des Regionalnachweisregisters beim Umweltbundesamt am 1. Januar 2019.

Abbildung 1 stellt die Prozesse bei der Verwendung von Regionalnachweisen dar.

Abbildung 1: die Prozesse rund um Regionalnachweise und das Regionalnachweisregister (Quelle: UBA)

Insbesondere können Regionalnachweise eine zusätzliche Einnahmequelle für erneuerbaren Strom darstellen, falls Verbraucher bereit sind, mehr für zertifiziert regionalen Grünstrom zu zahlen.

Regionalnachweise dürfen allerdings nur ausgestellt werden für erzeugte Kilowattstunden aus direktvermarkteten Erneuerbaren-Energien-Anlagen. Stromversorger können damit nachweisen, dass der von ihnen gelieferte Strom aus Anlagen der Region zu den jeweiligen Verbrauchern kommt.

Wichtig ist hierbei die Definition der „Region“. Dazu gibt es das Regionenkonzept, welches Verwendungsgebiete und -regionen abgrenzt. Kurz: Nur regionaler Grünstrom aus der Verwendungsregion darf über einen Regionalnachweis an VerbraucherInnen in dem Verwendungsgebiet geliefert werden. Ein Verwendungsgebiet richtet sich nach den Postleitzahlen (PLZ-Gebiet). Die zu diesem Verwendungsgebiet gehörige Verwendungsregion wird gebildet, indem von der Außengrenze des Verwendungsgebietes ein Radius von 50 km gezogen wird. Alle PLZ-Gebiete, die ganz oder teilweise in dieser 50 km Grenze enthalten sind gehören zur Verwendungsregion (Quelle: Umweltbundesamt). Abbildung 2 stellt dies am Beispiel des PLZ-Gebietes Dessau-Roßlau (06844) dar.

Abbildung 2: das Regionenkonzept des Regionalnachweisregisters (Quelle: UBA)

Stromerzeugung in 2018

Im Januar 2019 sind die Daten für die deutsche Stromerzeugung im vergangenen Jahr veröffentlicht worden. So haben sowohl die AG Energiebilanzen, als auch das Fraunhofer ISE eine erste Schätzung abgegeben. Im folgenden nutzen wir die Daten der AG Energiebilanzen, welche die Bruttostromerzeugung Deutschlands für 2018 abbilden. Der Anteil der erneuerbaren Energien stieg auf über 35 Prozent und somit um zwei Prozentpunkte gegenüber 2017. Abbildung 3 zeigt die prozentualen Anteile der verschiedener Energieträger an der gesamten Bruttostromerzeugung des letzten Jahres in Höhe von 649 TWh.

Abbildung 3: anteilige Bruttostromerzeugung verschiedener Energieträger in Deutschland 2018 in Prozent (Quelle: Energy Brainpool/Daten der AG Energiebilanzen)

Insbesondere die erzeugte Strommenge aus Photovoltaikanlagen nahm aufgrund der hohen Sonneneinstrahlung im vergangenen Jahr zu, genauer gesagt um mehr als 17 Prozent gegenüber 2017 auf 46,3 TWh. Rückläufige Mengen waren bei allen konventionellen Kraftwerken, besonders aber bei der Steinkohle zu vermerken, deren Anteil, unter den der Onshore-Windenergie fiel. Die Erzeugung von Braunkohle lag mit 146 TWh allerdings auf dem gleichen Niveau wie noch im Jahr 2010. Gleichauf gestalteten sich die Erzeugung aus Kohlekraftwerken und erneuerbaren Energien.

Die Ergebnisse der Kohlekommission

Der Januar 2019 war auch der Monat des Endspurts der Kohlekommission. Die Mitglieder der Kommission verhandelten seit August 2018 über den Ausstieg aus der Kohleverstromung in Deutschland, sowie der Strukturhilfen für betroffene Regionen.

Vom Freitag, den 25. bis in den frühen Morgen des 26. Januars erarbeitete die Kommission in einer Marathonsitzung einen Vorschlag für die Abschaltung der deutschen Kohlekraftwerke (derzeit 42,5 GW). Nach dem 300-seitigen Papier sollen bis 2022 12,5 GW an Kohlekraftkapazitäten vom Netz gehen, wobei 5,5 GW an Abschaltungen schon seit Längerem geplant sind. Somit sollen nach 2022 noch jeweils 15 GW Braun- und Steinkohle Strom produzieren (Quelle: Energate). Weitere Kraftwerke sollen zwischen 2023 und 2030 abgeschaltet werden, sodass 2030 noch maximal 9 GW Braunkohle und 8 GW an Steinkohlekraftwerken am Markt sind.

Das letzte Kohlekraftwerk soll lauf Vorschlag der Kommission spätestens im Jahr 2038 vom Netz gehen. Eine Überprüfung in 2032 könnte die Abschaltung aber auch ins Jahr 2035 vorziehen (Quelle: Montel). Abbildung 4 zeigt den generellen Ausstiegspfad, nach den Plänen der Kohlekommission. Wobei noch nicht klar ist, welche Kraftwerke wann vom Netz gehen sollen.

Abbildung 4: Zeitverlauf des Kohleausstiegs in Deutschland laut Kohlekommission (Quelle: Energy Brainpool/Montel)

Weiterhin sollen die Maßnahmen zum Kohleausstieg in den Jahren 2023, 2026 und 2029 in Bezug auf Versorgungssicherheit, Preise, Klimaschutz und Strukturwandel nochmals überprüft werden (Quelle: PV Magazine). Entschädigungen von 600 Mio. EUR pro GW an die Kraftwerksbetreiber seien ebenfalls im Gespräch (Quelle: Montel), während die Industrie mit jährlich etwa 2 Mrd. EUR vor höheren Strompreisen geschützt werden soll. 40 Mrd. EUR gehen über einen Zeitraum von 20 Jahren an Bundesländer und Regionen, um den Strukturwandel weg von der Kohle zu finanzieren (Quelle: Montel).

Nun muss die Politik die Ergebnisse der Kohlekommission noch gesetzlich verankern, um tatsächlich einen Ausstiegspfad zu gewährleisten.

 Preise wenig beeindruckt vom Kohleausstieg

Der Strompreis fiel in den ersten Tagen des Januars 2019 um 3 bis 4 EUR/MWh auf etwa 47 EUR/MWh, konnte sich aber Mitte des Monats wieder erholen. Am 29. Januar 2019 stand der Kurs für die Grundlastlieferung des Jahres 2020 wieder bei 51 EUR/MWh. Nach Bekanntwerden der ersten Phase des Kohleausstiegsplans bis 2022 stiegen die entsprechenden Kontrakte am Terminmarkt leicht an. Allerdings weniger stark als von manchen Marktteilnehmern gedacht. Abbildung 5 zeigt Preisentwicklung für Grundlast 2020 bis 2025 (erste Phase des Kohleausstiegs) im deutschen Marktgebiet während des ersten Monats diesen Jahres. Der Anstieg in den letzten Tagen des Januars ist für die Jahre nach 2022 gegenüber dem Preisrückgang für die Jahre 2020 bis 2022 deutlich zu erkennen. So unterscheiden sich die Preise für das Jahr 2021 und 2025 derzeit um 5 EUR/MWh.

Abbildung 5: Preisentwicklung der Jahresbänder für Grundlastlieferung 2020 bis 2025 Strom in Deutschland im Januar 2019 (Candle sticks: 2020, rot: 2021, orange: 2022, hellgrün: 2023, gelb: 2024 und grün: 2025) (Quelle: Montel)

Am Spotmarkt schlugen sich die niedrigen Temperaturen und die zeitweise geringe Windeinspeisung auf den Preis nieder. Besonders in der zweiten Hälfte des Januars bis zum 25. Januar lagen die Preise im Schnitt zwischen 50 und 80 EUR/MWh, während auch konventioneller Kraftwerke stark ausgelastet waren. Nur an den ersten beiden Tagen und am Sonntag den 13. Januar fiel der tägliche Durchschnittspreis im Base unter die 25 EUR/MWh, bei teilweise negativen Preisen. Abbildung 6 stellt die Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Januar 2019 in Deutschland dar.

Abbildung 6: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Januar 2019 in Deutschland, (Quelle: Energy Brainpool)

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Die PPAs kommen

Nachdem das PPA-Thema auf der E-World 2019 wohl das meist diskutierte, war, hat die EnBW nun auch angekündigt, einige große PV-Parks als PPA zu entwickeln. In Brandenburg will der Energieversorger einen subventionsfreien PV-Park mit einer installierten Leistung von 175 MW bauen und jährlich 175 GWh an Strom erzeugen (Quelle: Montel). In Mecklenburg-Vorpommern plant die EnBW zusammen mit dem Projektierer Energiekontor einen weiteren PV-Park als PPA entwickeln. Die beiden Unternehmen wollen das 85 MW Kraftwerk bis Ende 2020 östlich von Rostock errichten. Anschließend wird der erzeugte Strom vorerst für 15 Jahre zum Festpreis von EnBW abgenommen und Bedarf keiner finanziellen Förderung nach EEG. So sollen über 15 Jahre 1,3 TWh an Strom über das PPA geliefert werden. Über finanzielle Details behielten die beiden Unternehmen allerdings Stillschweigen (Quelle: Montel).

Unser White Paper zur Marktanalyse, Bepreisung und Hedgingstrategien von PPAs enthält wichtige Informationen zu diesem Thema. Sie können es hier kostenfrei downloaden.

Netzentwicklungsplan der ÜNB: Mehr EE und Ausbau wird teurer

Am 4. Februar 2019 haben die Übertragungsnetzbetreiber den ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 (2019) (NEP) veröffentlicht. Hierin wird der bedarfsgerechte Netzausbaubedarf im deutschen Übertragungsnetz anhand verschiedener Szenarien insbesondere für 2030 ermittelt. Die Szenarien, die die BnetzA in ihrem Szenariorahmen im letzten Jahr genehmigte, bilden eine Bandbreite möglicher Entwicklungen ab. Die Ergebnisse des ersten Entwurfs stehen nun bis zum 4. März 2019 zur öffentlichen Aussprache. Die ÜNBs arbeiten die Hinweise der Konsultation in den zweiten Entwurf ein, den die BNetzA nach weiterer Beratung und Überprüfung bis Ende 2019 bestätigen soll.

Die Szenarien, die im ersten Entwurf besonders betrachtet wurden, sind die Szenarien B 2025, B 2030 und B 2035 aus dem Szenariorahmen. Sie sind als Mittelweg einer zunehmend flexibilisierten Energiewende mit Erreichung der EE-Ziele des Koalitionsvertrags und der Klimaziele zu verstehen. Die Ergebnisse der Kohlekommission werden im zweiten Entwurf eingearbeitet. Allerdings ist eine starke Abnahme der Kohleverstromung auch im jetzigen Entwurf schon offensichtlich. Laut NEP beträgt der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch in den oben genannten Jahren 59, 67 beziehungsweise 74 Prozent. Dementsprechend wird von einem starken Ausbau von Wind- und Solarenergie ausgegangen. Abbildung 1 zeigt die installierten Kapazitäten der verschiedenen Energieträger in GW (ohne Kapazitätsreserve) Stand 2018, sowie in den Jahren 2025, 2030 und 2035 nach Szenario B.

Deutlich wird die Verdopplung der Kapazitäten von PV bis 2030, sowie auch der starke Anstieg von Wind Onshore und Offshore im Zeitverlauf.

Abbildung 1: Erzeugungskapazitäten in GW Stand 2018, sowie in Szenario B des NEP (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Laut ÜNB verursacht der starke Ausbau der erneuerbaren Energien Wind und PV ein starkes Erzeugungsgefälle zwischen Nord- und Süddeutschland. Die Maßnahmen aus dem letzten NEP in 2017 reichen nicht mehr aus, um das Netz bedarfsgerecht zu halten. Es braucht zwei zusätzliche über den Bundesbedarfsplan hinausgehende Gleichspannungs-Übertragungsleitungen mit 4 GW bis 2030.

Die Kosten für den Ausbau des Übertragungsnetzes an Land summieren sich bis 2030 auf 52 Mrd. EUR, bis 2035 auf 58 Mrd. EUR. Zusätzlich dazu werden weitere Offshoreanschlussleitungen notwendig, welche den Finanzierungsbedarf weiter erhöhen. Bis 2030 beträgt das geschätzte Investitionsvolumen für das deutsche Offshorenetz 18 Mrd. EUR und bis 2035 27 Mrd. EUR. Abbildung 2 zeigt die Kosten für den Netzausbau im Übertragungsnetz laut NEP 2019.

Abbildung 2: Kosten für den Netzausbau Offshore und Onshore laut NEP 2019 in Mrd. EUR (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Die Gesamtinvestitionen inklusive der Kosten von knapp 20 Mrd. EUR in die Startnetze (Onshore und offshore) steigen somit um etwa 20 Milliarden EUR gegenüber des NEP 2017 auf 70 Milliarden EUR bis 2030 und 85 Milliarden EUR bis 2035.

Preise in ersten Ausschreibungen 2019 bleiben hoch

Die Ergebnisse der ersten Ausschreibungen für PV und Wind im neuen Jahr sind veröffentlicht. Die BNetzA gab bekannt, dass die durchschnittlichen Zuschlagswerte für PV gegenüber der letzten technologiespezifischen Ausschreibung im Oktober 2018 um etwa 0.1 ct/kWh auf 4.8 ct/kWh angestiegen sind. Die Ausschreibung war mit 465 MW an Geboten zweieinhalbfach überzeichnet, und 22 der 24 bezuschlagten Projekte liegen in Bayern. Bei der Windenergie blieben die Zuschlagswerte ebenfalls hoch. So bewegten sich die Zuschlagswerte zwischen 5.24 und dem regulierten Höchstwert von 6.2 ct/kWh, während der Durchschnitt leicht um 0.15 ct/kWh auf 6.11 ct/kWh abnahm. Bei der Ausschreibung für Wind wurden nur Gebote in Höhe von 500 MW abgegeben, während ein Gesamtvolumen von 700 MW bereitstand (Quelle: PV Magazine).

Abbildung 3: durchschnittliche Zuschlagswerte (ct/kWh) in Ausschreibungen für PV und Wind Onshore in Deutschland seit 2018 (Quelle: BNetzA)

Abbildung 3 zeigt die Ergebnisse der Ausschreibungen seit Beginn 2018 und verdeutlicht das stabile Niveau in den letzten Ausschreibungen. Die nächsten Ausschreibungen finden am 1. März 2019 (Sonderausschreibung PV mit 500 MW) und am 1. April 2019 (technologieübergreifend PV und Wind Onshore mit 200 MW und Biomasse mit 75 MW) statt.

Preise geben im Februar nach unten

 Fallende Preise bei CO₂ (von 24 EUR/Tonne auf bis zu unter 20 EUR/Tonne) und der Kohle (von 85 USD/Tonne auf etwa 77 USD/Tonne) haben am langen Ende auch im Strom für Verluste gesorgt. Die Zertifikatspreise gaben unter anderem nach, da die britische Auktionssperre verlängert und damit die Sorge eines Verkaufs von britischen Positionen in Folge eines ungeordneten Brexits eingepreist wurde.

So fiel der Preis für die Grundlastlieferung von Strom in Deutschland für 2020 von Anfang Februar um 3 EUR/MWh auf etwa 46-47 EUR/MWh. Dieser Preis liegt um etwa 5 EUR/MWh niedriger als noch Ende Januar 2019, wie Abbildung 4 zeigt.

Abbildung 4: Preisentwicklung des Jahresbands für Grundlastlieferung 2020 Strom in Deutschland im Januar und Februar 2019 (Quelle: Montel)

Am Spotmarkt sanken die Preise aufgrund wärmerer Witterung im Verlauf des Februars und mittelten bei etwa 45 EUR/MWh. Von Samstag, dem 9. bis zum Montag, dem 11. Februar 2019 hatte die hohe Windeinspeisung mit Spitzen über 41 GW auch zu einigen negativen Preisen geführt. Abbildung 5 stellt die Stromerzeugung und Day-Aheadpreise im Februar 2019 in Deutschland dar.

Abbildung 5: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Februar 2019 in Deutschland, (Quelle: Entsoe, Energy Brainpool)

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EU-Parlament segnet „Saubere-Energien-Paket“ ab

Die im November 2016 als Winterpaket bekannt gewordenen Vorschriften aus der Feder der EU-Kommission sind nun auch durch das EU-Parlament gekommen. Am 26. März 2019 haben sich 90 Prozent der Abgeordneten für den Beschluss der verbleibenden vier Vorschriften ausgesprochen. Dies umfasst die Elektrizitätsmarkt-Richtlinie und -Verordnung, die Acer-Verordnung und die Verordnung über Risikovorsorge im Stromsektor. Damit kommt die EU dem Ziel einer „Energie-Union“ einen großen Schritt näher, so Energie- und Klimakommissar Canete (Quelle: EU Kommission).

Die verabschiedeten Regeln sollen auf Risiken für die Versorgungssicherheit vorbereiten, indem Mitgliedsstaaten nationale Notfallpläne für den Fall von Engpässen erarbeiten. Die Acer-Verordnung soll dem Zusammenschluss der nationalen Regulierungsbehörden mehr Handlungsspielraum geben.

Die Strommarktrichtlinie und -verordnung betrifft den grenzüberschreitenden Handel, Preisregulierungen und Regeln für Kapazitätsmärkte. So sollen die Übertragungsnetzbetreiber auf den Interkonnektoren zwischen Ländern 70 Prozent der Übertragungsleistung für den Stromhandel öffnen. Neue Regeln gibt es auch für die Kapazitätsmärkte: Hier gelten nun strengere CO₂-Grenzwerte für teilnehmende Kraftwerke.

Neue Kraftwerke, die in Kapazitätsmärkten tätig sind, dürfen maximal 550 g/kWh ausstoßen, während dieser Emissionsgrenzwert für existierende Kraftwerte in solchen Märkten ab 2025 gilt. Kapazitätsverträge, die vor dem Ende 2019 abgeschlossen werden, sind von den neuen Regeln nicht betroffen (Quelle: Montel).

Abbildung 1 zeigt den Stand der Dinge der Verordnungen und Richtlinien des Pakets (Quelle: EU Kommission).

Abbildung 1: Stand der Dinge beim „Saubere-Energie-Paket“ (Quelle: EU Kommission)

Das „Saubere-Energie-Paket“ muss jetzt noch von den EU-Ministern abgesegnet werden. Dann treten die Verordnungen zu Acer und der Risikovorsorge direkt in Kraft, während die Strommarktverordnung ab dem 1. Januar 2020 gilt. Die Mitgliedsstaaten der EU müssen die Richtlinie zum Strommarkt innerhalb von 18 Monaten in nationales Recht umsetzen (Quelle: PV Magazine).

Rekommunalisierungen in Berlin und Hamburg

Vattenfall verliert das Berliner Stromnetz. Die Entscheidung des Berliner Senats am 4. März 2019, den Betrieb des Stromnetzes der deutschen Hauptstadt an „Berlin Energie“ zu vergeben, markiert das Ende einen jahrelangen Streit um diese wichtige Infrastruktur. Der neue Konzessionär des über 36.000 Kilometer langen Verteilnetzes ist der im Jahr 2012 gegründete Landesbetrieb. Durch mehrere Klagen hat der Altkonzessionär „Stromnetz Berlin“, eine Tochter des Konzerns Vattenfall, versucht das Vergabeverfahren für sich zu entscheiden (Quelle: Erneuerbare Energien). Dies ist nicht gelungen.

Berlin liegt hier im Trend. So wurden zwischen 2005 und 2016 über 150 neue Stadt, Gemeinde- oder Regionalwerke gegründet. So auch in Hamburg, wo nach einem Bürgerentscheid im Jahr 2013, das Strom- und Gasnetz zurück in das Eigentum der Stadt ging (Quelle: TAZ). Nach vier Jahren zahlt sich die Übernahme nun auch finanziell aus (Quelle: ZfK).

Weniger glatt verläuft allerdings die Rekommunalisierung der Hamburger Fernwärmegesellschaft, ebenfalls von Vattenfall. Hier soll der bereits vor fünf Jahren vereinbarte Mindestpreis von 950 Mio. EUR laut eines neuen Gutachtens um bis zu 300 Mio. EUR zu hoch sein. Dies könnte sich auf die Übernahmepläne auswirken, da die Überzahlung eine unerlaubte Beihilfe Hamburgs an den Energiekonzern Vattenfall darstellen könnte. Derzeit prüft die EU-Kommission rückwirkend den zum 1. Januar 2019 geltenden Kauf des Hamburger Fernwärmenetzes. Deren Entscheidung wurde vom 19. März auf Ende April 2019 vertagt (Quelle: Montel).

Netzbooster gegen Störungen: Batterien

Im aktuellen Netzentwicklungsplan haben die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNBs) nicht nur den Ausbau der Netze definiert, sondern ebenfalls Pläne für die Netzoptimierung veröffentlicht. Hierunter fallen auch die sogenannten Netzbooster mit denen sich die ÜNBs gegen Störungen wappen wollen. So plant TransnetBW einen 500 MW-Batteriespeicher in der Region Heilbronn und einen weiteren 300 MW-Speicher bei Ludwigsburg.

Auch in Niedersachsen soll ein 300 MW Batteriesystem gebaut werden, während zwei weitere 100 MW-Speicher, einer in der Nähe von München, ein weiterer bei Rendsburg in Schleswig-Holstein geplagt sind. Mit 1.3 GW an Kapazität liegt die finanzielle Dimension dieser Projekte im Milliardenbereich (Quelle: Montel).

Währenddessen zeigt eine Marktanalyse im Auftrag des Bundesverbands Energiespeicher die Möglichkeit von einem GW installierter Batteriespeicherkapazität bis Ende 2019 in Deutschland. Hierunter fallen 600 MW an PV-Heimspeichern und knapp 400 MW an Großspeichern, um das Netz zu stabilisieren (Quelle: PV Magazine).

Power-to-Gas: Speichermarkt zieht an

Im Bereich von Power-to-Gas tummeln sich die ÜNBs ebenfalls. So gab Amprion bekannt, dass das Unternehmen zusammen mit dem Fernleitungsnetzbetreiber für Gas „Open Grid Europe“ den Bau einer 100 MW Power-to-Gas-Anlage in Nordwestdeutschland plant. Die Anlage soll bis zum Jahr 2023 in Betrieb gehen (Quelle: Montel). Vielen Händlern und Energiekonzernen sind diese Ankündigungen ein Dorn im Auge, da es Speicher den Infrastrukturbetreibern ermöglicht, in den wettbewerblichen Bereich der Erzeugung und des Handels einzugreifen.

Derzeit befinden sich in Deutschland über 50 Power-to-Gas-Anlagen mit einer elektrischen Gesamtleistung von mehr als 55 MW in Betrieb oder in Planung. Dies geht aus einer Auswertung von Ludwig-Bölkow-Systemtechnik hervor. Projekte im dreistelligen MW-Bereich wurden für den Anfang der 2020er Jahre, wie etwa von Amprion, schon angekündigt (Quelle: PV Magazine).

In viel größeren Maßstäben wird in den Niederlanden, genauer gesagt, in Rotterdam geplant. Ein Konsortium aus Industrie und Wissenschaft möchte im Rotterdamer Hafen eine Power-to-Gas-Anlage in Gigawatt-Größe entwickeln. Die Anlage soll in der zweiten Hälfte des nächsten Jahrzehnts in Betrieb gehen. Des weiteren soll sie den Strom aus den geplanten On- und Offshore-Windenergieanlagen der Niederlande nutzen und Wasserstoff für die Industrie des Küstenlandes zu erzeugen. Die derzeitigen Kosten von etwa einer Mrd. EUR für eine 1 GW Power-to-Gas-Anlage soll bis dahin auf 350 EUR/kW fallen (Quelle: PV Magazine).

Preise fallen am langen Ende, viel erneuerbare und negative Preise am Spotmarkt

Inzwischen fiel der Leitkontrakt für die Grundlastlieferung Strom Deutschland für das Kalenderjahr 2020 von knapp 48 EUR/MWh Anfang März bis auf ein 4-Wochen Tief von 45 EUR/MWh am 25. März. Gründe für die bearishe Stimmung am Terminmarkt waren die Brexit-Unsicherheiten und Auswirkungen auf dem Emissionshandel. Einzig die steigenden CO₂-Preise aufgrund technischer Signale gegen Ende März halfen dem Frontjahr wieder auf die Sprünge (siehe Abbildung 2).

Abbildung 2: Preisentwicklung des Jahresbands für Grundlastlieferung 2020 Strom in Deutschland im März 2019 (Quelle: Montel)

Am kurzfristigen Markt haben die erneuerbaren Energien die Preise zeitweise stark gedrückt und gleichzeitig einige Rekorde aufgestellt. In der Woche vom 4. bis zum 10. März 2019 kam beinahe zwei Drittel der deutschen Nettostromerzeugung aus erneuerbaren Energien, insbesondere aus Wind.

In der darauffolgenden Woche legten die Erneuerbaren noch einmal mehr zu und deckten 67 Prozent des deutschen Nettostromverbrauchs. Dies entspricht dem Anteil der erneuerbaren Energien, den Deutschland im Jahr 2030 erreichen möchte.

Während Windenergie 50 Prozent des Stromverbrauchs in diesen Tagen deckte, sank der Anteil der fossilen und kerntechnischen Erzeugung auf niedrige Werte. Dies geht auch aus Abbildung 3 hervor. Die hohe Einspeisung erneuerbarer Energien kam auch mit einem negativen Preiszettel. Während an den ersten drei Wochenenden im März die Strompreise zeitweise unter der Null lagen, waren die Preise in der zweiten Hälfte des Monate aufgrund der notwendigen fossilen Erzeugung wieder über der Null zu finden.

Abbildung 3: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im März 2019 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

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Die Energiebranche wird auf dem Weg zu zunächst 65 % erneuerbare Energien in 2030 ihre Strategie der Angebotskalkulation für Stromkunden weiterentwickeln. Künftig werden solche Verbraucher einen günstigen Strompreis erhalten, die bei viel Wind und Sonne Strom verbrauchen. Das bedeutet: Wie sich die künftigen Strompreise stündlich verteilen, hängt zunehmend vom Wetter ab.

Aktuell nutzen die meisten der 1.404 Stromlieferanten in Deutschland zur Bewertung der künftigen Strompreisverteilung und Angebotslegung die hourly Price Forward Curve (hPFC).

Mit der hPFC berechnen sie die unterschiedlichen Preise von Stromlieferverträgen.

Ein Beispiel:  Eine Bäckerei mit hohem Stromverbrauch in günstigen Nachtstunden erhält heute vom Stromversorger ein günstigeres Angebot als eine Schlosserei mit hohem Stromverbrauch in teuren Tagesstunden. Doch das für diese Berechnung genutzte Instrument der hPFC kommt mit der fluktuierenden Einspeisung durch Sonne und Wind nicht zurecht.

Stadtwerke wie große Energieversorger stehen vor der Herausforderung, dieses Wetterrisiko einerseits bei der Ermittlung der Angebotspreise für die Stromverbraucher und andererseits bei der Beschaffung von Strom zu berücksichtigen. Die Energiemarkt-Experten von Energy Brainpool haben für diese Problematik ein Instrument – die fundamentale hPFC – entwickelt. Diesen Lösungsansatz diskutieren sie im aktuellen White Paper.

Das White Paper gibt Antworten auf die Fragen: Was ist die hPFC und wofür brauche ich sie? Wie wird die hPFC berechnet? Welchen Einfluss hat das Wetter auf die Profilgüte? Was kann die fundamentale hPFC leisten?

„Es wird vorerst wohl nicht möglich sein, das Wetter mehr als ein paar Tage zuverlässig vorauszusagen. Stromlieferanten haben in der nächsten Dekade ein neues Erfolgskriterium: Wer kann den grundsätzlich günstigen erneuerbaren Strom ohne große Wetter-Risikoaufschläge an seine Kunden weitergeben? Die Weiterentwicklung zur fundamentalen hPFC ist der logische erste Schritt bei der Beantwortung dieser Frage.“, sagt Fabian Huneke, Senior Expert bei Energy Brainpool.

Das White Paper „Die hPFC ist tot – es lebe die fhPFC!“ steht als PDF-Dokument zum Download auf der Website zur Verfügung.

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Schwankungen beim Ausbau der erneuerbaren Energien sind nichts Neues. Schon seit Beginn der Förderung von PV und Windenergie gab es Jahre, in denen viele neue Anlagen ans Netz gingen. Ebenso gab es Jahre, in denen der Ausbau stagnierte oder zurückging. Abbildung 1 zeigt die jährlich installierten Leistungen von PV und Onshore-Wind von 2015 bis Mai 2019 (Datenquellen: Solarbranche, Windbranche, BNetzA).

Abbildung 1: jährlich neu installierte Leistung von PV und Onshore-Wind seit 2005 einschließlich Quartal 1/2019 in MW (Quelle: Energy Brainpool)

So lag die Boomzeit der PV-Neuinstallationen zwischen 2009 und 2012, während der Zubau in den Folgejahren drastisch nachließ. Die stärksten Neuinbetriebnahmen bei der Onshore-Windenergie reichten vom Jahr 2014 bis 2017. Änderungen im Förderregime, als auch sinkende Preise auf der Herstellerseite waren ausschlaggebend für das Auf und Ab des Zubaus erneuerbarer Energien.

Der Ausbau seit Beginn 2019

Die aktuellen Zahlen für den Bruttozubau von PV und Windenergie stammen von der Bundesnetzagentur. Die Behörde ermittelt im Marktstammdatenregister unter anderem die neu installierte Leistung von PV und Onshore-Wind (Quelle: BNetzA). Demnach lassen sich der starke PV-Zubau von 1814 MW, sowie auch der schwache Zubau von Onshore-Wind von 206 MW in den ersten fünf Monaten des Jahres 2019 wie in Abbildung 2 aufgliedern.

Abbildung 2: Neuinbetriebnahmen von PV und Onshore-Wind in den ersten vier Monaten des Jahres 2019 in MW (Quelle: Energy Brainpool)

Seit Anfang 2019 wurden insbesondere Solaranlagen außerhalb der EEG-Ausschreibungen installiert. Anlagen, die nicht an den Ausschreibungen teilnehmen müssen, machten über 90 Prozent aller Installationen bis Ende Mai aus. Dies waren demnach alles Anlagen mit einer Leistung von weniger als 750 kW. Aus den Daten der Bundesnetzagentur lässt sich weiterhin schließen, dass der Großteil der neu installierten PV-Anlagen in 2019 Dachanlagen waren. Die Leistung von neuen Mieterstromanlagen lag in den ersten fünf Monaten bei 5,3 MW. Dies liegt weit unter der jährlich zulässigen Mieterstrommenge von 500 MW. Mieterstrom als Beschleuniger für den PV-Zubau ist somit vernachlässigbar.

Einbruch des Onshore-Windkraft-Ausbaus

Bei der Windenergie (onshore und offshore) sind im Zeitraum Januar bis Ende Mai bisher 71 Anlagen ans Netz gegangen. Zusätzlich zu den 206 MW bei den Onshore-Anlagen kamen in den ersten fünf Monaten diesen Jahres 33 neue Offshore-Anlagen mit einer Leistung von 210 MW ans Netz. Im gleichen Zeitraum gingen laut FA Wind auch 52 MW vom Netz, was zu einem Nettozubau von nur 154 MW bis Ende Mai 2019 geführt hat. (Quelle: persönliches Gespräch mit FA Wind). Der Einbruch des Onshore-Windkraft-Ausbaus ist dramatisch. Dies verdeutlicht auch der Vergleich mit den monatlichen Inbetriebnahmezahlen der ersten fünf Monate der vergangenen drei Jahre in Abbildung 3 (Quelle: FA Wind 1, FA Wind 2, BNetzA).

Während die Neuinbetriebnahmen im Vergleichszeitraum in den vergangenen Jahren bei etwa 1200 MW lagen, liegt das Jahr 2019 um 80 bis 90 Prozent unter diesen Zahlen.

Abbildung 3: monatliche Inbetriebnahme (Jan–Apr) von Onshore-Windenergie in Deutschland im Jahresvergleich in MW (Quelle: Energy Brainpool)

Warum der unterschiedliche Zubau von PV und Wind seit 2018?

Um diese Frage beantworten zu können, schauen wir in die Vergangenheit: Seit dem EEG 2017 hat der Gesetzgeber den Ausbau der Windenergie über die ausgeschriebenen Mengen auf knapp 3000 MW pro Jahr gedeckelt. Weiterhin wurden sogenannte Bürgerwindparks durch das Ausschreibungsdesign bevorzugt. Sie konnten ohne Immissionschutz-Genehmigung in die Ausschreibungen gehen und müssen diese nun nachholen. Insgesamt haben bis April 2019 Bürger-Windenergie-Anlagen mit nur 167 MW eine Genehmigung erhalten – von insgesamt 2688 MW aus den Ausschreibungen in 2017.

Der Bau und die Inbetriebnahme dieser Bürgerwindparks können sich aufgrund gesetzlicher Regelungen zu Umsetzungszeiträumen noch bis in die Anfänge der 2020er Jahre verschieben. So sind laut Fachagentur Wind erst 35 Anlagen der insgesamt 713 Windenergieanlagen aus den 2017er Ausschreibungen in Betrieb. Außerdem verzögern zahlreiche Klagen gegen Windparks viele Projekte. So waren im Dezember 2018 über 750 MW an Windenergieprojekten von Rechtsstreit betroffen. (Quelle: FA Wind)

Genehmigungsverfahren bremsen Zubau aus

Darüber hinaus stecken mehr als 10.000 MW an Windenergieleistung in den allgemeinen Genehmigungsverfahren fest. Dementsprechend erwarten die Verbände eine geringe Zahl an Neuinstallationen in 2019: etwa 2000 MW. Dies entspricht dem niedrigsten Stand seit 2011 (Quelle: Bizz Energy).

Die erstarkten Ausbauzahlen der PV haben andere Gründe. Sie sind ebenfalls bedingt durch gesetzliche Regelungen. Mit dem Beschluss des Energiesammelgesetzes im Dezember 2018 wurden nicht nur Sonderausschreibungen für PV und Wind ermöglicht, sondern es erfolgten auch gekürzte Vergütungen für die anzulegenden Werte von Anlagen, die nicht an den Ausschreibungen teilnehmen müssen (Quelle: PV Magazine).

Die Absenkung der festen Einspeisevergütung, bzw. der anzulegenden Werte für Dachanlagen ist in Tabelle 1 dargestellt (Quelle: BNetzA).

Tabelle 1: Reduktion der Vergütungssätze für PV-Anlagen unter 750 kW im Jahr 2019 (Quelle: Energy Brainpool).

Für Anlagen mit einer Leistung zwischen 100 und 750 kW war Ende 2018 klar: Die Vergütungssätze werden bis April 2019 um 15 Prozent sinken. Dies ist ein wichtiger Grund für den verstärkten Ausbau der PV in den ersten Monaten des Jahres 2019. Die gesunkenen Preise für PV-Systeme und Komponenten helfen dem derzeitigen Trend zu mehr PV ebenfalls (Quelle: PV Magazine). Nichtsdestotrotz hat der Gesetzgeber im Energiesammelgesetz das jährliche Ausbauziel von PV allerdings von 2500 auf 1900 MW reduziert.

Notwendiger EE-Ausbau für 2030-Ziele

Nach Einschätzung mehrerer Institute wird ein Zubau an PV-Anlagen von etwa 5 GW pro Jahr notwendig sein, um das 65 % Ziel für den Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch in 2030 zu erreichen. Auch für die Aufstockung der Windenergie muss ein jährlicher Zubau von mindestens 4 GW erfolgen, insbesondere um den Rückbau alter Anlagen zu dämpfen. Ferner erfordern der geplante Kohleausstieg und die Ziele zur CO₂-Reduktion einen verstärkten Zubau (Quelle: Montel, Agora Energiewende).

Daher sollten die Zahlen aus den ersten Monaten 2019 als Warnsignal dienen. Denn die jährlich notwendigen Zubauzahlen werden nach aktuellem Stand nur etwa zur Hälfte erreicht.

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Steigende Gebotswerte bei den Ausschreibungen für Erneuerbare

Bereits Ende März gab die Bundesnetzagentur die Ergebnisse der ersten Sonderausschreibung Solar bekannt. Gleich darauf folgten Mitte April die Zahlen für die erste gemeinsame Ausschreibung Solar und Onshore Wind im Jahr 2019 (Quelle: BNetzA). In der Sonderausschreibung für Solar wurden 500 MW an Leistung ausgeschrieben, während Projekte mit einer Leistung von 870 MW teilnahmen. Die Ausschreibung war somit um 75 Prozent überzeichnet: Der durchschnittliche Zuschlagspreis in der Sonderausschreibung lag bei 6,59 ct/kWh und entspricht dem höchsten Wert in einer deutscher Solarausschreibung seit Ende 2016.

In der Vorrunde lag der Durchschnittspreis noch bei 4,8 ct/kWh. Der hohe Wert kann teilweise erklärt werden, da das Kontingent für Projekte auf bayrischen landwirtschaftlichen Flächen für 2019 schon ausgeschöpft war (Quelle: PV Magazine).

Die erste gemeinsame Ausschreibung für Solar und Onshore Wind in diesem Jahr folgte der Tradition aus dem Jahr 2018. Alle 18 Zuschläge in Höhe von 210 MW gingen an die PV. Die Preise lagen zwischen 4,5 und 6,1 ct/kWh, mit dem Durchschnitt bei 5,66 ct/kWh und somit 1 ct/kWh unter dem der Sonderausschreibung. Auch diese Ausschreibung war stark überzeichnet. Es wurden 109 Gebote mit einer Leistung von 720 MW bei der BNetzA eingereicht.

In beiden Ausschreibungen lagen die Zuschlagswerte über den Werten seit Anfang 2018. Abbildung 1 zeigt die durchschnittlichen Zuschlagswerte aller bisherigen Ausschreibungen von Solar und Onshore Wind aus 2019.

Abbildung 1: Ausschreibungsergebnisse für Solar und Onshore Wind in Deutschland 2019 (Quelle: Energy Brainpool)

Die nächsten Ausschreibungen finden im Mai (Onshore Wind mit 650 MW) und Juni (Solar mit 150 MW) statt. Für die 2030er-Ziele reichen die derzeit jährlichen Ausschreibungsmengen laut Umweltbundesamt allerdings nicht aus. Sowohl für das Erneuerbaren-Ziel von 65 Prozent, als auch für die Minderung der Treibhausgasemissionen müssten bis 2030 jährlich mindestens 4 GW Wind und 4 GW PV installiert werden (Quelle: Montel).

Europäische CO₂-Grenzwerte im Verkehr

Die nun schon seit Monaten diskutierten CO₂-Grenzwerte im Verkehrssektor hat die EU abgesegnet. Die Regelungen betreffen die Neuwagenflotten der Autohersteller sowohl bei den PKWs, leichten Nutzfahrzeugen, LKWs und Bussen. Wobei jeweils andere Grenzwerte eingehalten werden müssen.

Bei den PKWs hat der EU-Ministerrat am 15. April zugestimmt, dass neue PKWs ab 2030 37,5 Prozent weniger CO₂ ausstoßen dürfen als in 2021. Für leichte Nutzfahrzeuge und Vans gilt hingegen ein Wert von 31 Prozent im Jahr 2030 (Quelle: Energate).

Abbildung 2: die CO2-Grenzwerte im Verkehrssektor sind beschlossen (Quelle: Gaby Eder/pixelio)

Weiterhin gibt es Neuregelungen für den Schwerlasttransport. Diese zielen darauf ab, die CO₂-Emissionen von LKWs zu reduzieren. Derzeit verursachen schwere Nutzfahrzeuge sechs Prozent aller europäischen CO₂-Emissionen und rund 27 Prozent der gesamten Emissionen aus dem Straßenverkehr aus (Quelle: European Council).

Der rumänische Ratsvorsitz und Vertreter des EU-Parlaments haben sich darauf geeinigt: Neue LKWs sollen bis 2025 15 Prozent geringe CO₂-Emissionen aufweisen als in 2019. Ab 2030 müssen die Fahrzeuge der Hersteller dann 30 Prozent weniger Treibhausgase emittieren. Nach Schätzungen der EU-Kommission würden die Emissionen von schweren Nutzfahrzeugen ohne die neuen Regeln bis 2030 um zehn Prozent steigen (Quelle: Energate). Ende Mai soll die Verordnung für LKWs auch vom Rat der EU beschlossen werden.

Die Werte sind als EU-weite Flottenwerte der Hersteller zu verstehen. Außerdem sollen Anreizmechanismen implementiert werden, die Hersteller von emissionsfreien oder -armen Fahrzeugen besser stellen. Im Detail werden die CO₂-Vorgaben für PKW-Hersteller gesenkt, wenn in 2025 mehr als 15 Prozent und in 2030 mehr als 35 Prozent ihrer verkauften PKWs emissionsfrei oder -arm sind (Quelle: VCD). Die Ziele sollen es der EU ermöglichen, bis 2030 30 Prozent geringere CO₂-Emissionen in den Nicht-ETS-Sektoren gegenüber 2005 zu erreichen (Quelle: European Council).

Netzausbau und Power-to-Gas

Am 4. April 2019 hat der Bundestag das Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) verabschiedet. Wirtschaftsminister Altmaier will dadurch die Genehmigungsverfahren für neue Stromleitungen vereinfachen, verschlanken und beschleunigen. So sollen Teile der Verfahrensschritte im Planungs- und Planfeststellungsprozess zeitgleich durchgeführt werden. Die Nutzung von Bestandstrassen für Netzverstärkungen oder -Neubau soll ebenfalls optimiert werden (Quelle: PV Magazine).

Es gab allerdings auch Kritik an einer Regelung im NABEG zur Wasserstoffelektrolyse. Nach den ersten Gesetzesentwürfen sollte für den Strom, der in Elektrolyseuren genutzt wird, Netzentgelte anfallen. Das tritt ein, falls der Wasserstoff nicht wieder rückverstromt wird. Dies bedeutet: Einer Nutzung im Mobilitäts- oder Wärmesektor würde die Wirtschaftlichkeit entzogen werden. Diese Passage hat Schleswig-Holstein mit einem Antrag verhindert.

Gute Nachrichten für die Sektorkopplung

Power-to-Gas-Anlagen würden durch Netzentgelte im Falle einer Nutzung des Wasserstoffs außerhalb des Stromsektor beeinträchtigt. Dieses Belastung hat der Gesetzgeber wieder aus dem Gesetz entfernt. Am 12. April hat der Bundesrat die finale Fassung verabschiedet (Quelle: PV Magazine). Für die Sektorkopplung ist dies eine gute Nachricht.

Außerdem gehen drei neue Power-to-Gas-Projekte an den Start. Vattenfall plant im Industriepark Brunsbüttel zusammen mit MAN Energy Solutions und Arge Netz eine 50 MW Power-to-Gas-Anlage. Laut den Projektpartnern kann so regionaler Strom aus erneuerbaren Energien grünen Wasserstoff herstellen. Dieser kann dann als Kraftstoff für Busse, LKWs und Schiffe genutzt werden (Quelle: Montel).

Auch im Rhein-Main-Gebiet wollen eine Reihe von lokalen Energieunternehmen mehrere Elektrolyseure mit einer Gesamtleistung von 15 MW installieren (Quelle: PV Magazine). Im Emsland wollen die Unternehmen RWE Generation, Siemens, Enertrag, die Stadtwerke Lingen, Hydrogenious Technologies, Nowega, das Forschungszentrum Jülich und das IKEM Institut eine Wasserstoffinfrastruktur aufbauen. Kern des Projektes soll eine 105 MW Power-to-Gas-Anlage in Lingen werden. Die beiden letzteren Projekte nehmen am Ideenwettbewerb des Bundeswirtschaftsministeriums „Reallabore der Energiewende“ teil (Quelle: PV Magazine).

Starker Energiekomplex am langen Ende, Ostern mit negativen Preisen

Seit Anfang April hat sich der Preis des deutschen Leitkontrakts, die Grundlastlieferung für das Jahr 2020, um etwa 5 EUR/MWh oder 11 Prozent erhöht. Mit steigenden CO₂-Zertifikatspreisen auf über 27,8 EUR/Tonne, einem 11-Jahreshoch, und einem Anstieg der Ölpreise um 7 USD/Barrel auf über 75 USD/Barrel hat sich auch das Frontjahr im Strom bis Ende April 2019 auf etwa 50 EUR/MWh eingependelt. Abbildung 2 stellt die relativen Preisanstiege des Frontjahres Strom für Deutschland, der CO₂-Zertifikate mit Fälligkeit Dezember 2020 und des Brent-Öls mit Fälligkeit Dezember 2019 von Anfang März bis Ende April dar. Der deutliche Anstieg im April ist deutlich zu erkennen.

Abbildung 3: Relative Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland (candel sticks), Brent-Öl (orangenfarbene Linie) und CO2-Zertifikate (rote Linie) von Anfang März bis Ende April 2019 (Quelle: Montel)

Am Spotmarkt war vor allem das Osterwochenende interessant. Die stündlichen Preise fielen am Ostermontag auf ein 1,5 Jahrestief von minus 83 EUR/MWh in Stunde 14. Die Grundlast lag an diesem Tag bei minus 14 EUR/MWh, während die Spitzenlast sogar bei minus 36 EUR/MWh mittelte. Im Durchschnitt lieferten Solar 10 GW und Wind 21 GW, während die Last zwischen 35 und 48 GW pendelte. Abbildung 3 verdeutlicht den hohen Anteil von über 75 Prozent an der Stromerzeugung am 22. und 23. April 2019.

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Über diese Entwicklung, über Stromlieferverträge und darüber, wie sich dieses Modell für kleinere Anlagen eignen kann, spricht Tobias Kurth, Geschäftsführer von Energy Brainpool, mit Dr. Michael Fuhs, Chefredakteur vom pv magazine in einem Podcast. Der Podcast gliedert sich in drei spannende Kapitel. Im ersten Kapitel geht es darum, was den Anstieg der Strompreise beeinflusst und was dabei vorhersehbar ist. Darüber hinaus gibt es Einzeleffekte, die unerwartet auftreten wie beispielsweise der heiße Sommer im vergangenen Jahr.

Stromabnahmeverträge, auch PPA abgekürzt, stehen im Fokus des zweiten Kapitels. Ebenso die Frage, ab wann sich Solarkraftwerke selbst am Markt finanzieren könnten. Der Eindruck von Tobias Kurth ist, dass im Markt ein hohes Engagement erkennbar ist, diesen Prozess zu beschleunigen. Der Erfolg hängt dabei von drei Faktoren ab, die näher diskutiert werden. Ein weiterer Punkt in diesem Kapitel beschäftigt sich damit, wer zukünftig PPAs anbieten kann. Energieversorgungsunternehmen, Direktvermarkter oder andere Dienstleister? Letztendlich geht es darum, wer welches Risiko trägt mit welchen Kosten.

Wenn es zukünftig mehr subventionsfreie Kraftwerke gibt, sprengt es dann den Markt? Braucht es noch eine Strombörse? Wo liegen die Gefahren im freien Markt mit einem unbegrenzten Zubau? Darum dreht sich das dritte Kapitel.

Das ganze Interview können Sie im Podcast des pv magazines nachhören: “Subventionsfreie Solarkraftwerke – zubauen bis der Arzt kommt?”

Zur vertiefenden Lektüre empfehlen wir unsere beiden White Paper: „PPAs: Finanzierungsmodelle für erneuerbare Energien“ und „PPAs II: Marktanalyse, Bepreisung & Hedgingstrategien“.

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Niedrigere Preise in Solarausschreibungen im Juni 2019

Im Vergleich zur Ausschreibung im März 2019 sank der durchschnittliche Zuschlagswert laut Bundesnetzagentur um mehr als einen Cent auf 5,47 ct/kWh. Allerdings liegen die Ausschreibungsergebnisse aus dem Juni 2019 etwa einen ct/kWh über den Ergebnissen aus dem Jahr 2018.

Die Ausschreibung von 150 MW war mit 556 MW an eingereichten Geboten mehr als 3,5-fach überzeichnet. Zweidrittel der bezuschlagten Menge von 205 MW gingen an Mecklenburg-Vorpommern. Wobei der Wert an bezuschlagter Kapazität die ausgeschriebene Menge um gut 50 MW übertraf. Dies lag an einem sehr großen erfolgreichen Gebot, das die Zuschlagsgrenze bildete, so die Bundesnetzagentur (Quelle: Montel). Abbildung 1 stellt die Ergebnisse der deutschen Solarausschreibungen seit Beginn 2018 dar.

Abbildung 1: durschnittlicher Zuschlagswert der Solarausschreibungen in Deutschland seit Beginn 2018 in ct/kWh (Quelle: Energy Brainpool)

Deutlich erkennbar sind die höheren Zuschlagswerte im Jahr 2019. Ob die Preise wieder unter die Marke von 5 ct/kWh fallen, wird die nächste technologiespezifische PV-Ausschreibung im Oktober dieses Jahres zeigen.

Klimapolitische Reform soll im Herbst kommen

Der Wahlerfolg der Grünen bei der Europawahl scheint der Großen Koalition das Thema Klimaschutz wieder schmackhaft gemacht zu haben. So will die Regierungskoalition im September entscheiden, wie die Sektoren Gebäude, Verkehr und Landwirtschaft ihre CO₂-Emissionen reduzieren sollen, kündigte Kanzlerin Merkel Anfang Juni an (Quelle: Montel).

Bis 2030 will Deutschland seinen CO₂-Ausstoß um 55 Prozent gegenüber 1990 reduzieren. Um dies zu erreichen, müssen die Politiker viele Hebel in Bewegung setzen. Dies ist sich die Regierung nun langsam, aber sicher auch bewusst geworden.

Viele Verbände, Wissenschaftler, aber auch Politiker sprechen sich daher für einen CO₂-Preis aus, welcher Anreize zur Treibhausgasreduktion in die Nicht-ETS Sektoren bringt. So will die Union eine klimabasierte Steuerreform bis zum Herbst ausarbeiten und vorlegen. Das aktuelle System von Umlagen, Abgaben und Steuern zielt nicht auf eine CO₂-Minderung ab und muss von der Regierung modernisiert werden.

Quo vadis CO₂-Preise?

Auch die Wirtschaft braucht eine verlässliche Aussage, um auf Unternehmensebene mittel- und langfristig entscheiden zu können. Kommt ein zusätzlicher CO₂-Preisund wenn ja, in welcher Höhe? Im Gespräch ist eine Größenordnung von 30 bis 50 EUR/Tonne. Die Preise der CO₂-Zertifikate im ETS liegen im Juni 2019 bei etwa 25 EUR/Tonne.

Es wird ein intensiver Herbst und Winter werden: Sowohl der Kohleausstieg, eine klimabasierte Steuerreform als auch das Klimaschutzgesetz (Quelle: Montel) müssen diskutiert und verabschiedet werden.

Fortschrittsbericht zur Energiewende zeigt gemischte Bilanz

Dass eine Reform des Klimaschutzes wirklich notwendig ist, zeigt der zweite Fortschrittsbericht zur Energiewende.  Anfang Juni 2019 veröffentlichte die Bundesregierung das Dokument. Der zweite Fortschrittsbericht beschreibt den Stand der Energiewende bis Ende 2017 und wird begleitet von einer Stellungnahme einer Expertenkommission.

Allein der Ausbau der erneuerbaren Energien im Stromsektor ist auf Zielkurs für 2020. Das Erreichen vieler anderer Ziele der Bundesregierung wird laut Expertenkommission allerdings nicht sichergestellt oder ist sogar unwahrscheinlich (Quelle: PV Magazine).

Deutliche Verfehlungen der Klimaziele

Insbesondere bei der Reduktion der CO₂-Emissionen müsste sich die Geschwindigkeit verdreifachen, um das Klimaziel für 2030 zu erreichen:  von 1,2 Prozent Reduktion pro Jahr auf eine jährliche Minderung von 3,6 Prozent (Quelle: Erneuerbare Energien). Auch die Steigerung der Endenergieproduktivität und die Reduktion des Energieverbrauchs in den Gebäude- und Verkehrssektoren wird deutlich verfehlt.

In Abbildung 2 ist zu sehen, wie die Experten der Kommission das Erreichen der verschiedenen energie- und klimapolitischen Zielsetzungen für die Jahre 2020/2022 einschätzen (Quelle: Expertenkommission).

Abbildung 2: Gesamteinschätzung der Expertenkommission zum Stand der Energiewende zur Zielerreichung 2020/2022 (Quelle: Expertenkommission)

Niedrige Preise im Energiekomplex

Der Trend an den Futuremärkten ging weiter nach unten. Seit Mitte April 2019 hat sich bei allen Commodities ein Preisverfall eingestellt. Die Kohlepreise für nächstes Jahr liegen bei nunmehr 64 USD/Tonne und somit gute 10 EUR unter den Preisen im April. Ähnlich haben sich die Ölpreise entwickelt, welche von 72 USD/Barrel auf unter 60 USD/Barrel Mitte Juni 2019 fielen.

Die Streitigkeiten zwischen den USA und Iran haben allerdings in der zweiten Hälfte des Junis zu steigenden Ölpreisen (65 USD/Barrel) geführt. Insbesondere die für den Ölhandel wichtige Straße von Hormus könnte von Spannungen im Nahen Osten betroffen sein.

Der Fall der Gas- und CO₂-Preise drückt ebenfalls auf das deutsche Frontjahr für Strom. So lag der Grundlastkontrakt für Strom 2020 Ende Juni bei etwa 47 EUR/MWh, nach noch über 50 EUR/MWh im April dieses Jahres. Abbildung 3 zeigt die relativen Preisveränderungen der Frontjahrkontrakte im Zeitraum Mitte April bis Ende Juni 2019.

Deutlich sichtbar ist der Preisverfall, welcher nur gegen Ende Juni von wieder steigenden CO₂-Preisen und einer Hitzewelle aufgehalten wurde.

Abbildung 3: relative Preisveränderungen für Frontjahrkontrakte für Kohle (rote Linie), Gas (gelbe Linie), Öl (grüne Linie), CO2 (orangenfarbene Linie) und Strom (candel sticks) von Mitte April bis Ende Juni 2019 (Quelle: Montel)

 Am Spotmarkt zeigte sich insbesondere der niedrige Gaspreis durch hohe Erzeugung der Gaskraftwerke. Wie Abbildung 4 verdeutlicht, lag die Stromerzeugung aus Gaskraftwerken sogar auf höherem Niveau als die der Steinkohlekraftwerke. Außerdem führte hohe Wind- und Solareinspeisung am Samstag, den 8. Juni 2019, zu negativen Preisen in den ersten 19 Stunden des Tages. Der Mittelwert der Strompreise an diesem Tag lag bei -47,60 EUR/MWh, der tiefste Wert in Stunde 15 bei -90,01 EUR/MWh.

Abbildung 4: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Juni 2019 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

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Die offiziellen Schätzdaten zum CO₂-Ausstoß Deutschlands sind veröffentlicht. Laut Umweltbundesamt (UBA) hat Deutschland in 2018 4,5 Prozent weniger CO₂ ausgestoßen als noch im Jahr 2017. Dies entspricht einem Rückgang von 41 Millionen Tonnen. Kurzum gesagt: Die Gesamtemissionen lagen letztes Jahr bei 865,6 Mio. Tonnen. Abbildung 1 zeigt die Emissionen in den wichtigsten Bereichen im Jahresvergleich.

Abbildung 1: CO2-Emissionen in den wichtigsten Bereichen Deutschlands in 2017 und 2018 (gerundet), Quelle: Energy Brainpool

Es wird deutlich, dass die Emissionen mit einem Rückgang von 25 Mio. Tonnen vor allem in der Energiewirtschaft und bei den Haushalten gesunken sind. Der Verkehrssektor, die Industrie, sowie Landwirtschaft und Abfallwirtschaft haben demgegenüber nur elf Mio. Tonnen eingespart. Weitere fünf Mio. Tonnen haben – laut Umweltbundesamt – Betreiber von den übrigen Feuerungsanlagen, also vor allem in Heizkesseln oder Trocknungsanlagen eingespart.

Wie gestaltet sich der Rückgang seit 2014?

Unter dem Strich sind die deutschen Emissionen sind seit 2014 nicht mehr zurückgegangen, sondern eher angestiegen. Der Rückgang in 2018 war allerdings auch von Sondereffekten geprägt. Das warme Jahr hat zu einem geringeren Wärmeverbrauch und damit geringeren Emissionen geführt.

Ebenso könnte der Anstieg der Ölpreise besondes bis Oktober 2018 dämpfend auf den Verbrauch im Verkehr gewirkt haben. Die höheren Preise der CO₂-Zertifikate haben die Verstromung von Steinkohle verteuert. Dadurch wurde weniger Steinkohle verbrannt und die Emissionen aus der Steinkohleverstromung haben sich reduziert.

Steinkohle spielt eine große Rolle

Außerdem wurden Steinkohlekapazitäten in Höhe von 1.5 GW stillgelegt. Laut UBA gingen die Treibhausgasemissionen der Steinkohlen in 2018 um 13,4 Mio. Tonnen oder 10,8 Prozent gegenüber 2017 zurück. Auch die Emissionen aus der Braunkohlenutzung sanken in 2018. Hier war das Überführen von Kraftwerksblöcken aus dem Strommarkt in die Sicherheitsbereitschaft verantwortlich für einen Rückgang von 3.6 Mio. Tonnen CO₂   –  und zwar konkret die Kraftwerke in Niederaußem und in Jänschwalde. In Abbildung 2 ist der Rückgang der CO₂-Emissionen nach den wichtigsten Emissionsquellen dargestellt und verdeutlicht die oben genannten Zahlen (Quelle: UBA).

Abbildung 2: CO2-Emisionen aus verschiedenen Emissionsquellen im Jahresvergleich (Quelle: Energy Brainpool)

Im Vergleich zu 1990 hat Deutschland seine Emissionen um 30,6 Prozent gesenkt. Das Ziel zur Senkung der CO₂-Emissionen um 40 Prozent bis 2020 wurde allerdings schon letztes Jahr fallen gelassen. Alle Anstrengung wird politisch nun auf das Jahr 2030 gelegt. Bis dahin soll der Rückgang von Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 sogar 55 Prozent betragen. Abbildung 2 macht deutlich, dass der Ausstieg aus der Kohleverstromung einen großen Beitrag zu Deutschlands Klimazielen leisten kann. Allerdings wird ebenfalls eine starke Reduktion im Öl- und Gasverbrauch benötigt.

Weitere Anstrengungen nötig

Bis zur Hälfte des Jahrhunderts müssen die Emissionen noch um ein Vielfaches fallen, um weitgehende Treibhausgas-Neutralität zu erreichen. Abbildung 3 (Quelle: UBA) verdeutlicht dies anhand der Emissionsziele der unterschiedlichen Sektoren aus dem Klimaschutzplan 2050.

Abbildung 3: Entwicklung der Treibhausgasemissionen in Deutschland nach Sektoren im Klimaschutzplan, Quelle: UBA

Der Ausstoß aus dem Verkehrssektor soll sich laut UBA etwa bis 2030 um 64 Mio. Tonnen verringern. Dies entspricht etwa 6 Mio. Tonnen pro Jahr ab 2020 und einer in diesem Sektor noch nie da gewesener Reduktion.

Bis Ende Mai 2019 sollte das Klimakabinett der Bundesregierung konkrete Vorschläge für die Maßnahmen in den einzelnen Sektoren des Klimaschutzplans ausarbeiten. Leider verschiebt die Bundesregierung ihre „Grundsatzentscheidung“ zu konkreten Maßnahmen auf September 2019. Verabschiedet werden sollen sie dann bis Ende des Jahres.

Einigung über Sektorenziele schwierig

Die Sektorenziele waren und sind ein großer Streitpunkt innerhalb der Großen Koalition. Besonders das Verkehrsministerium ist wenig erpicht auf sektorale und starke CO₂-Ziele. Wenig überraschend kommentierte Regierungssprecher Seibert nach dem ersten Treffen: „Es sei klar geworden, dass beim Klimaschutz deutlicher Handlungsbedarf bestehe“ (Quelle: PV Magazine). Man darf auf die Ergebnisse des Klimakabinetts gespannt sein. Denn ohne konkrete Zielsetzungen und verstärkten Anstrengungen zur Emissionsreduktion kann auch das Ziel für 2030 nicht erreicht werden.

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 Nach BGH-Urteil: Netzrendite wird sinken

Verbraucherschützer jubeln, Netzbetreiber sind enttäuscht. Die Rede ist von der Entscheidung des Bundesgerichtshofs (BGH), die Kürzung der Eigenkapitalzinssätze für Strom- und Gasnetzbetreiber durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) zu bestätigen (Quelle: PV Magazine).

Damit werden die im Oktober 2016 von der BNetzA beschlossenen Senkungen für die Zinssätze für Investitionen zur Tatsache. Seit Jahren anhaltend niedrige Zinssätze auf den internationalen und nationalen Finanzmärkten begründeten diese Entscheidung. Die gesenkten Eigenkapitalzinssätze sollen für die fünfjährige dritte Regulierungsperiode Gas und Strom ab 2018 und 2019 gelten.

Die Zinssätze sollen bei Investitionen in Neuanlagen von 9,05 Prozent auf 6,91 Prozent und in Altanlagen von 7,14 Prozent auf 5,12 Prozent fallen. Die Senkungen sollen die Stromkunden bei den Netzentgelten von 2019 bis 2023 um etwa 2 Mrd. EUR entlasten.

Teile der Branche haben die sinkende Vergütung für Netzbetreiber von Anfang an kritisiert und dagegen Klage eingereicht. Insbesondere vor dem Hintergrund des erhöhten Investitionsbedarfs durch die Energiewende müssen Infrastrukturinvestitionen rentabel bleiben. Das Oberlandesgericht Düsseldorf hat im März 2018 auch eine Erhöhung der Zinssätze gefordert (Quelle: E&M).

So ist das Urteil des BGHs etwa für den BDEW „nicht nachvollziehbar“, da die jetzigen Zinssätze mit zu den niedrigsten in ganz Europa zählen (Quelle: BDEW). Andere Marktteilnehmen haben das Urteil allerdings mit Freude aufgenommen, so Vorstand der Verbraucherzentrale Müller: „Im Monopolbereich Stromnetz kann es nicht sein, dass traumhafte Renditen für die Netzbetreiber gezahlt werden“ (Quelle: PV Magazine).

Erneuerbare Rekorde in der Halbjahresbilanz

Die Halbjahresbilanz im Stromsektor kann sich sehen lassen. So war die Windenergie Deutschlands stärkste Stromquelle während der ersten sechs Monate in 2019. Sie generierte 67,2 TWh noch vor der Braunkohle mit 53 TWh. Zusammen mit der Solarenergie, welche im ersten Halbjahr 2019 knapp über 25 TWh Strom produzierte, lagen die beiden erneuerbaren Energien mit einer Erzeugung von 92,2 TWh knapp 13 TWh über der Stromproduktion aus Braun- und Steinkohlekraftwerken (Quelle: Fraunhofer ISE). Abbildung 1 stellt die Nettostromerzeugung der verschiedenen Energieträger im ersten Halbjahr 2019 in Deutschland dar.

Abbildung 1: Stromerzeugung der verschiedenen Energieträger im ersten Halbjahr 2019 in Deutschland in TWh (Quelle: Energy Brainpool)

In der Summe kamen die erneuerbaren Energieträger auf einen Anteil von 47 Prozent an der Nettostromerzeugung, während ihr Anteil am Bruttostromverbrauch (einschließlich Eigenerzeugung und interne Kraftwerksverluste und abzüglich des Exportsaldos) bei 44 Prozent lag (Quelle: PV Magazine).

Einher mit dem starken Anstieg der erneuerbaren Erzeugung ging ein Rückgang der Stromproduktion aus Kohle. Die höheren CO₂-Zertifikatspreise und geringe Gaspreise in 2019 haben ebenfalls die Erzeugung auf Gaskraftwerke verlagert. Darüber hinaus ging der Exportüberschuss um mehr als 11 Prozent auf 20 TWh zurück (Quelle: Fraunhofer ISE). Abbildung 2 verdeutlicht die prozentuale Veränderung im Vergleich zum ersten Halbjahr 2018 der Erzeugung aus den verschiedenen Energieträgern.

Abbildung 2: relative Änderung der Stromerzeugung im Halbjahresvergleich 2019 zu 2018 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Der Einbruch der Stein- und Braunkohleverstromung wirkte sich ebenfalls auf die deutschen CO₂-Emissionen im ersten Halbjahr 2019 aus. So gingen die Emissionen der Stromerzeugung um 15 Prozent von 136 auf 116 Millionen Tonnen zurück. Ein weiterer Grund hierfür war auch der milde Winter im Februar und März, als die Temperaturen jeweils um 3,5 und 6,6 Grad über der Norm lagen (Quelle: Montel).

Diskussion um CO₂-Bepreisung in heißer Phase

Am 20. September 2019 will die Bundesregierung ein umfassendes Paket für den Klimaschutz vorlegen. Unter anderen soll darin auch geregelt sein, wie und in welcher Höhe CO₂-Emissionen außerhalb des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) bepreist werden sollen.

Das Bundesumweltministerium hat dazu Anfang Juli verschiedene Gutachten (DIW, IMK, FÖS) veröffentlicht, um zu ermitteln, wie sich eine CO₂-Bepreisung in den Sektoren Wärme und Verkehr auf den CO₂-Austoß auswirkt. Außerdem prüften die Fachleute die verschiedenen Mechanismen auf ihre soziale Verträglichkeit.

Auch der „Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung“ fertigte im Auftrag der Bundesregierung ein Gutachten an, welches Reformoptionen für die Klimapolitik Deutschlands darstellt (Quelle: Sachverständigenrat Wirtschaft). Laut des Gutachtens sollte die vorherrschende kleinteilige Klimapolitik neu ausgerichtet und ein CO₂-Preis als zentrales Instrument eingerichtet werden.

Konsens scheint auch auch innerhalb der Bundesregierung zu herrschen, dass es einen CO₂-Preis geben wird (Quelle: PV Magazine). Beim Treffen des Klimakabinetts am 18. Juli 2019 diskutierten die Teilnehmer dementsprechend auch die vorliegenden Optionen für eine neue Klimapolitik. Entschieden wurde allerdings nichts und die beteiligten Ministerien für Umwelt, Bau, Landwirtschaft, Verkehr, Wirtschaft und Finanzen haben bis zum 20. September 2019 einiges an Arbeit vor sich (Quelle: PV Magazine).

CO₂ lässt Preise steigen

Mit CO₂-Zertifikatspreisen auf einem 11-Jahreshoch und knapp unter der psychologisch wichtigen Grenze von 30 EUR/Tonne hat auch das deutsche Frontjahr Strom auf 52 EUR/MWh zugelegt. Ein geringes Auktionsvolumen am Markt für CO₂-Zertifikate Anfang Juli ließ die Preise von 26 EUR/Tonne auf knapp unter 30 EUR/Tonne steigen (Quelle: Montel). Im Juli 2019 haben sich auch die Kohle- und Gaspreise von ihren Jahres- und Monatstiefs erholt und das Jahresband Strom 2020 angetrieben (Quelle: Montel).

Abbildung 3 stellt die Preisveränderung für das Frontjahr Strom 2020 Base, die Emissionszertifikate, sowie Kohle- und Gaspreise im Juni und Juli 2019 dar. Ab Mitte Juli stagnieren die Preise auf hohem Niveau oder ließen etwas nach.

Abbildung 3: relative Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland (candel sticks), der CO2-Zertifikate (orangenfarbene Linie), Gas (gelbe Linie) und Kohle (rote Linie) im Juni und Juli 2019 (Quelle: Montel)

Am Kurzfristmarkt lag der durchschnittliche Preis mit knapp unter 40 EUR/MWh über dem Mittel der Day-Ahead-Preise des Juni. Wie in Abbildung 4 deutlich wird, lag die Erzeugung in Gaskraftwerken auch im Juli 2019 merklich über der in Steinkohlekraftwerken. Die deutschen Braunkohlekraftwerke haben im Juli 2019 mit mehr als 8 TWh allerdings über 1 TWh mehr Strom produziert als noch im Vormonat.

Abbildung 4: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Juli 2019 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

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Das europäische Energiesystem wird sich in den kommenden Jahrzehnten stark verändern. Der Klimawandel und ein in die Jahre gekommener Kraftwerkspark zwingen die Europäische Union und viele Länder dazu, ihre Energiepolitik umzustellen. Aber auch marktlich gibt es Veränderungen: Steigende CO₂-Zertifikatspreise führen zu höherer Rentabilität erneuerbarer Energien, PPAs sind hier das Schlüsselwort. Was bedeuten diese Entwicklungen für die Strompreise, Erlöspotenziale und Risiken für Photovoltaik und Wind?

Die Strommärkte in Europa unterliegen einem ständigen Wandel, welcher aktuelle Preisszenarien unabdingbar macht. Nur so lassen sich beispielsweise Marktentwicklungen, Assets und Verträge, Investitionsentscheidungen, PPAs oder Geschäftsmodelle richtig bewerten.

Der „EU Energy Outlook 2050“ zeigt die Entwicklung des „EnergyBrainpool“-Szenarios für EU-28, Norwegen und Schweiz. Die tatsächlichen Prozesse in den Einzelländern können deutlich variieren. Um fundiert entscheiden zu können, sind detaillierte Modellierungen der einzelnen nationalen Märkte und der dortigen Einflussfaktoren inklusive Sensitivitätsanalysen unerlässlich.

Wie sieht der europäische Kraftwerkspark der Zukunft aus?*

Abbildung 1: installierte Erzeugungskapazitäten in EU-28 (zzgl. NO und CH) nach Energieträger, Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“ [1], “TYNDP 2018” [4]

Um den Klimawandel zu begrenzen, werden Ersatztechnologien benötigt, die emissionsarm bzw. emissionsfrei sind – eine Renaissance der Kohle ist deshalb ausgeschlossen. Für die Zukunft sind bekannte und erprobte Technologien verfügbar: Gaskraftwerke, erneuerbare Energien sowie Kernkraftwerke.

Vor allem Windkraft und Photovoltaik haben weiterhin ein großes Wachstumspotenzial. Diese Technologien sind heute wettbewerbsfähig – dank der stark gesunkenen Kosten in den letzten zehn Jahren. Dies ist auch ersichtlich durch die ansteigende Anzahl PPA-basierter Projekte insbesondere für Solarananlagen. Experten erwarten, dass sich diese Entwicklung fortsetzt. Im „EU Energy Outlook 2050“ steigt der Anteil dieser fluktuierenden erneuerbaren Energien (feE) bis in das Jahr 2050 auf rund 55 Prozent der gesamten Angebotsleistung. Erneuerbare haben einen Anteil von 73 Prozent am Kraftwerkspark.

An steuerbaren, fossilen Erzeugungskapazitäten werden auf europäischer Ebene in Zukunft vor allem Gaskraftwerke zugebaut. Das liegt an den geringeren Emissionen im Vergleich zu Kohlekraftwerken. Letztere verlieren selbst mit Carbon-Capture-Storage (CCS) weiter an Bedeutung.

Die Kapazitäten von Kernkraft- und Kohlekraftwerken verringern sich um mehr als 55 Prozent bis 2050. Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Spanien, die Niederlande sowie Belgien haben für die Zukunft Kohleausstiege angekündigt. Dadurch ist insbesondere bei der Steinkohle ein starker Rückgang der aktuell installierten Leistung auf rund 44 Prozent bis zum Jahr 2030 zu beobachten.

In der Gesamtbetrachtung reduziert sich der Anteil der Erzeugungskapazität steuerbarer, thermischer Kraftwerke von 50 Prozent auf etwa 26 Prozent bis zum Jahr 2050. Dies hat erheblichen Einfluss auf die Struktur der Strompreise, welche zunehmend durch feE geprägt sind.

Warum steigt die Stromnachfrage bis 2050?

Abbildung 2: Bruttostromerzeugung und -nachfrage nach Energieträgern EU-28 (zzgl. NO und CH), Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“, “TYNDP 2018” [4]

Die produzierte Strommenge aus Kohlekraftwerken ist stark rückläufig und nimmt bis 2030 um rund 60 Prozent und bis 2050 um rund 95 Prozent ab. Die Produktion aus Gaskraftwerken erhöht sich indes um rund 35 Prozent bis zum Jahr 2050. Im Jahr 2050 erzeugen Wind- und Solaranlagen rund 40 Prozent des Stroms. Rund 38 Prozent des Stroms stammt aus steuerbaren, fossilen Kraftwerken. Steuerbare Erneuerbare-Energien-Anlagen produzieren die restlichen Strommengen, wie zum Beispiel Biomassekraftwerke oder Speicherseen. 78 % des Stroms werden dabei emissionsfrei erzeugt. Damit würden die gesteckten Klimaziele verfehlt.

Die langfristige Entwicklung von Rohstoffpreisen

Abbildung 3: Commodity-Preise, Quelle: World Energy Outlook 2018 („Sustainable Development“) und eigene Berechnungen Energy Brainpool

Die Entwicklung der wichtigsten Commodities basiert bis 2040 auf dem „Sustainable Development“ Szenario des World Energy Outlooks 2018 der IEA [2]. In diesem Szenario sind drei Ziele definiert: Stabilisierung des Klimawandels, saubere Luft und ein universeller Zugang zu moderner Energie [3].

In diesem Szenario steigen die Preise für CO₂-Zertifikate deutlich. Die Preise für Gas, Öl und Steinkohle bleiben auf einem relativ konstanten Niveau. Die Entwicklung von 2040 bis 2050 wird extrapoliert.

Entwicklung durchschnittlicher Strompreise

Abbildung 4: jährliche Baseload-Preise und Schwankungsbreite nationaler Einzelmärkte ausgewählter Staaten in Europa im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Für die Entwicklung der durchschnittlichen, ungewichteten Strompreise der Jahre 2020 bis 2040 sind vor allem Primärenergie- und CO₂-Preise relevant. Ab dem Jahr 2040 werden die Strompreise trotz steigender Gas- und CO₂-Preise stagnieren. Der Grund: Hohe Einspeisungen aus Wind- & Photovoltaik-Kraftwerken, welche nur teilweise von einer flexibler werdenden Stromnachfrage ausgeglichen werden können, führen zunehmend zu geringen und häufiger auch negativen Strompreisen.

Die tatsächlichen Entwicklungen in den Einzelländern weichen zum Teil sehr deutlich voneinander ab. Dies zeigen die dargestellten Schwankungsbreiten. Insbesondere Länder mit geringem Ausbau von erneuerbaren Energien verzeichnen einen stetigen Anstieg der Strompreise (aufgrund der Entwicklung der Commodity-Preise).

Abbildung 5: monatliche Baseload-Preise ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Betrachten wir die Strompreise auf monatlicher Basis, ist die Saisonalität und Volatilität des Strommarktes erkennbar. Für den Winter zeigen die Analysen steigende Preise, bedingt durch die Temperatursensitivität der Stromnachfrage.

Demgegenüber liegen die Strompreise im Sommer meist deutlich niedriger. Dieser Effekt wird durch den steigenden Anteil solarer Stromerzeugung verstärkt, welche sich preissenkend auswirken.

Welche Erlöse können Windkraftanlagen erzielen?

Abbildung 6: Vermarktungswerte und -mengen für Wind in ausgewählten EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Der Vermarktungswert ist der durchschnittliche mengengewichtete Strompreis, den Windkraftwerke am Spotmarkt erzielen können. Es werden nur Erzeugungsstunden mit positiven Strompreisen berücksichtigt (inklusive 0 EUR/MWh). Bis zum Jahr 2030 steigt der Vermarktungswert der Windenergie stärker an und stagniert dann – bedingt durch weiterhin steigende Kapazitäten.

Die parallele Erzeugung verringert die Strompreise in diesen Stunden (Merit-Order-Effekt). Dabei gehen die Vermarktungsmengen (Anteil der erzeugten Mengen zu Strompreisen >=0 EUR/MWh) im EU-Durchschnitt nur leicht, in einzelnen Ländern teilweise auch sehr deutlich zurück. Die Vermarktungserlöse ergeben sich aus dem Produkt der Vermarktungswerte und Vermarktungsmengen.

Die vielen Stunden, in denen trotz des hohen Anteils von erneuerbaren Energien steuerbare, fossile Kraftwerke den Preis setzen, ermöglichen steigende positive Erlösströme. Die Schwankungsbreite der Märkte zeigt, wie unterschiedlich die landesspezifischen durchschnittlichen Erlösmöglichkeiten von Windenergieanlagen sind.

Im White Paper „Bewertung der Strommarkterlöse von Anlagen fluktuierender erneuerbarer Energien“ definiert Energy Brainpool unter anderem die Indizes Vermarktungswert und -mengen. Diese Indizes ermöglichen eine realistische Ermittlung der Erlöspotenziale von fluktuierenden, erneuerbaren Energien am Strommarkt.

 Welche Erlöse können Photovoltaik-Anlagen (Solar) erzielen?

Abbildung 7: Vermarktungswerte und -mengen für Solar ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Die Entwicklung der Vermarktungswerte der Solarenergie gleicht dem Trend der Vermarktungswerte für Windenergie, aber auf einem niedrigeren Niveau. Grund hierfür ist der stark ausgeprägte Gleichzeitigkeitseffekt der Solarenergie: Der Großteil des Stroms wird in den Tagesstunden im Sommer erzeugt. In Stunden, in denen die Anlagen viel Solarstrom erzeugen, sinken der Strompreis und damit die Erlöse.

Die Vermarktungsmengen für Solarenergie gehen im EU-Durchschnitt auch nur leicht, in einzelnen Ländern jedoch sehr deutlich zurück. Die große Schwankungsbreite der Solar-Vermarktungswerte in den Einzelstaaten zeigt, wie stark die Erlösmöglichkeiten variieren. Hier gilt es jedoch zu beachten, dass in einem sonnenreichen Land auch mit geringen Vermarktungswerten hohe Erlöse möglich sind. Der Grund dafür ist, dass die Anlagen besser ausgelastet sind.

Solarthermische Anlagen zur Stromerzeugung sind im Szenario eine Randtechnologie und werden nicht in großem Umfang ausgebaut.

Zunahme der Preisvolatilität im Detail

Abbildung 8: Entwicklung der nachfragegewichteten Baseload-Preise und Quantile der Stundenpreise ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Im Szenario führen viele Faktoren zu einem deutlichen Anstieg der Preisvolatilität. Auf der einen Seite steigen die Erzeugungskosten der steuerbaren, fossilen Kraftwerke aufgrund der Entwicklung der Commodity-Preise. Auf der anderen Seite hat der Ausbau fluktuierender, erneuerbarer Energien einen preissenkenden Effekt. Im Ergebnis treten aus heutiger Sicht extreme Preise deutlich häufiger auf und werden zu einem normalen Bestandteil der Strompreisstruktur des Day-Ahead-Marktes.

Leistungsspezifische Erlöse fluktuierender erneuerbarer Energien

Abbildung 9: leistungsspezifische Erlöse Onshore im Jahr 2030 in EUR2017/kW ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 10: leistungsspezifische Erlöse Solar im Jahr 2030 in EUR2017/kWp ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

An welchen Standorten und Ländern bzw. in welche Technologie soll investiert werden? Dazu müssen einerseits die durchschnittlichen Erlöse fluktuierender erneuerbarer Energien mittels des Vermarktungswertes in EUR/MWh betrachtet und andererseits die jährlichen Energiemengen der jeweiligen Technologie und des Standortes mitberücksichtigt werden.

Dies wird durch den kapazitätsspezifischen Erlös möglich. Er stellt die jeweiligen durchschnittlichen Erlöse pro installiertem Kilowatt da. Eine PV-Anlage in Spanien erwirtschaftet durchschnittlich in EUR/MWh weniger Erlöse als eine PV-Anlage in den UK. Durch die hohe Auslastung und damit Volllaststunden in Spanien relativiert sich das, sodass die Anlage pro Kilowatt letztendlich mehr Erlöse erzielt als in den UK. Eine solche Kenngröße kann selbstverständlich auch standortgenau ermittelt werden.

Die Ergebnisse zeigen, dass Windenergieanlagen eher in den nordeuropäischen Staaten einen höheren Erlös erzielen können, während Solaranlagen eher in den südeuropäischen Staaten einen Erlösvorteil haben.

Schwankungen durch Wetterrisiken bei der Bestimmung der Vermarktungswerte fluktuierender Erzeuger

In Deutschland und auch anderen europäischen Märkten stand aufgrund der Förderung von Wind und Solar bisher beim Gedanken an die Wetterrisiken fluktuierender erneuerbarer Energien lediglich der Einfluss auf die produzierten Erzeugungsmengen im Fokus. Sämtliche Preisrisiken spielten durch die garantierte Einspeisevergütung bzw. Marktprämie keine Rolle. Für Windanlagen galt beispielsweise, dass hohe Windmengen hohe Erlöse generieren und wenig Wind zu niedrigen Erlösen führt. Um Erlöse abzuschätzen, wurde folgerichtig eine erwartete Menge (z. B. P50-Menge) mit der fixen Förderung multipliziert.

Diese Situation ändert sich jedoch bei marktlich vermarkteten Anlagen, die ihre Erlöse basierend auf schwankenden Strompreisen generieren. Da auch die Strompreise mit dem Wetter schwanken, berücksichten wir den Wettereinfluss doppelt. Im Weiteren zeigen wir, dass hier aus Sicht des Anlagenbetreibers eine erlösstabilisierende Antikorrelation der beiden Wettereffekte existiert. So können Wetterrisiken systematisch überschätzt werden.

Der Effekt der Antikorrelation wird anhand der Modellierungsergebnisse einer Szenariorechnung für das Jahr 2021 unter Verwendung der Wetterjahre 2005 bis 2016 deutlich. In Abbildung 11 sind die prozentualen Schwankungen der Erzeugungsmengen und Vermarktungserlöse um den jeweiligen Mittelwert dargestellt. Multipliziert man die Erzeugungsmenge (in MWh) mit dem Vermarktungserlös (in EUR/MWh), erhält man die Jahreserlöse der Anlage (in EUR/MW/a). Diese sind ebenfalls prozentual und zusätzlich in EUR/MWh angegeben, und beziehen sich dabei auf Erlösschwankungen der im langjährigen Mittel erzeugbaren Strommenge (P50-Menge). Mit Blick auf die Abbildungswerte wird ein Muster erkennbar: Windreiche Jahre zeigen hohe Mengen bei niedrigen Vermarktungserlösen, windarme Jahre zeigen niedrige Mengen bei höheren Vermarktungserlösen. Das ist im Allgemeinen auf den Kannibalisierungseffekt erneuerbarer Energien zurückzuführen, und kann eine Stabilisierung der Jahreserlöse bewirken.

Abbildung 11: Vergleich des Einflusses verschiedener Wetterjahre auf Strommenge und -wert in 2021 mittels prozentualer Abweichungen vom Mittelwert aller Wetterjahre, Quelle: Energy Brainpool

Beispielsweise liegen die Erzeugungsmengen im Wetterjahr 2007 um mehr als 16 Prozent über dem P50-Wert, jedoch fällt der Vermarktungserlös in EUR/MWh um 8 Prozent geringer aus. Der Jahreserlös der Anlage schwankt daher nur um + 7,5 Prozent. Umgerechnet sind das + 3,12 EUR/MWh Abweichung von den Erlösen, die mit der P50-Menge als langjähriger Mittelwert geplant wurden.

Demgegenüber fallen die Erzeugungsmengen im Wetterjahr 2010 um 10 Prozent geringer aus. Dies entspricht in etwa der P90-Menge. Jedoch werden die geringeren Mengen von den mehr als 11 Prozent höheren Vermarktungserlösen überkompensiert, und die Jahreserlöse bleiben stabil (plus 0,7 Prozent). Kalkuliert man die erwarteten Erlöse einer Anlage aber durch Multiplikation der P90-Menge (des Wetterjahres 2010) nur mit dem mittleren Vermarktungserlös, überschätzt man das Wetterrisiko systematisch und lässt diese erlösstabilisierende Antikorrelation außer Acht.

Beim Vergleich der Wetterjahre 2010 und 2016 wird jedoch auch deutlich, dass diese Antikorrelation nicht in jedem Wetterjahr gleichermaßen gegeben ist. Sie kann durch gleichzeitige Solareinspeisung ausgehebelt werden. Beispielsweise verteilte sich die Windeinspeisung in 2016 verglichen mit 2010 trotz niedriger Jahresmengen stärker auf Stunden mit gleichzeitig hoher Solareinspeisung, sodass die Vermarktungserlöse kaum gestiegen sind.

Insgesamt ergeben sich wetterjahrspezifische Schwankungsbreiten der Erlöse, die sowohl wetterbedingte Mengen- als auch Wertrisiken abbilden. Zieht man die Erzeugungsmengen von P90- (z. B. 2010) oder P50-Wetterjahren (z. B. 2009) zur Abschätzung von Wetterrisiken heran, ist es ratsam, diese in Kombination mit den erwarteten Preiseffekten zu betrachten. Andernfalls können Wetterrisiken überschätzt werden.

Die dargestellten Werte verändern sich in der Zukunft stark durch sich wechselnde Kraftwerksparks und damit ändernde Kannibalisierung der erneuerbaren Energien.

Lesen Sie mehr in unseren White Papern „Power-Purchase-Agreements I & II“.

Abbildung 12: Vergleich der Wetterrisiken in unterschiedlichen Märkten im Jahr 2020 anhand der Wetterjahre 2005-2016. QUelle: Energy Brainpool

Schwankungen bedingt durch unterschiedliche Szenario-Annahmen

Abbildung 13: Trends in den unterschiedlichen Szenarien ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Energy Brainpool bietet eine Vielzahl unterschiedlicher geschlossener Szenarien an. Abbildung 13 zeigt die unterschiedlichen Trends der Szenarien. Die Schwankungen betreffen hierbei sowohl die Annahmen zu der Entwicklung der Commodities-Preise sowie des Kraftwerksparkes und der E-Mobilität und weiterer Flexibilitätsoptionen (Progressivität).

Abbildung 14 zeigt die dazugehörigen Ergebnisse der Strompreise der jeweiligen Szenarien.

Abbildung 14: Entwicklung der Strompreise in EUR2017/MWh der jeweiligen Szenarien ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Lesen Sie hier unseren vorherigen Beitrag über den EU Energy Outlook.

* EU-28 inkl. Norwegen und Schweiz, je nach Auswertung sind nur die signifikantesten Staaten berücksichtigt, um den Mittelwert zu bestimmen.

[1] https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/ref2016_report_final-web.pdf

[2] https://www.iea.org/weo2018/

[3] https://www.iea.org/newsroom/news/2017/november/a-new-approach-to-energy-and-sustainable-development-the-sustainable-development.html

[4] https://tyndp.entsoe.eu/

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Windausschreibung und Windkraftgipfel

Wie schon in einem anderen Artikel beleuchtet, steht die Windenergie in Deutschland vor ihrem schlechtesten Jahr seit Beginn des Ausbaus der erneuerbaren Energien. Entsprechend konnte auch die letzte Ausschreibung vom 1. August 2019 die Probleme nicht lindern.

So wurden nur 208 MW von 650 MW vergeben und die Ausschreibung war um mehr als zwei Drittel unterdeckt. Außerdem lagen, laut Bundesnetzagentur, die Gebotspreise am oberen Ende des zulässigen Höchstpreises. Überdies fiel der gewichtete Durchschnittspreis aller bezuschlagten Projekte auf die von der Behörde für 2019 festgelegte Grenze von 6,2 ct/kWh (Quelle: Bundesnetzagentur).

Somit brachte die Ausschreibung vom August noch höhere Preise als die vom Mai 2019. Gleichzeitig wurden weniger neuer Windkapazitäten vergeben. Abbildung 1 stellt die durchschnittlichen Zuschlagswerte der Windenergieausschreibungen in Deutschland seit Beginn der Auktionen im Jahr 2017 dar.

Abbildung 1: durchschnittliche Zuschlagswerte in den deutschen Ausschreibungen für Wind Onshore in ct/kWh (Quelle: Energy Brainpool)

Genemigungsprozesse dauern zu lange

Aus der Abbildung wird klar, dass das Ausschreibungsdesign nicht, wie gewünscht, die Preise nachhaltig sinken ließ. Dies liegt allerdings nicht nur am Ausschreibungsdesign, sondern auch an dem eingangs erwähnten Ausbaustopp. Kurz gesagt hing es besonders an langen Genehmigungsverfahren oder Moratorien zum Windkraftausbau in den Bundesländern (Quelle: Erneuerbare Energien).

Da noch etwa 10 GW an Windprojekten in Genehmigungen stecken, sind die Anreize für Projektierer gering, mit neuen Windkraftanlagen in die derzeitigen Ausschreibungen zu gehen.

Nicht von ungefähr kommt deshalb der Ruf nach Änderungen in der Genehmigungspraxis rund um die Drehfunkfeuer der Deutschen Flugsicherung (Quelle: Erneuerbare Energien) oder restriktive Abstandsregelungen (Quelle: Montel). Infolgedessen hat Wirtschaftsminister Altmaier für den 5. September 2019 einen Windkraftgipfel einberufen. Auf dieser Veranstaltung sollen Gesetzesvertreter und Akteure der Windkraftenergie Lösungen zu den Ausbauproblemen der Windenergie finden (Quelle: Erneuerbare Energien).

Halbjahresbilanz der E-Mobilität in Deutschland

Nach unserer Serie zur E-Mobilität in Deutschland vom letzten Jahr zeigt die Halbjahresbilanz 2019 immerhin weit mehr öffentliche Ladepunkte. Jedenfalls stieg laut BDEW die Anzahl um 50 Prozent von 13.500 auf über 20.600 Ladepunkte. Hiervon betreibt die Energiewirtschaft 75 Prozent.

Elektroauto an Ladestation (Quelle: Pixabay/geralt)

Bei den privaten Ladesäulen muss allerdings noch sichergestellt werden, dass jeder Mieter oder Wohnungseigentümer eine Ladeeinrichtung einbauen darf. Der Großteil des Ladevorgangs findet demnach zu Hause oder am Arbeitsplatz statt (Quelle: Montel).

Auch die Anzahl der E-Autos auf den deutschen Straßen nahm stark zu. Inzwischen stieg die Anzahl der Neuzulassungen der Hybridfahrzeuge im Halbjahresvergleich um 70 Prozent, die der reinen batteriebetriebenen Elektrofahrzeuge sogar um 80 Prozent (Quelle: Montel).

In Zahlen bedeutet dies, dass die Zahl der neuzugelassenen Hybridfahrzeuge um 103.000 anstieg. Hinzu kamen 31.000 reine Elektrofahrzeuge bis zur Mitte des Jahres 2019 (Quelle: KBA). Der Bestand an E-Autos auf deutschen Straßen liegt Anfang August 2019 mit etwa gleichen Anteilen von Hybriden und reinen Elektrofahrzeugen bei insgesamt 195.000 Fahrzeugen (Quelle: VDA).

Anreize vom Arbeitgeber

Um die Elektromobilität stärker zu fördern, hat die Bundesregierung ein Gesetzespaket beschlossen. Der schon heute gewährte Nachlass bei der Besteuerung von Elektro- und Hybrid-Dienstwagen auf 0,5 Prozent vom Listenpreis wird bis 2030 verlängert.

Ebenfalls soll der Strom, den Fahrer von Elektroautos beim Arbeitgeber kostenlos laden, bis 2030 steuerfrei bleiben. Verlängert der Gesetzgeber diese Nachlässe, bringt das mehr Planungssicherheit. Dementsprechend könnte dieser Prozess mehr Elektrofahrzeuge in den Gebrauchtwagenmarkt bringen (Quelle: E&M).

Ebenso werden Steuervorteile von elektrischen Diensträdern bis 2030 verlängert. Auch Handels- und Logistikunternehmen dürften von dem Förderpaket profitieren. Demgemäß können sie ab dem Jahr 2020 die Hälfte der Kaufsumme eines elektrisch betriebenen Lieferfahrzeuges als Sonderabschreibung geltend machen. Diese Regelung soll ebenfalls bis 2030 gelten. Nicht zu vergessen: Vom Arbeitgeber gestellte Tickets für Bus- und Bahnfahrer sind ebenfalls komplett steuerfrei (Quelle: PV Magazine).

Das Maßnahmenpaket finden Sie ebenfalls auf den Seiten des Finanzministeriums.

 Strukturwandelfinanzierung im Schnelldurchlauf

Das Bundeswirtschaftsministerium hat am 22. August 2019 einen 54-seitigen Entwurf zum „Strukturstärkungsgesetz Kohleregionen“ vorgelegt. Allerdings gab das Ministerium den Ländern und Verbänden nur 24 Stunden Zeit, um ihre Stellungnahmen zum Entwurf abzugeben.

Anschließend ging der Entwurf in die Ressortabstimmung und wurde am 28. August 2019 vom Bundeskabinett verabschiedet (Quelle: PV Magazine). Dabei war die zeitliche Knappheit sicherlich auch von den Landtagswahlen in den am stärksten betroffen Bundesländern Brandenburg und Sachsen geprägt. Diese fanden am 1. September 2019 statt.

Inhaltlich nichts Neues

Inhaltlich gab es keine großen Neuigkeiten. Denn die Eckpunkte des Gesetzesentwurfes wurden schon im Mai vorgelegt. Kurzum: Die betroffenen Regionen sollen 14 Milliarden Euro erhalten. Unter dem Strich sollen 43 Prozent in das Lausitzer Revier, 37 Prozent ins rheinische Revier und 20 Prozent ins mitteldeutsche Revier fließen.

Überdies soll die Summe in drei Förderperioden – 2020 bis 2026, 2027 bis 2032 und 2033 bis 2038 – an die betroffenen Regionen gehen (Quelle: PV Magazine). Die Entscheidungsgewalt über die Mittelverwendung liegt bei den Bundesländern. Jedoch sollen sie allerdings vorrangig in die Stärkung der Infrastruktur investieren.

Hierbei sollen Einzelheiten in einer Verwaltungsvereinbarung zwischen Bund und den Braunkohleländern geregelt werden. Einen Auftrag an den stärkeren Ausbau der erneuerbaren Energien mit den Mitteln des Bundes formuliert der Gesetzesentwurf allerdings nicht. Das kritisiert unter anderem Greenpeace Energy (Quelle: Erneuerbare Energien).

Weitere 26 Milliarden Euro sollen von Bundesprojekten in die betroffenen Regionen fließen. Hierbei ist es geplant, besonders Einrichtungen für Forschung und Entwicklung in den Regionen umzubauen und aufzubauen.

Ein Wermutstropfen für die Kohleländer dürften Artikel 4 und Paragraf 6 des Artikel 1 des Entwurfs sein: Das „Strukturstärkungsgesetz Kohleregionen“ soll einen Tag nach Verkündung des Kohleausstiegsgesetzes und somit nach einer endgültigen gesetzlich geregelten Abschaltungsvereinbarung Inkrafttreten.

Außerdem sollen die Finanzhilfen für die Förderperioden 2 und 3 nur fließen, wenn die Braunkohleanlagen nach Maßgabe des Kohleausstiegsgesetzes stillgelegt worden sind. Diese Passagen erhöhen nun auch den Druck auf die Betreiber der Kraftwerke und sollten das Interesse der betroffenen Länder stark mindern, das Kohleausstiegsgesetz im Bundesrat zu verzögern (Quelle: Energate).

Angst vor Rezession drückt Preise

Der August brachte Preisrückgange in allen Commodities, allen voran bei den CO₂-Zertifikaten und der Kohle. Dementsprechend ließ auch das deutsche Frontjahr Grundlast um 2 EUR/MWh auf etwa 48 EUR/MWh nach.

Obendrein hat die Angst vor einem weiter eskalierendem Handelskrieg zwischen den USA und China, einer immer noch unsicheren Situation zwischen der USA und dem Iran sowie den getrübten Wirtschaftsaussichten in Deutschland auf die Händler durchgeschlagen (Quelle: Montel).

Der Preis der CO₂-Zertifikate im EU-ETS sank im August um knapp 17 Prozent von fast 30 EUR/Tonne auf 25 EUR/Tonne. Nur in den letzten Tagen des Monats erholte sich der Preis wieder.

Abbildung 2 zeigt die Preisentwicklung des deutschen Frontjahres Grundlast, der CO₂-Zertifikate für Dezember 2020, sowie des Frontjahres für Steinkohle während August 2019.

Abbildung 2: relative Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland (candel sticks), der CO2-Zertifikate (orangenfarbene Linie) und Kohle (rote Linie) im Juli und August 2019 (Quelle: Montel)

Am Spotmarkt reduzierte eine starke Windfront vom 10. bis zum 12. August die fossile, aber auch die nukleare Stromerzeugung. An diesem besagten Wochenende traten dazu ebenfalls negative Strompreise von bis zu -50 EUR/MWh auf.

Im Mittel lag die Stromerzeugung aus Gas bei mehr als dem Doppelten der Steinkohleverstromung, während Wind und PV jeweils knapp unter 6 TWh erzeugten. In Abbildung 3 ist die Struktur der deutschen Stromerzeugung sowie die Day-Ahead-Preise für den August 2019 dargestellt.

Abbildung 3: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im August 2019 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

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Eintagsfliege oder langfristiger Trend – wie ist der aktuelle Stand bei PV-PPAs?

„Audax unterzeichnet den ‚weltgrößten‘ PV-PPA für 660 MW“¹ oder „Weiterer großer PV-PPA für 300 MW in Italien beschlossen“2. Das sind beeindruckende Schlagzeilen, die wir in den letzten Jahren vor allem aus Südeuropa zu hören bekamen.

Besonders auf der iberischen Halbinsel nehmen seit Anfang 2018 PV-PPAs deutlich zu. In den nächsten Jahren speisen Anlagenbetreiber dort Strom aus über 4000 MW PV-Leistung förderfrei ins Netz ein. Im Vergleich dazu fristete das Thema „PV-PPA“ in Deutschland bisher ein Nischendasein.

Doch nun scheint hierzulande Bewegung in den Markt zu kommen: 2019 haben Anlagenbetreiber die ersten vier PV-PPAs für insgesamt 95 MW installierte Leistung abgeschlossen.

So möchten beispielsweise Axpo und Max Solar mit ihrer 1,5 MW Anlage vor allem Erfahrung sammeln. Demgegenüber stehen EnBW und Energiekontor, die in Brandenburg gemeinsam das erste 85-Megawatt-Großprojekt realisieren – finanziert über einen 15-Jahres-PPA.

Abbildung 1: abgeschlossene PV-PPAs in Europa (Stand: August 2019; Quelle: Energy Brainpool)

Was spricht für einen langfristigen Trend?

Einiges deutet darauf hin, dass sich der förderfreie Solarausbau in den nächsten Jahren in Deutschland weiter etablieren wird. Wie Berechnungen des Fraunhofer ISE (vgl. Abbildung 2) zeigen, haben PV- Freiflächenanlagen bereits heute die niedrigsten Stromgestehungskosten aller Erzeugungstechnologien.

Sie bieten außerdem Potenzial für zusätzliche Kostensenkungen, was vor allem am weiter fallenden Preis für Solarmodule liegt4. So werden PV-Anlagen auch in Deutschland zunehmend ohne Förderung wirtschaftlich betrieben werden können.

Abbildung 2: Entwicklung der Stromgestehungskosten für verschiedene Erzeugungsanlagen (Fraunhofer ISE 2018)5

Einige Marktakteure scheinen diese Erwartung zu teilen: Beispielsweise unterzeichneten Thüga Erneuerbare Energien und die CEE Group Ende August eine Absichtserklärung, bis 2023 500 MW ungeförderter PV-Leistung in Deutschland zu installieren.

In Zeiten einer immer intensiver geführten Klimadebatte, der Diskussionen um ein Auslaufen der EEG-Förderung und schwächelndem Wind-Ausbau erscheint es nur logisch, dass dem förderfreien Solarausbau im Zuge der Energiewende in den nächsten Jahren eine große Bedeutung zukommen wird.

Für alle Beteiligten stellt sich an dieser Stelle die Frage: Wie ermitteln die Parteien (Projektierer, Investor bzw. Independent Power Producer (IPP), Verbraucher) einen fairen Abnahmepreis bei einem langfristigen PV-PPA?

PPA-Bewertung: Schritt für Schritt zum „Fair-Value“

Die Suche nach dem „Fair-Value“ für einen PV-PPA teilt sich in mehrere Schritte. Zunächst muss ein Maß gefunden werden, mit dem sich der tatsächliche Wert des Solarstroms unter gegebenen Marktbedingungen und in Abhängigkeit der Risikoverteilung abbilden lässt. In einem zweiten Schritt muss wiederum analysiert werden, wie sich jene Marktgegebenheiten in der Zukunft entwickeln werden.

Warum Terminmarktpreise allein nicht genügen

Um sich ein Bild von den Entwicklungen an den Strommärkten zu machen, greift man in der Regel zuerst auf die Baseload-Future-Preise an den Terminmärkten zurück. Sie geben Aufschluss über grundsätzliche Preistrends und sind ein guter Indikator für Markterwartungen an zukünftige Strompreise. Schauen wir genau hin, ergeben sich jedoch einige Gründe, warum diese die Wertigkeit von PV-Strom nicht korrekt widerspiegeln:

1. Der Preis für eine Baseload-Lieferung spiegelt den Durchschnitt der Preise über die 24 Stunden des Tages wieder. In diesen Durchschnitt fließen sowohl die geringen Preise in der Nacht, wie auch die höheren Preise bei starker Nachfrage am Tag mit ein. Ein Solarpark speist aber ausschließlich zu diesen eigentlich wertvolleren Stunden ein. Dies erhöht den spezifischen Vermarktungswert der Anlage.
2. In jenen Durchschnitt, den die Baseload-Future-Preise widerspiegeln, fließen außerdem Stunden mit negativen Strompreisen ein. 2018 trat in Deutschland 140-mal der Effekt auf, dass der stündliche Spotmarktpreis unter 0 sank. Ein rational handelnder Vermarkter würde allerdings zu diesen Stunden den PV-Strom nicht ins Netz einspeisen, sondern die Anlage abregeln und damit den spezifischen Vermarktungswert der Anlage weiter erhöhen.

3. Zuletzt ist noch der „Kannibalisierungseffekt“ im Merit-Order-Modell zu beachten. Solarparks zeichnen sich durch eine hohe Gleichzeitigkeit ihrer Einspeisezeit aus. Scheint die Sonne, drängt also ein großes Angebot an PV-Strom mit Grenzkosten nahe Null in die Merit-Order und senkt damit das Preisniveau. Je mehr PV-Leistung installiert wird, desto stärker drückt dieser Effekt den Strompreis in Zeiten der Einspeisung und damit den spezifischen Vermarktungswert für Solaranlagen.

Zur Ermittlung eines „Fair-Value“ für PPAs wird daher neben der zukünftigen Marktmeinung zu Base-Preisen meist ein weiterer Wert hinzugezogen.

Wie viel ist PV-Strom wert? Bewertung mit der Base Parity Ratio (Schritt 1)

Die Base Parity Ratio, kurz BPR, ist ein Faktor, welcher die Wertigkeit von Strom aus fluktuierenden, erneuerbaren Energien (hier PV) mit den Base-Preisen an den Terminmärkten vergleichbar macht. Das genaue Verfahren ist im Energy Brainpool Whitepaper: „PPA II: Marktanalyse, Bepreisung und Hedgingstrategien“ detailliert beschrieben.

Um die Base Parity Ratio zu ermitteln, wird der erzeugungsartspezifische Vermarktungserlös berechnet. Dabei werden die drei oben genannten Probleme rechnerisch berücksichtigt. Der Vermarktungserlös PV gibt an, wie viel Euro eine PV-Anlage pro potenziell eingespeister Megawattstunde im Jahresdurchschnitt wirklich verdienen kann. Das Verhältnis dieses Vermarktungserlöses zum Baseload-Future-Preis ergibt schließlich die Base Parity Ratio.

Multiplizieren wir im Umkehrschluss also verfügbare Future-Preise mit der jeweiligen BPR, erhalten wir einen Wert, der die tatsächliche Wertigkeit des Stroms aus der Anlage (in EUR/MWh) korrekt widerspiegelt. Auf dieser Basis lässt sich nun der „Fair-Value“ für ein PV-PPA berechnen.

Abbildung 3: Entwicklung der monatlichen PV-PPA Bewertungen und der Base/Future Preise an den Terminmärkten 2016 – 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

Wie man Abbildung 3 entnehmen kann, schwankt der Vermarktungserlös von PV-Anlagen („PV PPA Bewertung“) über das Jahr im Verhältnis zu den Future-Preisen beachtlich. Besonders der „Kannibalisierungseffekt“ lässt sich beim Vergleich der Sommer- und Wintermonate gut erkennen: Bei starker Sonneneinstrahlung im Sommer drängt regelmäßig ein großes Angebot an PV-Strom in die Merit-Order und senkt die Preise.

Im Winter gilt hingegen genau das Gegenteil: Jede potenziell eingespeiste Menge Solarstrom übertrifft im Wert die Terminkontrakte deutlich. Betrachtet man die BPR auf jährlicher Basis, so lag diese in den vergangenen Jahren bei etwa 95 %. Die Wertigkeit des Stroms aus PV-Anlagen würde mit einem Jahres Base Future demnach überschätzt werden.

Vom Wert des PV-Stroms zum „Fair-Value“: Risikoabschläge berücksichtigen (Schritt 2)

Hat man die tatsächliche Wertigkeit des Solarstroms ermittelt, müssen die Akteure im zweiten Schritt mögliche Risiken berücksichtigen. Im Allgemeinen gilt es, diese Risiken zu identifizieren und so gut wie möglich zu quantifizieren. Im Anschluss werden sie gerecht verteilt oder als entsprechender Abschlag durch den Risikoträger eingepreist.

Abbildung 4 zeigt die beispielhafte Berechnung eines „Fair-Values“ für eine PV-Anlage in Deutschland für das Jahr 2020. Ausgehend von den Base-Future-Preisen werden hier neben der reduzierten Wertigkeit des PV-Stroms (repräsentiert durch die BPR) auch Abschläge für Wetterrisiko, Vermarktungs- und Ausgleichsenergiekosten sowie Herkunftsnachweise berücksichtigt.

Wann und in welchem Umfang solche Abschläge eingepreist werden, hängt maßgeblich von der individuellen Vertragsgestaltung ab. Dort wird die Verteilung der Risiken auf die Vertragspartner festgelegt. Ein Beispiel: Vereinbaren die Parteinen die P90-Menge als Abnahmemenge , liegt das Risiko wetterbedingter Mengenschwankungen beim Erzeuger. Währenddessen wird es bei „as-produced“ PPAs auf die Abnehmerseite übertragen.

Abbildung 4: beispielhafte Darstellung einer „Fair-Value“ Berechnung für das Jahr 2020 (Quelle: Terminmarktpreise EEX, Darstellung und Berechnung Energy Brainpool)

Zusammengefasst: Welche Kennzahlen benötigen wir zur Ermittlung des Fair-Value eines PV-PPAs?

Nun ist klar: Die Base Parity Ratio ist eine wichtige Kennzahl, um die Terminmarktpreise anlagenspezifisch anzupassen und die tatsächliche Wertigkeit des eingespeisten PV-Stroms zu ermitteln. Außerdem sind wesentliche Risiken zu quantifizieren und ggf. als Abschläge zu berücksichtigen.

Beispielhaft benötigen wir für ein 10-Jahres-PPA mit einer PV-Anlage also Einschätzungen zu folgenden Kennzahlen:

• Jahresbasepreise der nächsten 10 Jahre
• BPR der nächsten 10 Jahre
• Quantifizierung der Risikoabschläge je nach Vertragsgestaltung, zum Beispiel wetterbedingte Schwankungsbreiten der Mengen und Preise

Auch wenn die verschiedenen Akteure für die Einschätzung künftiger Jahresbasepreise grundlegend auf die Future-Märkte zurückgreifen können (Futures handelbar bis zu sechs Jahre im Voraus), so werden an den Börsen nur die nächsten drei Jahre liquide gehandelt. Alles darüber hinaus ist den Marktteilnehmern zu sehr von künftigen Marktbedingungen abhängig und daher schwer einschätzbar.

Wie schnell wird der Kohleausstieg vollzogen? Wie entwickeln sich die CO₂-Preise? Darüber hinaus: Wie verändert sich die Nettostromnachfrage im Zuge der Sektorkopplung? Und wie hängen diese Effekte zusammen?

Hier wird deutlich, dass der Vergleich konsistenter Strommarktszenarien hilft, den Lösungsraum einzuschränken und verlässliche Einschätzungen über die langfristige Strompreisentwicklung zu erhalten. Ein gutes Beispiel hierfür bietet der EU Energy Outlook, der diese Fragen für ganz Europa eingrenzt.

Für die Abschätzung der zukünftigen BPR oder die Quantifizierung wesentlicher Risiken ergeben sich darüber hinaus weitere Fragen, die ohne Strommarktmodellierung unbeantwortet bleiben: Wie wirken sich unterschiedliche PV-Ausbaupfade auf die „Kannibalisierungseffekte“ aus? Wie viele Stunden negativer Strompreise wird es geben, in denen der PV-Strom nicht verkauft werden kann? Wie stark können sich Wetterschwankungen überhaupt auf den Markt auswirken?

Angesichts dieser Komplexität wird klar, dass die Modellierung von Strompreisszenarien einen zentralen Beitrag dazu leisten kann, die Unsicherheiten bei der Ermittlung des „Fair-Values“ zu reduzieren. Diese für alle Seiten gerechten Abnahmepreise sind letztendlich notwendig, um die Solvenz der beteiligten Akteure sicherzustellen und so den PV-Zubau außerhalb des EEG nachhaltig zu ermöglichen.

[1] https://www.montelnews.com/News/Story.aspx?id=882536&highlightCsv=audax

[2] https://www.pv-magazine.com/2019/01/15/another-big-solar-ppa-signed-in-italy/

[3] https://www.maxsolar.de/maxsolar-nimmt-erste-pv-anlage-mit-verguetung-ueber-ppa-in-betrieb/

[4] https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland.pdf

[5] https://www.ise.fraunhofer.de/de/presse-und-medien/presseinformationen/2018/studie-zu-stromgestehungskosten-photovoltaik-und-onshore-wind-sind-guenstigste-technologien-in-deutschland.html

[6] ENTSOE-Transparency

Autoren des Beitrags: Carlos Perez Linkenheil und Calvin Triems

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Klimapaket 2030 überzeugt nicht

Am 20. September 2019 hat das Klimakabinett das Klimaschutzprogramm 2030 vorgestellt (Quelle: Bundesregierung). In einer dreiteiligen Serie haben wir das Klimapaket des Bundesregierung eingehend untersucht. Das Paket wird den klima- und energiepolitischen Herausforderungen bis 2030 nicht gerecht und geht stattdessen den Weg des geringsten Widerstands.

Vor allem ist der CO₂-Preis in den Sektoren Wärme und Verkehr bis 2025 zu gering, um einen Umstieg auf CO₂-ärmere Technologien anzustoßen. Abbildung 1 stellt den CO₂-Preis des Klimapakets im Vergleich zu den notwendigen Preisen nach wissenschaftlichen Berechnungen dar.

Abbildung 1: Zusätzliche CO2-Bepreisung im Verkehrs- und Wärmesektor laut Klimapaket 2030 und wissenschaftlicher Notwendigkeit (Quelle: Energy Brainpool)

Für die Reduktion der deutschen Treibhausgasemissionen werden so wichtige sechs Jahre vergeudet. Bei vielen der Förderprogramme des Klimaschutzprogramms 2030 sind bisher keine Förderhöhen oder konkrete Details bekannt.

Am 25. September 2019 hat das Bundeskabinett das Klimapaket einstimmig verabschiedet (Quelle: PV Magazine). Verbände (Quelle: vzbz) und die politischen Opposition haben sich stark gegen die Maßnahmen im Paket ausgesprochen. Sie sehen im Wirrwarr der verschiedenen Förderungen keinen roten Faden (Quelle: Erneuerbare Energien). Für eine Reihe der 66 Maßnahmen des Klimaschutzprogramms müssen neue Gesetze entworfen und verabschiedet werden.

Ein Viertel der Maßnahmen müssen durch den Bundesrat und könnten dort verschärft werden (Quelle: dena). Die Hoffnung, Teile des Paket stärker auf den Klimaschutz auszurichten, liegt nun in den Abstimmungen und Verhandlungen der einzelnen Maßnahmen.

Für den Klimaschutz wichtige Maßnahmen werden erst ab dem Jahr 2021 greifen. Die Arbeit in den politischen Gremien während der nächsten Monate und der gesellschaftliche Druck werden zeigen, wie und ob die Vorschläge aus September 2019 tatsächlich in heutiger Form den deutschen Klimaschutz bis 2030 bestimmen werden.

Windkraftgipfel kommt zu keinem Ergebnis

Die Stimmung in der deutschen Windbranche war düster, als Wirtschaftsminister Altmaier am 5. September 2019 einen nationalen Windkraftgipfel einberief. Die Gründe des stockenden Ausbaus als auch der unterzeichneten Ausschreibungen sind allseits bekannt: Zu lange Genehmigungsverfahren und Klagen gegen Windparks, sowie Abstandsregelungen, welche das Flächenpotenzial einschränken.

Wirtschaftsverbände und Umweltorganisationen haben im Vorfeld des Windkraftsgipfels einen 10-Punkte-Plan für die Wiederbelebung des Windenergieausbaus an Land veröffentlicht. Die Vorschläge drehen sich vor allem um eine neue nationale Strategie der Flächenausweisung für Windkraftanlagen. Darüber hinaus gegen pauschale Abstandsregeln, der Möglichkeit für Repowering an bestehenden Windparks sowie der wirtschaftlichen Beteiligung von Kommunen zur Erhöhung der lokalen Akkzeptanz der Anlagen (Quelle: Windbranche).

Das Klimaschutzpaket der Bundesregierung griff einige der genannten Punkte auf, allerdings teilweise anders als die Branche es erwartete. So soll nun eine deutschlandweite Abstandsregel von 1000 Metern zu bewohnten Gebieten gelten, welche die Bundesländer oder Kommunen jedoch auch verringern können. Eine Konzept für die finanzielle Beteiligung von Kommunen am Betrieb der Windräder ist ebenfalls in Arbeit.

Windausbau bis 2021 zu gering für Erneuerbaren-Energien-Ziele

Für die Ausschreibung von Onshore Wind von 500 MW im September 2019 kamen die Vorschläge allerdings zu spät. Wie schon bei der Ausschreibung aus dem August war der durchschnittliche Zuschlagswert der gesetzliche Höchstwert. Von den 500 MW wurden nur 179 MW bezuschlagt, da es nicht genug Bieter gab. 64 Prozent der ausgeschriebenen Leistung wurde somit nicht vergeben (Quelle: Bundesnetzagentur).

Vor dem Jahr 2021 ist auch nicht mit einer Belebung des Ausbaus der deutschen Windkraft an Land zu rechnen. Seit Mai 2018 waren alle Ausschreibungen unterzeichnet. Bei einer durchschnittlichen Umsetzungsdauer neuer Windkraftanlagen von knapp 20 Monaten wird der Ausbau in 2020 ebenfalls unter 1500 MW liegen. Dies ist weniger als ein Drittel der jährlich zu installierenden Leistung von 4500 bis 5000 MW, um das Ziel von 65 Prozent Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch in 2030 zu erreichen (Quelle: Montel).

 EU-Kommission: E.ON darf Innogy übernehmen

 Anders als das Klimaschutz -Programm 2030, über welches sich nur wenige Akteure am Energiemarkt freuen, dürften E.ON und RWE eine weitere politische Entscheidung gutheißen. Die Unternehmen E.ON und RWE beschlossen in 2018 ihre Geschäfte zu bündeln. Der Innogy-Teil von RWE sollte in den E.ON-Konzern übergehen.

Die Transaktion der beiden Energieriesen musste allerdings auch bei den EU-Kartellbehörden angemeldet werden. Den Tausch von Unternehmensanteilen und Geschäftsfeldern wurde seit Januar 2019 bei der EU untersucht. In einem vertieften Prüfungsverfahren wurde analysiert, ob E.ON nach der Übernahme von Innogy eine zu starke Stellung im Vertrieb von Strom und Gas in vielen europäischen Ländern bekommt (Quelle: PV Magazine).

Die Europäische Kommission hat dem Tauschhandel der beiden größten deutschen Energieunternehmen im Wert von EUR 40 Mrd. Mitte September zugestimmt. E.ON wird die RWE-Anteile an Innogy in Höhe von 76,8 Prozent übernehmen, während RWE eine Beteiligung von 16,7 Prozent an E.ONon, sowie das komplette Ökostromportfolio der beiden Unternehmen erhält (Quelle: Erneuerbare Energien).

Die Auflagen der Kartellbehörden sind relativ gering. Viele Marktteilnehmer wie etwa Lichtblick, der Bundesverband Neue Energiewirtschaft oder Eurosolar sehen die Zusammenlegung der Geschäftsbereiche kritisch, da der Wettberwerb eher verhindert werde (Quelle: PV Magazine).

Preise im Auf und Ab

An den Commoditymärkten ging es im September 2019 erst nach oben, um gegen Ende des Monats nur knapp über den Preisen des Monatsanfangs zu enden. So stiegen die Stromfuturepreise um bis zu sechs Prozent, nachdem am 10. September Sorgen über die Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke nach außen drangen (Quelle: Montel).

Weiteren Schub erhielten die Commodities durch Angriffe auf saudi-arabische Ölinfrastruktur am 14. September 2019. Die Preise für Rohöl stiegen innerhalb eines Tages um etwa 20 Prozent, dem höchsten Sprung seit mehr als drei Dekaden. Und der Frontmonat Brent landetet bei über 67 USD/Barrel (Quelle: Montel).

Abbildung 2 zeigt die Preisentwicklung des Frontjahres für die Lieferung von Grundlaststrom in Deutschland im September 2019, welches auf über 50 EUR/MWh stieg. Deutlich werden auch die fallenden Preise gegen Ende des Monats, als die Angst um die Ölversorgung wieder abnahm und auch die Preise der Kohlekontrakte wieder zurückgingen.

Abbildung 2: Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland im September 2019 (Quelle: Montel)

Am Spotmarkt macht sich die verbesserte Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken weiterhin bemerkbar. Sie produzierten im September 2019 etwa doppelt so viel Strom wie die deutschen Steinkohlekraftwerke. Die Einspeisung von Wind und Sonne machte mehr als ein Drittel der monatlichen Erzeugung aus. Abbildung 3 zeigt die Stromerzeugung der verschiedenen Technologien und die Day-Ahead-Preise für den September 2019. Die Preise gingen insbesondere am letzten Wochenende des Monats in den negativen Bereich.

Abbildung 3: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im September 2019 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

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