Abgeschwächtes Klimapaket geht in die Umsetzung

Die Regierungsparteien haben das ohnehin schon schwache Klimaprogramm 2030 noch weiter abgeschwächt, bleiben aber voraussichtlich zumindest im Zeitplan. So soll das Ziel der deutschen Treibhausgasneutralität bis 2050 nicht mehr erreicht, sondern nunmehr „verfolgt“ werden. Auch die Kontrollmechanismen für das Einhalten der Klimaziele wurden abgeschwächt.

Allerdings sind Vorschläge durch einen unabhängigen Klimarat für das Erreichen von Klimazielen in den einzelnen Sektoren nicht mehr vorgesehen. Ebenfalls strich die Koalition verbindliche Ziele für die Reduktion der Treibhausgasemissionen in 2040 (Quelle: Erneuerbare Energien).

Im Detail wurde beim Ausbau der Erneuerbaren bis 2030 das Ziel für die Windenergieleistung auf 67 bis 71 GW reduziert. Dies bedeutet gegenüber heute einen Nettozubau von etwa 15 GW, also einen jährlichen Zubau von deutlich unter 2 GW (Quelle: Erneuerbare Energien).

Demgegenüber soll sich die installierte Leistung der PV soll bis 2030 auf 98 GW heute knapp verdoppeln (Quelle: PV Magazine). Im Jahr 2030 soll die Windenergie demnach eine Erzeugung von 145 TWh, die PV von rund 90 TWh beitragen. Bei einem Strombedarf von etwa 600 TWh entspräche dies folglich einem Wind und PV-Anteil von knapp 40 Prozent.

Am 16. Oktober 2019 hat das Kabinett einige Teile des Klimapakets verabschiedet. Hierzu gehörten unter anderem die Steuersenkungen für Zugtickets und die Steuererhöhung für Flugtickets. Weiterhin hat das Bundeskabinett die Bepreisung fossiler Brennstoffe in den Sektoren Vekehr und Gebäude am 23. Oktober gebilligt. Bis Ende des Jahres sollen die wichtigsten Punkte des Kimapakets beschlossen sein, sodass sie zu Beginn des Jahres 2020 in Kraft treten können (Quelle: Montel).

EEG-Umlage für 2020 steigt um 5 Prozent

Der Termin durfte in keinem Kalender der Energiewirtschaft fehlen: der 15.Oktober 2019. An diesem Tag veröffentlichten die Übertragungsnetzbetreiber die Höhe der EEG-Umlage für das Folgejahr (Quelle: Netztransparenz). So haben 50 Hertz, Amprion, Tennet und TransnetBW Mitte Oktober auch verkündet, dass sich die EEG-Umlage für das Jahr 2020 von derzeit 6,4o5 auf 6,756 ct/kWh erhöht.

Trotz des Anstiegs um 5,5 Prozent gegenüber 2019 liegt die EEG-Umlage für das Jahr 2020 noch immer unter den Höchstwerten von 2017 und 2018. In den nächsten Jahren wird es ebenfalls eher dazu kommen, dass sich die EEG-Umlage weiter stabilisiert oder sich reduziert. Grund dafür sind die alten und teuren Anlagen aus den 2000er Jahren, die nach und nach aus der finanziellen Förderung fallen.

Die Förderung von PV-Anlagen macht für 2020 etwa 2,5 ct/kWh aus, während die Förderung von Wind an Land und Wind auf See zusammen auf 2,6 ct/kWh kommt. Abbildung 1 zeigt die Zusammensetzung der EEG-Umlage für 2020.

Abbildung 1: Zusammensetzung der EEG-Umlage für 2020 (Quelle: Netztransparenz)

Ausschreibungen: nichts Neues bei Wind, gesunkene Werte bei PV

 Bei der Ausschreibung für Wind an Land vom 1. Oktober 2019 gab es keine Überraschungen. Seit der Ausschreibung vom August 2019 und somit zum dritten Mal in Folge lag der durchschnittliche Zuschlagswert am zugelassenen Höchstwert von 6,2 ct/kWh.

Von den 650 MW an ausgeschriebener Leistung hat die Bundesnetzagentur aufgrund geringer Teilnahme von 204 MW weniger als ein Drittel der Gesamtmenge bezuschlagt. Folglich zieht sich die Unterdeckung der Ausschreibungen für Wind an Land seit genau einem Jahr hin (Quelle: Bundesnetzagentur).

Demgegenüber ist der Zuschlagswert bei der Ausschreibung von PV wieder gesunken. So gab die Bundesnetzagentur bekannt, dass der durchschnittliche Zuschlagspreis auf 4,9 ct/kWh sank. In der Ausschreibung vom Juni 2019 lag dieser Wert noch bei 5,47 ct/kWh, im Februar 2019 allerdings auch schon bei nur 4,8 ct/kWh.

Ausschlaggebend für den Rückgang um knapp 0,6 ct/kWh war die größere Flächenkulisse: Bayern hat im Juni 2019 beschlossen, mehr benachteiligte Ackerflächen für die Ausschreibungen freizugeben. Damit stiegen die potentiellen Flächen im süddeutschen Bundesland von 30 auf 70 an. Dies hatte auch Auswirkungen auf die Anzahl der Gebote und somit auf das Preisniveau (Quelle: Erneuerbare Energien).

Knapp 650 MW an Geboten konkurrierten um 150 MW ausgeschriebene Leistung. Abbildung 2 stellt die durchschnittlichen Zuschlagswerte der Ausschreibungen für Wind an Land und PV in Deutschland im Jahr 2019 dar.

Abbildung 2: durchschnittliche Zuschlagswerte der Ausschreibungen für PV und Wind an Land in Deutschland in 2019 (Quelle: Energy Brainpool)

Im Dezember 2019 werden 500 MW Solar sowie 500 MW Wind an Land ausgeschrieben. Weiterhin gibt es im November noch eine gemeinsame Ausschreibung von Wind und Solar. Wobei in den vergangenen drei dieser technologieübergreifenden Ausschreibungen die PV die gesamte Leistung abräumte.

Die sogenannten Innovationsausschreibungen wurden aufgrund politischer Verzögerungen immer weiter aufgeschoben, sodass die erste Ausschreibung dieser Art wohl erst in 2020 stattfinden wird. Zumindest hat das Kabinett die relevante Verordnung beschlossen.

So soll es in den Innovationsausschreibungen möglich sein Gebote für Anlagenkombinationen aus PV, Wind, Speicher oder Biomasse abzugeben. Eine der Anlagen in den Kombinationen muss allerdings PV oder Wind sein. Der Höchstwert liegt bei 7,5 ct/kWh und die Betreiber der Anlagen erhalten eine fixe Marktprämie. Bei negativen Strompreisen soll es keine Zahlung geben (Quelle: PV Magazine).

Strompreise wissen nicht wohin

Im Oktober 2019 handelte das Kalenderjahr 2020 für Baseload Strom Deutschland eher unspektakulär. Es blieb im Preiskorridor von 46–49 EUR/MWh und folgte hauptsächlich den CO₂-Preisen. Auch die letzteren handelten in einem Korridor von knapp unter 23 EUR/Tonne bis etwa 26,5 EUR/Tonne.

Die Unsicherheit über den weiteren Verlauf des Brexits, als auch die weltwirtschaftlichen Bedingungen geben wenig Anlass für steigende Preise an den langfristigen Märkten. Seit August 2019 verlor das Frontjahr Baseload Strom 3 bis 4 EUR/MWh, die Preise für CO₂-Zertifikate fielen von 30 EUR/Tonne auf etwa 25 EUR/Tonne.

Die relativen Preisveränderungen zwischen August und Ende Oktober 2019 des Frontjahres Strom für das deutsche Marktgebiet, sowie der CO₂-Zertifikate mit Verfallsdatum Dezember 2020, sind in Abbildung 3 zu sehen (Quelle: Montel).

Abbildung 3: Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland (candel sticks) und der CO2-Zertifikate mit Fälligkeit Dezember 2020 (orangenfarbene Linie)  von August 2019 bis Ende Oktober 2019 (Quelle: Montel)

Am kurzen Ende des Strommarkts hat sich die Einspeisung aus Solarenergie gegenüber dem September 2019 um etwa 40 Prozent verringert. Demgegenüber trug die Windenergie mit knapp 12 TWh einen Großteil der erneuerbaren Einspeisung bei. Die Erzeugung durch Gas und Kohle stieg im Vergleich zum Vormonat um etwa 3 TWh an. Abbildung 4 zeigt die Erzeugung der unterschiedlichen Technologien sowie die Day-Ahead Strompreise für Deutschland im Oktober 2019.

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

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Wie entstehen Vermarktungswerte und Vermarktungserlöse? Dies zu verstehen, ist im Zuge des Ausbaus von fluktuierenden erneuerbaren Energien (feE) ohne EEG-Förderung sehr wichtig. Wer eine feE-Anlage frei vermarkten will, muss die erwarteten Marktpreise kennen. Außerdem hängt das Erlöspotenzial des jeweiligen Anlagenportfolios von den Marktpreisen in Kombination mit dem entsprechenden Einspeiseprofil im Verlauf der Zeit ab.

Im White Paper „Bewertung von Erlösen aus fluktuierender Erzeugung“ werden die hier verwendeten Kenngrößen (Vermarktungswert, Vermarktungsmenge, Vermarktungserlös) ausführlich definiert.

Entwicklung der Vermarktungswerte in Q3 2019

Der Vermarktungswert gibt den mengengewichteten, durchschnittlichen Strompreis einer feE Technologie an, wobei nur Zeiten berücksichtigt werden, in denen der Börsenstrompreis größer oder gleich null ist.

Abbildung 1: Vermarktungswerte für Wind-Onshore, Wind-Offshore und PV im Jahr 2019 in EUR/MWh (Quelle: Energy Brainpool, EPEX SPOT, ENTSO-E Transparency)

Die Vermarktungswerte von Wind und PV wichen in den Monaten Juli bis September 2019 nur geringfügig voneinander ab. Im Januar 2019 hingegen lag der Vermarktungswert von PV circa 14 EUR höher als der von Wind-Onshore. Im Quartalsvergleich zwischen Q2 und Q3 gab es für den Quartalsdurchschnitt aller drei feE-Typen zusammen keine Veränderung.

Wenn man die Technologien einzeln betrachtet, hat sich jedoch der Vermarktungswert von Wind leicht verschlechtert (-3,5 Prozent Onshore, -1,1 Prozent Offshore von Q3 gegenüber Q2), während sich der Vermarktungswert von PV leicht verbessert hat (+3,2 Prozent von Q3 gegenüber Q2).

Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum (Q3 2018) gab es allerdings bei allen feE Technologien einen deutlichen Rückgang des Vermarktungswertes von ca. 30 Prozent. Dies lag insbesondere daran, dass der durchschnittliche Base-Preis für das Quartal um ca. 30 Prozent niedriger lag als im Vorjahresquartal. (siehe unten)

Im September 2019 lag der Vermarktungswert von PV sogar knapp unter dem von Wind-Offshore. Dies lag am sonnigen September, wodurch die Strompreise zur Mittagszeit gedrückt wurden. Währenddessen produzierten Wind-Offshore Anlagen auch zu Randzeiten (morgens, abends) Strom, als die Strompreise höher waren.

Entwicklung der Erzeugungs- und Vermarktungsmengen in Q3 2019

Die Erzeugungsmengen sind die kumulierten erzeugten Einheiten Strom in GWh über den betrachteten Zeitraum. Hingegen berücksichtigen die Vermarktungsmengen nur diejenigen erzeugten Strommengen, die zu Strompreisen größer oder gleich null vermarktet werden konnten. Die Vermarktungsmengen werden als prozentualer Wert der Erzeugungsmengen angegeben.

Abbildung 2: Erzeugungsmengen für Wind-Onshore, Wind-Offshore und PV im Jahr 2019 in GWh (Quelle: Energy Brainpool, ENTSO-E Transparency)

Relativ hohe Erzeugungsmengen bei PV und niedrige Erzeugungsmengen bei Wind kennzeichnen das dritte Quartal im Jahresverlauf. Dieser gegenläufige Trend entspringt der Saisonalität und ist in Abbildung 2 deutlich zu erkennen. Im Vergleich zum vorigen Quartal sind in Q3 2019 die Erzeugungsmengen von Wind-Onshore um circa 12 Prozent und von PV um circa 10 Prozent zurückgegangen. Währenddessen blieben die Erzeugungsmenge von Wind-Offshore nahezu konstant.

Hingegen haben sich, im Vergleich zum gleichen Quartal im Vorjahr, die feE-Erzeugungsmengen insgesamt mehr als verdoppelt. Dies ist beachtlich, erinnern wir uns an den Sommer 2018 mit besonders vielen Sonnenstunden. Tatsächlich waren in Q3 2018 die Erzeugungsmengen für PV nur halb so hoch wie im selben Quartal ein Jahr später. Grund dafür ist unter anderem der Zubau, der allein im ersten Drittel 2019 circa 1,6 GW betrug. [1]

Bei Wind-Offshore hat sich die Erzeugungsmenge sogar verdreifacht, insbesondere aufgrund neu angeschlossener Wind-Offshore-Anlagen.

Die Vermarktungsmengen lagen im Juli 2019 bei 100 Prozent, da es keine negativen Strompreise gab. Für August und September 2019 lag die Vermarktungsmenge bei etwa 96 Prozent. Der Durchschnittswert für Q3 2019 über alle feE betrug 97,6 Prozent. Im Vergleich zum vorigen Quartal sind die Vermarktungsmengen leicht gestiegen (Wind-Onshore +2,8 Prozent, Wind-Offshore +1,9 Prozent, PV +2,9 Prozent), im Vergleich zum Vorjahreszeitraum allerdings um ca. 1,8–2,5 Prozent gesunken.

Das deutet auf eine zunehmende Anzahl an Stunden mit negativen Preisen hin. Interessant in der Rückschau ist auch: Im Sommer 2018 gab es in drei aufeinanderfolgenden Monaten (Juni bis August) 100-prozentige Vermarktungsmengen. In der Tat kommen in den vergangenen zehn Jahren negative Strompreise in den Monaten Juni bis September sehr selten vor (unter 35 Stunden pro Monat).

Vermarktungserlöse PV und Wind und Baseload-Preise in Q3 2019

Die Vermarktungserlöse beschreiben die technologiespezifischen durchschnittlichen Erlöse der feE-Anlagen in Deutschland. Sie werden als Produkt aus Vermarktungswert und Vermarktungsmenge berechnet. Der Baseload-Preis ist der durchschnittliche Preis (ohne Mengengewichtung) der Day-Ahead Auktionen an der EPEX Spot.

Abbildung 3 zeigt den Vergleich von monatlichen Vermarktungserlösen und Baseload-Preisen. Historisch betrachtet war der Baseload-Preis in Deutschland im Sommer stets niedriger als im Winter, da im Winter die Nachfrage höher ist. Durch die feE-Anlagen wird dieses Schema jedoch immer wieder aufgebrochen. So sehen wir zum Beispiel für den März 2019 einen niedrigen Baseload-Preis, während er im Juli verhältnismäßig hoch ausfällt.

Wie in Abbildung 2 zu sehen ist, lagen die Erzeugungsmengen für Wind-Onshore im März 2019 extrem hoch, wodurch der Preis gedrückt wurde. Die hohen Preise im Juli waren unter anderem ein Resultat aus teuren CO₂-Zertifikaten und dem Fuel-Switch in der Merit-Order zwischen Gas- und Steinkohlekraftwerken.

Baseload-Preise und Vermarktungserlöse

Im Quartalsdurchschnitt lagen die Baseload-Preise in Q3 2019 um circa 5 Prozent höher als in Q2. Allerdings waren sie 30 Prozent niedriger als im Vorjahresquartal. In 2018 waren aufgrund der andauernden Hitzewelle viele konventionelle Kraftwerke nicht in der Lage, ihre volle Erzeugungskapazität am Markt anzubieten. Dies hat das Angebot verknappt, wodurch die Preise gestiegen sind.

Die monatlichen Vermarktungserlöse lagen in 2019 fast immer unterhalb des Baseload-Preises, außer für PV im Januar. Dadurch, dass die Kannibalisierung der PV-Anlagen durch schwache Sonneneinstrahlung im Winter nicht ins Gewicht fällt, können PV-Anlagen von den tagsüber höheren Strompreisen profitieren.

In den meisten Fällen lag der Vermarktungserlös von PV über denen von Wind, mit Ausnahmen im April und Mai. Einfluss darauf hatten die besonders sonnigen Feiertage in diesen Monaten, was zum Beispiel an Ostern zu stark negativen Preisen führte.

Für Wind-Onshore ist zu beobachten, dass dessen Vermarktungserlös im Vergleich zu den anderen Technologien meist am niedrigsten ausfällt. Grund dafür ist der relativ starke Kannibalisierungseffekt. Das bedeutet: Bei großen Windfronten wird der Preis an der Strombörse massiv gedrückt und die eingespeisten Kilowattstunden aus den Windenergieanlagen haben eine geringe Wertigkeit.

Da Offshore-Windanlagen weniger Erzeugungskapazität haben und ein konstanteres Einspeiseprofil vorweisen können, wirkt sich hier die Kannibalisierung (noch) nicht so stark aus.

Externe Quellen:

[1]: https://www.pv-magazine.de/2019/05/31/photovoltaik-zubau-im-april-bei-gut-300-megawatt/

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Wetter- und Windverhältnisse haben Einfluss auf den Strompreis

Ein wesentlicher Faktor, der den Energiepreis beeinflusst ist das Wetter. Gibt es beispielsweise besonders viel Wind, können Windkraftanlagen mehr Strom generieren. Dadurch können konventionellen Kraftwerke herunterfahren, was wiederum zu einem niedrigeren Strompreis führt. Der an der Leipziger Energiebörse (EEX Phelix-DE Futures) gehandelte Terminmarktpreis für das Jahr 2020 beträgt momentan 47,45 EUR/MWh (Stand: 26.08.2019).

Das Wetter des nächsten Jahres kann nicht genau vorhergesagt werden kann. Aufgrund dieser Tatsache wurde der Faktor Wetter (insbesondere: Windstärke, solare Einstrahlung, Temperatur, Niederschlag) bei der Einschätzung des Terminmarkpreises nicht mit einkalkuliert bzw. gemittelt. Wie der Terminmarkt in den Strommärkten einzuordnen ist, sehen Sie in Abbildung 1.

Abbildung 1: Übersicht der Strommärkte und Einordung des Terminmarktes Quelle: Energy Brainpool)

Das Einbeziehen von Wetterszenarien für 2020 führt zu einer Streuung von möglichen fundamentalen Abweichungen des tatsächlich gehandelten Preises.

Bewertung des Terminmarktpreis 2020 durch Vergleich mit den Wetterjahren 2007–2016

Mithilfe des Fundamentalmodells Power2Sim können durch die Einbindung verschiedener Faktoren Preisszenarien für das nächste Jahr bestimmt werden. Die Szenarien zeigen mögliche Abweichungen vom derzeitig gehandelten Terminmarktpreis für 2020 auf. So generiert das Modell, wie hoch beispielsweise der Strompreis in 2020 läge, wenn im nächsten Jahr die gleichen Wetterverhältnisse wie in einem der zwölf Jahre zuvor herrschen würden.

Um ein bestmögliches Abbild der Entwicklung des Strommarktpreises mit Einfluss des Wetters in 2020 zu modellieren, wurden die Daten mehrerer Wetterjahre (2007-2016) hinzugezogen. So bestimmen wir, wie der Strompreis des nächsten Jahres allein durch diese verschiedenen Wetterszenarien variieren könnte (siehe Abbildung 1).

Abbildung 2: Basepreis Strom, Deutschland 2020 [in EUR/MWh], wenn Wetter wie in den Jahren 2007–2016 im Vergleich zu Terminmarktpreis 2020 (Stand: August 2019; Quelle: Energy Brainpool)

Im Gegensatz dazu würde eine Unterbewertung der Strompreisentwicklung auftreten, wenn 2020 besonders wind-arm wäre (wie das Jahr 2010). Gemäß dem fundamentalen Modell wäre ein Strompreis von 50,90 EUR/MWh zu erwarten, der den Terminmarktpreis um fast 3,49 EUR übersteigt.

Wird der gesamte Zeitraum 2007–2016 ausgewertet, so ergibt sich ein Mittelwert von 46,74 EUR/MWh. Das heißt, berücksichtigen wir die unterschiedlichen Wetter- und Windverhältnisse innerhalb einer Periode von zwölf Jahren, lässt sich für 2020 ein Strompreis von ungefähr 46,74 EUR/MWh prognostizieren.

Die fundamentale Sichtweise zeigt einen leicht überbewerteten Terminmarktpreis (47,45 EUR/MWh) durch die Händler. Gründe hierfür können in der Antizipation und Bewertung möglicher Ereignisse in der Zukunft sein. Dazu zählen beispielsweise der Brexit, der Rückgang der Kohlekraftwerksleistung oder eine veränderte Nachfrage durch die wirtschaftliche Entwicklung. Im letzteren Fall sprechen wir von einer Rezession in Deutschland. Dies wird von vielen Wirtschaftsexperten als mögliches Szenario für 2020 gesehen und hätte einen negativen Effekt auf die Strompreisentwicklung.

Einfluss einer Rezession auf den Strommarktpreis – und welche Bedeutung das für den Terminmarktpreis 2020 hat

Der Bruttostromverbrauch (BSV) schwankt im Zeitraum 2006 bis 2017 um die 600 TWh. Besonders auffällig ist das Jahr 2009 mit einem starken Rückgang des Verbrauchs (-5,95 %) im Vergleich zum Vorjahr (siehe Tabelle 1).

Tabelle 1: Vergleich Veränderung des jährlichen Bruttostromverbrauchs mit der Wirtschaftswachstumsquote, 2006-2017 (Quelle: Energy Brainpool)

Diese Schwankungen des Bruttostromverbrauchs (Veränderung BSV in %) zeigen im direkten Vergleich mit der jeweiligen jährlichen Wirtschaftswachstumsquote zwei Tatsachen: Einerseits das im Jahr 2009 am wenigsten Strom verbraucht wurde. Andererseits, dass 2009 das einzige Jahr dieser Periode mit einer negativen Wirtschaftswachstumsquote war. Verursacht wurde dieser Einbruch des Wachstums durch die Weltwirtschaftskrise.

Somit lässt sich feststellen, dass eine Rezession einen negativen Einfluss auf den BSV, also die Stromnachfrage hat. Der Rückgang der Nachfrage führt am Strommarkt zu einem niedrigeren Preis. Dementsprechend würde eine Rezession im Jahr 2020 auch die zukünftige Strompreisentwicklung beeinflussen.

Angenommen, eine Rezession ruft immer eine Veränderung des BSV um -6 % im Vergleich zum Vorjahr hervor. Dann wäre beim eintreffenden Szenario „Rezession im Jahr 2020“ ein BSV (2020) von rund 563 TWh zu erwarten (BSV im Jahr 2019: 599 TWh).

Starke Überbewertung des Terminmarktpreises für 2020 durch Einbeziehung der Faktoren Wetter und Rezession

Wird der Faktor Rezession im Fundamentalmodell Power2Sim genauso wie den Faktor Wetter auf den modellierten Strommarktpreis für 2020 angewendet (zuvor bestimmt als Strompreis 2020 [„Wetter“] = 46,74 EUR/MWh), so wird vom Modell ein Strommarktpreis für 2020 [„Wetter“ und „Rezession“] von 43,63 EUR/MWh berechnet.

Beim Vergleich dieser Preisprognose mit dem gehandelten Terminmarktpreis (47,45 EUR/MWh) zeigt sich aus fundamentaler Sicht eine starke Überbewertung des Strompreises des nächsten Jahres (um 3,48 EUR überbewertet).

Daraus lässt sich schlussfolgern, dass die Händler eine mögliche Rezession im Jahr 2020 nicht berücksichtigen und diese nicht (vollständig) eingepreist haben.

Allerdings wirkt sich eine Rezession auf alle Wirtschaftszweige aus und der Stromverbrauch ist nur eine der sich verändernden Variablen. Wie sich die Strompreise, bei in einer Wirtschaftskrise fallenden Brennstoffpreisen, entwickeln, ließe sich in weiteren Szenarien untersuchen.

Mögliche Folgen eines Brexits

Die Meldungen der „Wirtschaftweisen“ im August zu einer möglichen Rezession und dem drohenden Brexit lässt im nächsten Jahr ein Anstieg der Commodity-Preise wahrscheinlich werden. Gleichzeitig ist auch ein Fall der CO₂-Zertifikatspreise möglich.

Der Brexit könnte zur Folge haben, dass britische CO₂-Zertifikate den EU ETS-Markt erneut mit Zertifikaten überfluten. Dagegen haben steigende Commodity-Preise und fallende Zertifikatspreise gegensätzliche Wirkungen auf die Entwicklung des Strompreises.

Zusammenfassend lässt sich schlecht abschätzen, ob der aktuelle Terminmarktpreis für 2020 diese vielfältigen Risiken angemessen abbildet.

Autoren dieses Beitrages: Fabian Huneke (Senior Expert) und Sara Nitzsche (Junior Expert)

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

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” [3]

Die aktuelle Klimadebatte zeigt Wirkung, somit haben sich mittlerweile insgesamt zehn EU-Staaten zu einem Kohleausstieg entschlossen, um den Klimawandel zu begrenzen. Für die Zukunft stehen bekannte und erprobte Technologien bereit: 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 steigende Anzahl PPA-basierter Projekte insbesondere für Solaranlagen. 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 59 % Prozent der gesamten Angebotsleistung. Erneuerbare haben einen Anteil von 75 % 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 57 Prozent bis 2050. Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Spanien, die Niederlande, Finnland, Italien, Irland, Portugal und Dänemark haben für die Zukunft Kohleausstiege angekündigt. Dadurch ist insbesondere bei der Steinkohle ein starker Rückgang der aktuell installierten Leistung auf rund 36 Prozent bis zum Jahr 2030 zu beobachten.

In der Gesamtbetrachtung reduziert sich der Anteil der Erzeugungskapazität steuerbarer, thermischer Kraftwerke von aktuell rund 50 Prozent auf etwa 25 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” [3]

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 25 Prozent bis zum Jahr 2050. Im Jahr 2050 erzeugen Wind- und Solaranlagen rund 45 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. 79 Prozent 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 2019 („Sustainable Development“) und eigene Berechnungen Energy Brainpool

Die Entwicklung der wichtigsten Commodities basiert bis 2040 auf dem „Sustainable Development“ Szenario des World Energy Outlooks 2019 der IEA [2]. In diesem Szenario sind drei Ziele definiert: Stabilisierung des Klimawandels, saubere Luft und ein universeller Zugang zu moderner Energie.

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 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). 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 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 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 bessere Auslastung der Anlagen.

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 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 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 daher 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, muss der Wettereinfluss doppelt berücksichtigt werden. Im Weiteren zeigen wir, dass hier aus Sicht des Anlagenbetreibers eine erlösstabilisierende Antikorrelation der beiden Wettereffekte existiert, und Wetterrisiken so systematisch überschätzt werden können.

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 Paper „Power-Purchase-Agreements I & II“.

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

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

Schauen Sie sich auch gern die vergangenen Ausgaben des EU Energy Outlooks an: EU Energy Outlook Januar 2019 oder EU Energy Outlook 2017

* 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/reports/world-energy-outlook-2019

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

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Kohleausstiegsgesetz mit vielen Änderungen

In der ersten Hälfte des Novembers 2019 gab die Regierung den Entwurf des Kohleausstiegsgesetz (Gesetz zur Reduzierung und zu Beendigung der Kohleverstromung und zur Änderung weiterer Gesetze) bekannt. So werden im Entwurf nicht nur Ausstiegregelungen, sondern auch einige Änderungen für die erneuerbaren Energien und den Netzbetrieb festgelegt.

Was bedeutet das Gesetz für Betreiber von Steinkohlekraftwerken?

Demnach werden die ersten Steinkohleabschaltungen laut Entwurf ab November 2020 stattfinden. Hierzu wird die erste Ausschreibung für abschaltbare Kraftwerkskapazität am 1. Juni 2020 stattfinden. Die Ergebnisse dieser Ausschreibung sollen dann von der Bundesnetzagentur zum 1. Oktober 2020 veröffentlicht werden. Die darauffolgende Ausschreibung wird im Jahr 2022 erfolgen (Quelle: Montel).

In den Ausschreibungen sollen die Steinkohlekraftwerksbetreiber einen Preis für die Abschaltung von Kapazitäten angeben können. Ein Höchstpreis für die Entschädigungszahlung ist noch nicht bekannt. Ferner soll das Ausschreibungsvolumen der ersten Ausschreibung nächsten Jahres soll 4 GW Netto-Nennleistung betragen.

Derzeit sind noch 20,5 GW an Steinkohlekapazität am Netz. Währenddessen liegt die Leistung der deutschen Braunkohlekraftwerke am Markt bei 18,1 GW. Bis Ende 2022 soll die Stein- und Braunkohleleistung auf jeweils 15 GW schrumpfen. Dementsprechend stellt Abbildung 1 die Kohlekapazitäten in Deutschland bis 2038 dar.

Abbildung 1: installierte Leistung von Kohlekraftwerken und Abschaltungen bis 2038 in GW in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Der Gesetzesentwurf beinhaltet allerdings keine Maßnahmen, falls nicht genügend Leistung zu Abschaltung in die Ausschreibung gehen. Weiterhin werden die Übertragungsnetzbetreiber, bevor sie einen Zuschlag erteilen, in der Ausschreibung prüfen, ob ein Kraftwerk systemrelevant ist und somit in der Ausschreibung benachteiligt wird (Quelle: Montel).

Falls die Kraftwerke aufgrund anderer Umstände, wie etwa betriebswirtschaftlicher Erwägungen durch Verluste am Strommarkt oder verstärkten Emissionsrichtlinien abgeschaltet werden, würden die Ausschreibungen abgesagt, so der Enwurf.

Während die Ausschreibung für Abschaltung von Steinkohle markbasiert erfolgen soll, ist das Kapitel zum Braunkohleausstieg noch leer. Derzeit verhandelt das Wirtschaftsministerium mit den entsprechenden Kraftwerksbetreibern (Quelle: Erneuerbare Energien, Montel).

Änderungen auch bei Erneuerbaren

Im ersten Entwurf des Kohleausstiegsgesetzes sind ebenfalls Änderungen für erneuerbare Energien beschrieben. So wird das 65-Prozent-Ziel für den Anteil erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch im Jahr 2030 auch im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) verankert.

Das Ziel wird allerdings an Voraussetzungen geknüpft: die Beschleunigung der Genehmigungsverfahren für den Netzausbau und den Bau von Erneuerbaren-Energien-Anlagen. Das Offshore-Ausbauziel im Windenergie-auf-See-Gesetz für das Jahr 2030 wird von 15 auf 20 GW erhöht. Hier sind allerdings auch die entsprechenden Netzkapazitäten Voraussetzung.

Konsequenzen für Bürgerenergiegesellschaften

Demgegenüber entfällt das Privileg von Bürgerenergiegesellschaften in den Ausschreibungen für Windenergie an Land. Es dürfen nur noch genehmigte Projekte an den Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land teilnehmen. Die Abstandsregelung von 1000 Meter zu Siedlungen wurde ebenfalls aus dem Klimapaket übernommen (Quelle: Erneuerbare Energien).

Der 52 GW-Ausbaudeckel bei der PV wird aufgehoben. Damit können auch ab einer installierten PV-Leistung von über 52 GW neue Anlagen finanziell über das EEG gefördert werden. Allerdings sollen in Zukunft alle Betreiber von Solaranlagen verpflichtet werden, die Einspeiseleistung ins Netz auf 70 Prozent der Maximalleistung zu begrenzen.

Diese Regelung soll für Anlagen gelten, welche nicht durch den Netzbetreiber geregelt werden. Kurzum: Betreiber, welche den Strom aus ihren PV-Anlagen nicht selbst verbrauchen, müssen womöglich aufgrund dieser Regelung Einbußen ihrer Vergütung hinnehmen (Quelle: PV Magazine).

Zeitplan für Energie- und Klimagesetze

Das Gesetz zum Kohleausstieg wird wohl erst im Jahr 2020 verabschiedet werden. Nach Angaben von PV Magazine beinhaltet der aktuellste Referentenentwurf des Kohleausstiegsgesetz vom 26. November 2019 keine der Regelungen zum EEG und enthält auch die Streichung des PV-Deckels nicht mehr. Hierzu soll ein eigenes Gesetzgebungsverfahren starten (Quelle: PV Magazine)

Es bleibt also abzuwarten, ob die notwendigen Änderungen noch dieses Jahr beschlossen werden.

Demhingegen wird das Klimaschutzgesetz als auch das Gesetz zum nationalen Emissionshandel noch vor Ende des Jahres durch alle Instanzen gehen (Quelle: Energate). So hat der Bundestag am 15. November mit den Stimmen der Großen Koalition und gegen die Stimmen der Opposition den Gesetzesentwurf zum Klimapaket (Gesetz zur Einführung eines Bundes-Klimaschutzgesetzes und zu Änderung weiterer Vorschriften) gebilligt.

Die nächste Hürde ist die Abstimmung im Bundesrat. Allerdings sind nur wenige Regelungen zustimmungspflichtig. Dies bedeutet, dass das Änderungswünsche des Bundesrats das Inkraftreten der meisten neuen Regelungen allenfalls verzögern können (Quelle: PV Magazine).

Ende November hat der Bundesrat ebenfalls dem Brennstoffemissionshandelsgesetz und Teilen des  Klimaschutzgesetz zugestimmt. Das erstere enthält die Regelungen zu Handelssystem und Zertifikatspreisen für Emissionen aus fossilen Brennstoffen in den Sektoren Verkehr und Wärme (Quelle: Montel).

Für die Steuergesetze aus dem Klimapaket, im speziellen die Erhöhung der Pendlerpauschale, die Senkung der Mehrwertsteuer für Bahntickets und die steuerliche Förderung der Gebäudesanierung, soll nun der Vermittlungsausschuss von Bundesrat und Bundestag einberufen werden (Quelle: Montel).

Der World Energy Outlook 2019: Emissionen steigen bis 2040

Die Emissionen im EU-ETS könnten im Jahr 2019 aufgrund schwächerer WIrtschaftleistung und höherer Gasverstromung um bis zu acht Prozent fallen. Dies entspräche dem stärksten Rückgang der EU-ETS-Emissionen seit 10 Jahren (Quelle: Montel).

Allerdings sieht die Internationale Energieagentur in ihrem jährlichem Weltenergieausblick, dem World Energy Outlook 2019, steigende Emissionen für die Zukunft voraus (Quelle: IEA). Das zentrale Szenario der Pariser Organisation „STEPS“ (Stated Policies Scenario) zeigt die Auswirkungen der derzeitigen Pläne zur Energieversorgung bis 2040 auf.

Demnach würde der weltweite Energiebedarf bis 2040 jährlich um ein Prozent zunehmen. Knapp 50 Prozent diese Zunahme würde von erneuerbaren Energien gedeckt. Abbildung 2 stellt die Zunahme des Energieverbrauchs aus verschiedenen Energieträgern nach dem STEPS-Szenario bis 2040 dar (Quelle: Carbon Brief).

Abbildung 2: Energieverbrauch nach Energieträger bis 2040 im STEPS Szenario des World Energy Outlooks 2019 (Quelle: Carbon Brief)

Dementsprechend ist es kaum verwunderlich, dass die weltweiten CO₂-Emissionen weiter steigen und fast 38 Gt CO2 im Jahr 2040 erreichen. Demgegenüber würden die CO₂-Emissionen im SDS (Sustainable Development Scenario) der IEA um 48 Prozent im Vergleich zum Jahr 2010 sinken. Nur im letzteren Szenario könnte es gelingen den Temperaturanstieg bis zum Ende des Jahrhunderts auf 2 Grad Celsius zu begrenzen.

Preise sinken weiter

Am langen Ende haben schwächere Notierungen für CO₂-Zertifikate auch den Strompreis gedrückt. So sank der Preis für das Frontjahr Base Deutschland im November von über 46 EUR/MWh auf unter 45 EUR/MWh um am Ende des Monats bei knapp 45,5 EUR/MWh zu landen.

Bearishe Signale bei den EUAs aufgrund geringerer Verbrauchsprognosen halfen hierbei nach. Wie schon im Oktober 2019 liessen die Preise fast aller Commodities nach. Abbildung 3 zeigt die Preisentwicklung des Stromfrontjahres Deutschland im Oktober und November 2019.

Abbildung 3: Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland im Oktober und November 2019 (Quelle: Montel)

Am Spotmarkt führte die geringe Erzeugung aus Solar und teilweise wenig Wind zu höheren Einspeisungen fossiler Kraftwerke. Insbesondere die Erzeugung in Steinkohlekraftwerken nahm im Vergleich zum Vormonat um 2 TWh zu. Abbildung 4 zeigt die Stromerzeugung nach Technologie, sowie die Day-Ahead-Strompreise für Deutschland im November 2019.

Abbildung 4: (Quelle: Energy Brainpool)

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Aus Klimapaket mach Klimapäckchen

Ohne ins Detail gehen zu wollen zu den Diskussionen zum Klimapaket und der damit zusammenhängenden CO₂-Bepreisung, neuen Steuern und Leitlinien für erneuerbare Energien: Die politischen Entscheidungen hierzu waren und sind wohl die weitreichendesten für die Energiebranche in diesem Jahr.

Das Klimakabinett der großen Koalition hat sich am 20. September 2019 auf den Fahrplan zur Erreichung der deutschen Klimaziele bis 2030 geeinigt. Unsere detaillierte Analyse des Klimschutzprogramms 2030 oder auch Klimapaket, finden Sie hier.

Wenngleich eine große Breite von Themen (zum Beispiel: zusätzliche Bepreisung von CO₂-Emissionen in den Sektoren Wärme und Verkehr, Ausweitung von Förderprogrammen für klimafreundliche Wärme und Elektromobilität, sowie steuerliche Änderungen zur Besserstellung des Bahnverkehrs) Teil des Klimapakets wurde, war es im Endeffekt nur ein Klimapäckchen.

Zusammenfassend war die Energiebranche von dem Programm überwiegend enttäuscht.

Nachsteuerung nötig

Insbesondere wird der Ausbau der erneuerbaren Energien für die Erreichung des 65 Prozentziels in 2030 durch das Klimapaket nicht stärker unterstützt. Eine Zielverfehlung oder eine Nachsteuerung im Laufe des nächsten Jahrzehnts ist damit vorauszusehen.

Die Gesetzgebungsverfahren für die Regelungen aus dem Klimapaket sind bis Ende 2019 auch nur teilweise abgeschlossen (November 2019 Review), sodass bei wichtigen Themen noch immer Unsicherheit herrscht.

Die Umsetzung der Ergebnisse aus der Kohlekommission haben sich ebenfalls verzögert. Weiterhin werfen Verbände der Regierung eine Abkehr von den Empfehlungen der Kohlekommission vor (Quelle: Energate).

PPAs kommen aus der Nische

Anders als in der politischen Arena hat sich bei Erneuerbaren-PPAs, also Abnahmeverträgen für Strom aus erneuerbaren Energien, einiges getan. Nicht nur gibt es vermehrt Industrieunternehmen, die Interesse an erneuerbaren Strom zeigen.

Sondern auch die Energiebranche sieht im marktlichen Ausbau neue Chancen gegenüber dem Förderregime des EEGs. Abbildung 1 stellt PPAs verschiedener erneuerbarer Technologien in europäischen Ländern dar.

Abbildung 1: Nachrichtlich erwähnte PPA in Europa in MW kumuliert, Stand Ende 2018 (Quelle: Energy Brainpool)

Operationelle Themen treten nun in den Vordergrund. Inbesondere Fragen zur Gestaltung eines PPA-Vertrages, sowie der fairen Bepreisung und dem Hedging von längerfristigen Erneuerbaren-PPAs müssen nun geklärt werden. Unser White Paper „PPA II: Marktanalyse, Bepreisung & Hedgingstrategien“ bietet hierfür einen guten Überblick.

Stromerzeugung und Preisentwicklung in 2019

Der Ausbau der Windenergie an Land ging in 2019 aufgrund verschiedener Gründe so stark zurück wie bislang noch nie (Quelle: Energy Brainpool). Ebenso waren vielen der Windausschreibungen unterdeckt. Dennoch war die Windenergie im Verlauf des Jahres mit einem Anteil von 24 Prozent der stärkste Energieträger zur Erzeugung von Strom in Deutschland.

Nach Stand Mitte Dezember wird der Anteil erneuerbarer Energien an der Nettostromerzeugung auf ein Rekordhoch von etwa 45 Prozent gegenüber 40 Prozent in 2018 steigen. Abbildung 2 zeigt die Anteile verschiedener Erzeugungstechnologien an der Nettorstromerzeugung in Deutschland in 2019. Generell kann ein starker Rückgang der Kohleverstromung um etwa 50 TWh gegenüber dem Vorjahr festgestellt werden.

Abbildung 2: Anteile verschiedener Technologien an der Nettostromerzeugung in Deutschland in 2019 (Quelle: Energy Brainpool)

Auf Seite der Preisentwicklung stoppte der Aufwärtstrend von Commodities aus dem Jahr 2018. Gründe hierfür liegen in der verschlechterten Situation der Weltwirtschaft. Unsicherheiten über den Brexit, sowie den Handelsstreit zwischen den USA und China, verringerten den Bedarf nach Produkten und Brennstoffen.

Mit einem Durchschnitt von etwa 25 EUR/Tonne verblieben CO₂-Zertifikatspreise auf dem Niveau von Ende 2018. Während des Jahres kam es dennoch zu Schwankungen von bis zu 5 EUR/Tonne um diesen Wert. Gleichzeitig sanken Gaspreise seit Anfang 2019 von 20 EUR/MWh auf etwa 14 EUR/MWh am Ende des Jahres.

Folglich hat sich die Entwicklung der Strompreise für das Kalenderjahr 2020 in einem begrenzten Korridor gehalten. Der Höchstpreis für die Grundlastlieferung im deutschen Marktgebiet für 2020 wurde Ende Juli bei über 52,5 EUR/MWh erreicht, während der Preis gegen Ende des Jahres auf unter 42,5 EUR/MWh sank. Dies ist auch in Abbildung 3 zu erkennen.

Abbildung 3: Preisentwicklung im Jahr 2019 für Grundlastlieferung Strom 2020 für Deutschland (Quelle: Montel)

Was wird die Energiebranche in 2020 beschäftigen?

Im nächsten Jahr wird vor allem die gesetzliche Umsetzung des Klimapakets – mit all seinen Details um das nationale Emissionshandelssystem und steuerliche Änderungen – sowie des Kohleausstiegs Veränderungen in der Branche hervorrufen.

Neue Regelungen zur Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien, womöglich durch eine größere Novellierung des EEGs, sind allerdings unvermeidlich, wenn die Politik ihre eigenen Ziele für 2030 erreichen möchte. Hierunter zählen neben höheren Ausschreibungsvolumen, die Abschaffung des 52-GW-Deckels für die PV, sowie Regelungen für schnellere Genehmigungsverfahren bei der Windenergie an Land.

Neue Impulse für die Nationale Wasserstoffstrategie

Ebenso scheint die Thematik von grünem Wasserstoff und Power-to-Gas stärkeren politischen Rückenwind zu erhalten. Die Bundesregierung hat hierzu eine Nationale Wasserstoffstrategie entwickelt (Quelle BMBF).

So sollen Wasserstoff-Partnerschaften aufgebaut werden, welche es Deutschland in Zukunft erlauben erneuerbare Gase zu importieren. Weiterhin wird die Forschung am Thema grüner Wasserstoff noch stärker finanziell gefördert.

Sicherlich wird auch die weitere Entwicklung im Gassektor relevant bleiben. Sei es mit Vorbereitung auf die Zusammenlegung der beiden deutschen Marktgebiete oder dem Bau und Ausbau der deutschen LNG-Infrastrukturen.

Besonders die Verknüpfung der beiden Sektoren Strom und Gas wird an Relevanz gewinnen. Die Wertschöpfungsketten der beiden Sektoren werden sich stärker verflechten, etwa im Hinblick auf die Erzeugung von synthetischem Gas und dessen Speicherung (Quelle: Energy Brainpool).

Wir freuen uns darauf Sie in dieser interessanten Zeit für die Energiewirtschaft weiterhin zu begleiten und zu unterstützen.

Und nicht zuletzt wünschen wir Ihnen allen ein frohes und erfolgreiches neues Jahr!

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Wie entstehen Vermarktungswerte und Vermarktungserlöse? Dies zu verstehen, ist im Zuge des Ausbaus von fluktuierenden erneuerbaren Energien (feE) ohne EEG-Förderung sehr wichtig. Wer eine feE-Anlage frei vermarkten will, muss die erwarteten Marktpreise kennen und die Erlöspotenziale des jeweiligen Anlagenportfolios mit dem entsprechenden Einspeiseprofil in Beziehung setzen.

Im White Paper „Bewertung von Erlösen aus fluktuierender Erzeugung“ werden die hier verwendeten Kenngrößen (Vermarktungswert, Vermarktungsmenge, Vermarktungserlös) ausführlich definiert.

Entwicklung der Vermarktungswerte in Q4 2019

Der Vermarktungswert gibt den mengengewichteten, durchschnittlichen Strompreis einer feE Technologie an, wobei nur Zeiten berücksichtigt werden, in denen der Börsenstrompreis größer oder gleich null ist.

Abbildung 1: Vermarktungswerte für Wind-Onshore, Wind-Offshore und PV im Jahr 2019 in EUR/MWh. (Quelle: Energy Brainpool, EPEX SPOT, ENTSO-E Transparency)

Die monatlichen Vermarktungswerte von Wind und PV wichen in Q4 2019 stärker voneinander ab als in Q2 oder Q3. PV hatte dabei stets den höchsten Vermarktungswert. In den Wintermonaten liegen die Peakload Preise (8-20 Uhr) typischerweise höher und unterscheiden sich stärker von den Baseload Preisen (rund um die Uhr) als im Sommer. Davon profitiert der Vermarktungswert der PV Anlagen, da diese eben nur am Tag einspeisen. In neun Monaten des Jahres 2019 lag der Vermarktungswert Wind Onshore unter dem Vermarktungswert Wind Offshore.

Einzeln betrachtet lässt sich zu den Technologien sagen, dass sich der Vermarktungswert von PV in Q4 deutlich um 9 Prozent gegenüber Q3 verbessert hat. Beim Wind zeigt sich dagegen eine leichte Verschlechterung (-2,8 Prozent Onshore, -0,7 Prozent Offshore von Q4 gegenüber Q3).

Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum (Q4 2018) zeigt sich bei allen feE Technologien ein deutlicher Rückgang des Vermarktungswertes von jeweils ca. 30 Prozent. Ein wichtiger Grund dafür ist, dass der durchschnittliche Base-Preis für das Quartal um ca. 31 Prozent niedriger lag als im Vorjahresquartal. (mehr dazu siehe unten)

Entwicklung der Erzeugungs- und Vermarktungsmengen in Q4 2019

Die Erzeugungsmengen sind die kumulierten erzeugten Einheiten Strom in GWh über den betrachteten Zeitraum. Hingegen berücksichtigen die Vermarktungsmengen nur diejenigen erzeugten Strommengen, die zu Strompreisen größer oder gleich null vermarktet werden konnten. Die Vermarktungsmengen werden als prozentualer Wert der Erzeugungsmengen angegeben.

Abbildung 2: Erzeugungsmengen für Wind-Onshore, Wind-Offshore und PV im Jahr 2019 in GWh. (Quelle: Energy Brainpool, ENTSO-E Transparency)

Die Erzeugungsmengen bei PV liegen in Q4 erwartungsgemäß niedriger als in den Sommerquartalen (minus 81 Prozent im Vergleich zu Q3), allerdings in Q4 2019 auch 37 Prozent niedriger als im selben Quartal des Vorjahres. Diese Saisonalität für PV ist in Abbildung 2 deutlich zu erkennen, für Wind ist sie weniger ausgeprägt.

Die Erzeugungsmengen bei Wind Onshore sind in Q4 im Vergleich zu Q3 fast konstant geblieben, gegenüber dem Vorjahresquartal aber auch deutlich um 41 Prozent eingebrochen. Für Wind Offshore zeigt sich ein Rückgang von 14 Prozent gegenüber Q3 2019 bzw. 33 Prozent im Vergleich zum Vorjahr.

Trotz der relativ niedrigen Erzeugungsmengen im vierten Quartal ist die Erzeugungsmenge aller feE im gesamten Jahr 2019 um 58 % gestiegen.

Aufgrund hoher Zubau-Raten bei PV, aufgrund eines guten Wind-Jahres und insgesamt niedrigerer Stromerzeugung (wegen gesunkener Nachfrage) konnte der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung auf über 42 Prozent deutlich gesteigert werden. [1]

Die Vermarktungsmengen lagen im November 2019 bei 100 Prozent, da es keine negativen Strompreise gab. Für Oktober 2019 lag die Vermarktungsmenge für Wind Onshore bei 98,6 Prozent aufgrund negativer Strompreise in der Nacht zum 27.10.2019. Der Dezember hatte sogar eine ganze Reihe von negativen Strompreisen – nicht nur am 23./24.12., sondern sehr deutlich auch am 8.12.2019. Zu dieser Zeit lag eine massive Windfront über Deutschland und brachte durchschnittlich über 30 GW Stromerzeugung, wie auch im Marktrückblick Dezember 2019 beschrieben.

Im Vergleich zum vorigen Quartal sind die Vermarktungsmengen für Wind leicht gesunken (Wind Onshore -0,6 Prozent, Wind Offshore -0,4 Prozent). Für PV dagegen sind sie leicht gestiegen (+1,3 Prozent). Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum sind die Vermarktungsmengen um ca. 0,8–1,8 Prozent gesunken.

Vermarktungserlöse PV und Wind und Baseload-Preise in Q4 2019

Die Vermarktungserlöse beschreiben die technologiespezifischen durchschnittlichen Erlöse der feE-Anlagen in Deutschland. Sie werden als Produkt aus Vermarktungswert und Vermarktungsmenge berechnet. Der Baseload-Preis ist der durchschnittliche Preis (ohne Mengengewichtung) der Day-Ahead Auktionen an der EPEX Spot.

Abbildung 3: Entwicklung des Baseload-Preises sowie der Vermarktungserlöse für Wind-Onshore, Wind-Offshore und PV in EUR/MWh im Jahr 2019. (Quelle: Energy Brainpool, ENTSO-E-Transparency, EPEX SPOT)

Abbildung 3 zeigt den Vergleich von monatlichen Vermarktungserlösen und Baseload-Preisen. Historisch betrachtet war der Baseload-Preis in Deutschland im Sommer stets niedriger als im Winter, da im Winter die Nachfrage höher ist. Durch die Zunahme der feE-Anlagen wird dieses Schema jedoch immer wieder aufgebrochen. Das sehen wir zum Beispiel im einen relativ niedrigen Baseload-Preis. Die verhältnismäßig niedrigen Baseload-Preise im Dezember 2019 sind unter anderem Ergebnis hoher Stromerzeugung aus Wind. Die Preise hätten aber noch niedriger sein können, wenn über die Weihnachtsfeiertage und „zwischen den Jahren“ bei schwacher Nachfrage das Winddargebot größer gewesen wäre.

Im November war der Anteil der Windenergie an der Stromerzeugung eher mau, sodass Kohle und Gaskraftwerke vermehrt zum Einsatz kamen und zeitweise Spitzenpreise von über 70 EUR/MWh entstanden.

Im Quartalsdurchschnitt lagen die Baseload-Preise in Q4 2019 um circa 3 Prozent niedriger als in Q3 und 31 Prozent niedriger als im Vorjahresquartal. Nachdem die Strompreise in 2018 stetig gestiegen waren, war der Baseload-Preis in 2019 ca. 15 Prozent niedriger als im Jahr davor. Eine niedrigere Nachfrage im gesamten Jahr, niedrige Gas- und Kohlepreise und stagnierende CO2 Zertifikatspreise sind die wesentlichen Gründe dafür.

Die monatlichen Vermarktungserlöse für PV lagen in Q4 2019 immer oberhalb des Baseload-Preises, im Gegensatz zu sieben anderen Monaten des Jahres. Die ausbleibende Kannibalisierung der PV-Anlagen in sonnenschwachen Wintermonaten führte zu diesem Ergebnis. Der Vermarktungserlös von Wind Onshore und Wind Offshore lag in Q4 stets unterhalb des Baseload Preises. Hier spielt der Kannibalisierungseffekt eine wesentliche Rolle.

Bei großen Windfronten wird der Preis an der Strombörse massiv gedrückt und die eingespeisten Kilowattstunden aus den Windenergieanlagen haben eine geringe Wertigkeit.

Da Offshore-Windanlagen weniger Erzeugungskapazität haben und ein konstanteres Einspeiseprofil vorweisen können, wirkt sich hier die Kannibalisierung (noch) nicht so stark aus.

Externe Quellen:

[1] Agora Energiewende, Jahresauswertung 2019: https://www.agora-energiewende.de/presse/neuigkeiten-archiv/co2-preis-drueckt-treibhausgasemissionen-und-kohleverstromung-2019-auf-rekordtiefs/

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Berlin, 6. Februar 2020

In dem neuen White Paper „Klimapaket-Check – Auswirkungen auf den Strommarkt & Energieversorger“ beleuchten die Energiemarkt-Experten von Energy Brainpool, wie sich die Festlegungen aus dem Klimaschutzpaket auf die Energiewirtschaft auswirken. Die Autoren präsentieren das White Paper im Rahmen der E-world 2020 in Essen (Stand 545/Halle3).

In drei verschiedenen Szenarien modellieren die Analysten die mögliche Entwicklung bis zum Jahr 2030.
Die wichtigsten Erkenntnisse dabei sind:

1. Bei gegebenen Ausbauzielen des Klimapakets und einer Bruttostromnachfrage von 690 TWh in 2030 wird das 65-%-Ziel um 10 Prozentpunkte verfehlt.
2. Der dadurch erhöhte Zubau an erneuerbaren Energien kann durch einen CO₂-Mindestpreis im EU ETS angereizt werden. Energy Brainpools Modellierungsergebnisse zeigen: Ein Mindestpreis von 55 EUR/tCO₂ sorgt trotz des zunehmenden Ausbaus für Marktparität bei PV sowie in geringerem Ausmaße bei Wind onshore.
3. Für die Windenergie müssen weitere Hürden überwunden werden, um den notwendigen Bruttoausbau bis 2030 erreichen zu können (3,1 GW/a onshore bzw. 1,1 GW/a offshore). Dazu zählen die Auflösung des Genehmigungsstaus, eine langfristige Repowering-Strategie und eine zeitnahe gesetzliche Verankerung des 20-GW-Ziels für die Offshore-Industrie.
4. Bedingt durch den Kohle- und Kernkraftausstieg zeigt die Modellierung von Energy Brainpool zudem eine drohende europäische Versorgungslücke an, die rund 20 GW an zusätzlicher Gaskapazität in Deutschland bis 2030 notwendig macht. Marktliche Investitionsanreize würden zwar mittelfristig durch einen CO₂-Mindestpreis verbessert werden. Langfristig fehlen mit steigendem Erneuerbaren-Energien-Anteil nach wie vor die Anreize. Maßnahmen wie die Erhöhung des Kohleersatzbonus oder die Schaffung von Perspektiven zur klimaneutralen Langfristnutzung sind notwendig (Stichwort: grünes Gas).

Für die Energiewirtschaft leiten sich daraus einige offene Fragen ab. Lösungsansätze auf diese Fragen diskutieren die Autoren im aktuellen White Paper und geben Handlungsempfehlungen für Energieversorger.

“Der starke PV-Zubau macht die Beschaffung für Profile mit hohen Tageslastanteilen im relativen Profilvergleich günstiger.“, sagt Carlos Perez Linkenheil, Senior Expert und Co-Autor des White Papers. „Das macht die Beschaffung über langfristige PV-PPAs zunehmend attraktiver. Jedoch muss für die Bewertung der Beschaffungsprofile zukünftig umgedacht werden, die aktuelle Lösung über eine hPFC verliert durch einen stark veränderten Kraftwerkspark an Aussagekraft, eine fundamentale Betrachtung über eine fhPFC wird unumgänglich sein.“

Neben der Anbahnung des Kohleausstiegs hat die Bundesregierung Ende 2019 erste Maßnahmen eines umfassenden Klimaschutzpakets verabschiedet und plant die weitere Umsetzung in 2020. Im Wesentlichen betrifft dies die Punkte Erzeugungsmix, Sektorkopplung/Elektrifizierung sowie die CO₂-Bepreisung.

Das White Paper steht zum Download bereit: energybrainpool.com/services/white-paper.html.

>> die Pressemitteilung als PDF 2020-06-02_PM_Energy Brainpool_White Paper Klimapaket

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Einigung beim Kohleausstieg, wenn auch weniger ambitioniert

(c) Kara/Fotolia

Was lange währt, wird endlich gut. Diese alte Weisheit trifft in der Realität des deutschen Kohleausstiegs nicht ganz zu. Obgleich die Politik vor etwa einem Jahr zusagte, die damals veröffentlichten Ergebnisse der Kohlekommission auch genauso umzusetzen.

Folglich werfen einige der Mitglieder der Kohlekommission der Regierung Wortbruch vor. So seien die nun geplanten Abschaltungen der Kohlekraftwerke zu spät und nicht stetig genug. Weiterhin ist die Inbetriebnahme des neuen Steinkohlekraftwerks Datteln 4 „ein völlig falsches Signal“ (Quelle: Erneuerbare Energien). Was genau hat die Komission im Januar 2020 entschieden?

Abschaltplan und Entschädigung für Braunkohlekraftwerke

Die Regierung hat in diesem Monat den Stilllegungspfad für die Braunkohlekraftwerke mit den Betreibern der Kraftwerke und Tagebaue verhandelt. Es sollen bis 2022 nur 2.8 GW und nicht 3 GW an Braunkohlekapazitäten abgeschaltet werden.

Demzufolge fänden nach bisherigem Stand keine Braunkohlestilllegungen zwischen 2022 und 2025 statt. Weitere 5,7 GW sollen dann bis 2029 vom Netz gehen. Die zweite Hälfte der Braunkohlekraftwerke soll erst zwischen 2034 und 2038 abgeschaltet werden (Quelle: Montel).

Somit würden die späten Abschaltungen mehr CO₂-Emissionen verursachen. Im Zuge der Abschaltungen sollen Entschädigungen in der Höhe von 4,35 Milliarden EUR an die betroffenen Betreiber von Braunkohlekraftwerken fließen (Quelle: Erneuerbare Energien).

Der erste Braunkohleblock, der den Strommarkt im Zug des Kohleausstiegs verlässt, ist Niederaußem Block D von RWE (297 MW) im Dezember 2020. Weitere Kraftwerke im westdeutschen Revier folgen bis 2022, während die Kraftwerke in der Lausitz erst gegen Ende der Dekade vom Netz genommen werden (Quelle: Montel).

Steinkohle und Datteln 4

Das neue Steinkohlekraftwerk Datteln 4 (1,1 GW) darf in Betrieb gehen. Dafür soll das Ausschreibungsvolumen für die Abschaltung von Steinkohlekraftwerken einmalig um 1 GW erhöht werden. Dies geht aus dem Entwurf des Kohleausstiegsgesetzes hervor (Quelle: Montel).

Gleichzeitig versprach Uniper als Betreiber des neuen Kraftwerks alte Blöcke vom Netz zu nehmen. Durch die Inbetriebnahme von Datteln 4 werden voraussichtlich 10 Mio. Tonnen CO₂ mehr ausgestoßen als vorher angenommen.

In 2020 werden 4 GW Leistung zur Abschaltung ausgeschrieben, in 2021 weitere 1,5 GW. Die Höchstkompensation in 2020 liegt bei 165.000 EUR/MW und sinkt mit jeder Ausschreibung um mehrere Zehntausend EUR/MW. In der Ausschreibung im Jahr 2026 sollen Kraftwerksbetreiber dann höchstens 49.000 EUR/MW erhalten (Quelle: Montel).

Wie geht es weiter?

Das Regierungskabinett hat am 29. Januar 2020 für das Gesetz zum Kohleausstieg mit oben genannten Inhalten gestimmt (Quelle: PV Magazine). Allerdings laufen viele Umweltverbände und auch Mitglieder der Kohlekommission Sturm gegen die Regelungen.

Folgende Punkte stehen in der Kritik: insbesondere die höheren Emissionen von Kohlendioxid durch eine spätere Abschaltung von Braunkohlekraftwerken, die Inbetriebnahme von Datteln 4 und die „Vergoldung“ des Ausstiegs für die Betreiber der Kraftwerke.

Im Vorlauf zur ersten Ausschreibung für Steinkohlekraftwerke im Juni 2020 haben die Beteiligten sicherlich einiges zu diskutieren.

PV-Ausschreibung: Jeder dritte Bieter kommt nicht zum Zug

Mitte Januar 2020 hat die Bundesnetzagentur die Ergebnisse der PV-Ausschreibung vom Dezember 2019 veröffentlicht. Mit einem durchschnittlichen Zuschlagspreis von 5,68 ct/kWh zogen die Preise im Vergleich zu den zwei vorherigen Ausschreibungen der PV wieder an.

Abbildung 1 stellt die Ausschreibungsergebnisse der reinen PV-Ausschreibungen des Jahres 2019 dar.

Abbildung 1: durchschnittliche Zuschlagswerte der PV-Ausschreibungen im Jahr 2019 in Deutschland in Ct/kWh (Quelle: Energy Brainpool)

Insgesamt hat die Bundesnetzagentur 501 MW an neuer Leistung bezuschlagt, während 1344 MW an Geboten eingereicht wurde.  Somit war die Ausschreibung wie alle PV-Ausschreibungen stark überzeichnet. Die Solarbranche fordert deshalb  höhere Ausschreibungsvolumina (Quelle: Erneuerbare Energien).

Allerdings musste die Bundesnetzagentur auch 76 der 346 eingereichten Gebote, oder 235 MW, aufgrund von Formfehlern ausschließen.

EU: Emissionen sinken, Erneuerbare auf Rekordhoch in 2019

Die deutschen Emissionen von Treibhausgasen sanken in 2019 um etwa 50 Millionen Tonnen und liegen nun 35 Prozent unter dem Ausstoß in 1990. Die Reduktion der Emissionen kann allerdings ausschließlich auf den Stromsektor zurückgeführt werden.

Denn währenddessen stiegen die Emissionen aus den Sektoren Verkehr und Gebäude an (Quelle: Erneuerbare Energien). So führten höhere CO₂-Preise als auch niedrige Gaspreise zu einer Verdrängung des deutschen Braun- und Steinkohlestroms. Die hohe Einspeisung von erneuerbaren Energien tat ihr Übriges.

Auch europaweit ging die Kohleverstromung in 2019 um 27 Prozent zurück. Die Erzeugung in Gaskraftwerken hat sich seit 2015 um 88 Prozent erhöht. Erneuerbare Stromerzeuger machten etwas über 37 Prozent des Strommixes aus, während fossile Brennstoff bei 34 Prozent und Kernkraftwerke bei 28 Prozent lagen (Quelle: Montel).

Für die Erreichung des Klimaziels aus dem Pariser Übereinkommen, die Erwärmung auf 1,5 Grad zu begrenzen, müssten die Emissionen der EU noch viel stärker sinken. Nach Einschätzung des Umweltbundesamts ist die EU auf dem Weg bis 2030 etwa 25 Milliarden Tonnen CO₂ zu emittieren.

Das Budget für das 1,5-Grad-Ziel liegt bis 2050 bei nur 30 Milliarden Tonnen. Entweder muss also beim Emissionshandel nachgesteuert werden oder das Klimaziel wird verfehlt (Quelle: Montel).

Preise zeigen weiter nach unten

Am langen Ende ging es seit Beginn der neuen Dekade vor allem abwärts. Der Preis für das deutsche Frontjahr 2021 fiel im Verlauf des Januars 2020 von etwa 45 EUR/MWh auf unter 41,5 EUR/MWh, ein 19-Monatstief (Quelle: Montel). Gründe hierfür liegen in den stagnierenden Preisen für EUAs des europäischen Emissionshandelssystems und weiter gesunkenen Gaspreisen.

Die Letzteren gingen im Januar auf bis zu 15 EUR/MWh zurück, während Kohlepreise ebenfalls um fast 10 Prozent auf 60 USD/Tonne zurückgingen. Abbildung 2 zeigt die relative Preisentwicklung des deutschen Frontjahres für Grundlaststrom, sowie der CO₂-, Gas- und Kohlepreise.

Abbildung 2: relative Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland (candel sticks), der CO2-Zertifikate mit Fälligkeit Dezember 2021 (orangenfarbene Linie), sowie der Gas- (rote Linie) und Kohlepreise (grüne Linie) von Dezember 2019 bis Ende Januar 2020 (Quelle: Montel)

Am Spotmarkt machte sich im Januar 2020 die stark fluktuierende Einspeisung der Windenergie sowohl preisseitig als auch in der Erzeugungsstruktur bemerkbar. Während die Stromerzeugung aus Wind bis zum 18. Januar auf hohem Niveau lag, haben Steinkohle- und Gaskraftwerke anschließend die Lücke gefüllt.

Dies wird insbesondere in Abbildung 3 zwischen dem 20. und dem 26. Januar 2020 deutlich. Entsprechend lag das Preisniveau in diesem Zeitraum auch höher.

Abbildung 3: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Januar 2020 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Der Beitrag Einigung beim Kohleausstieg, PV-Ausschreibung und Emissionen – der Energiemarkt-Rückblick Januar 2020 erschien zuerst auf Energy BrainBlog.

Preisgrenzen für Höchstpreise

Im Oktober 2017 traten innerhalb der Arbeitspreise der Minutenreserve hohe Preisspitzen im Oktober 2017 (Teil 1 der Serie) auf. Infolgedessen versprach die Bundesnetzagentur, die Regelungen für Beschaffung, Einsatz und Preisbildung am Regelenergiemarkt eingehend zu prüfen.

Die Ausgleichsenergiepreise am 17. Oktober 2017 lagen um mehr als das 600-Fache über den durchschnittlichen Spotmarktpreisen des gleichen Tages.

Vorerst beschloss die Behörde, die Obergrenze für Gebote auf ein Zehntel der vorherigen Grenze zu reduzieren. Ab dem 2. Januar 2018 waren also nur noch Höchstgebote von 9.999 EUR/MWh für Arbeitspreise möglich (Quelle: Energie Chronik).

Viele Marktteilnehmer sahen in dem Eingriff allerdings auch eine Verletzung des Energy-Only-Marktes, an dem freie Preisbildung die Knappheit von Ressourcen darstellt und somit Investitionen anreizen soll.

Die Begrenzung der Höchstpreise war allerdings nur der Anfang einer Reihe von Änderungen, die den Regelenergiemarkt bis heute beschäftigen.

Ein neuer Zuschlagsmechanismus für die Gebote ging ab Februar 2018 in die Marktkonsultation, das Mischpreisverfahren (Quelle: Bundesnetzagentur).

Ein neuer Zuschlagswert im Mischpreisverfahren

So sollten die neuen Regelungen für den Zuschlagsmechanismus bei der Regelleistung verhindern, dass sehr hohe Arbeitspreise abgerufen werden.

In anderen Worten: Der Leistungspreis soll nicht mehr allein ausschlaggebend sein, dass ein Gebot auch abgerufen werden kann.

Dabei war es die Idee der Bundesnetzagentur, einen Zuschlagswert einzuführen, welcher sowohl den Leistungspreis, als auch den Arbeitspreis berücksichtigt.

Dementsprechend soll der Zuschlagswert aus der Summe des „Leistungswert“ und des „Arbeitswert“ gebildet werden. Hierbei ergibt sich der „Leistungswert“ aus dem Quotient des Leistungspreises und der entsprechenden Produktdauer in Stunden (Quelle: Energie Chronik).

Der Arbeitswert besteht aus dem gebotenen Arbeitspreis und einem Gewichtungsfaktor, welcher anhand der Aktivierungswahrscheinlichkeit von Geboten ermittelt wird (Quelle: Energate).

Marktteilnehmer, wie etwa der Direktvermarkter von erneuerbaren Energien, Next Kraftwerke, haben große Bedenken gegenüber dem neuen Mechanismus geäußert (Quelle: Next Kraftwerke).

So würde ein gekoppelter Zuschlagswert bestimmte Erzeugungstechnologien diskriminieren. Denn die Kosten für die Vorhaltung von Regelleistung sei in den vergangenen Jahren stark gesunken (Abbildung 1) und das neue System würde diese Entwicklung konterkarieren.

Abbildung 1: Entwicklung der Kosten für Vorhaltung der Regelleistung in Mio. EUR (Quelle: Bundesnetzagentur)

Demgegenüber würde das neue Verfahren höhere Leistungspreise anreizen. Die Kosten für die Leistungsvorhaltung, also die Leistungspreise, werden über die Netzentgelte umgelegt. Daher würde das neue System die Netzentgelte erhöhen.

Nichtsdestotrotz bestätigte die Bundesnetzagentur das sogenannte Mischpreisverfahren im Mai 2018 und erklärte dessen Einführung zum 12. Juli 2018 (Quelle: Bundesnetzagentur).

Das Mischpreisverfahren in der Realität

Ab dem 13. Juli 2018 wurden allerdings die alten Ausschreibungsregeln wiederverwendet. Das Oberlandesgericht Düsseldorf suspendierte das Mischpreisverfahren nach nur zwei Tagen, auf Antrag von Next Kraftwerke.

Die Aufschiebung galt zunächst bis zum 15. Oktober 2018, um den Unternehmen die Umsetzung besser zu ermöglichen.

Nach Inkrafttreten des neuen Verfahrens für die Bezuschlagung von Geboten in der Sekundärregelung (SRL) und Minutenreserve (MRL) Mitte Oktober 2018 haben sich die Gebotsstrategien der Teilnehmer am Regelenergiemarkt stark geändert.

Wie erwartet, konnten höhere Leistungspreise und niedrigerer Arbeitspreise beobachtet werden (Quelle: FFE).

Im Laufe der Zeit mehrten sich allerdings die Zeichen dafür, dass das neue Verfahren ebenfalls hohe Preise und Mitnahmeprofite ermöglicht.

An verschiedenen Tagen des Juni 2019 mussten die Übertragungsnetzbetreiber plötzlich sehr viel mehr an Regelleistung nutzen als prognostiziert.

Daher verdoppelten die Netzbetreiber die Ausschreibungsmenge der positiven MRL auf etwa 2000 MW. Dies wiederum führte dazu, dass Anbieter mit vorhandenem Leistungsportfolio in ihrem Kraftwerkspark sehr hohe Preise in die Ausschreibung gaben.

Erneut trat eine Preisspitze auf. Diesmal allerdings im Leistungspreis und nicht im Arbeitspreis.

So konnte ein Marktakteur am 29. Juni 2019 zwischen 12 und 16 Uhr einen Leistungspreis von 37.856 EUR/MW in der positiven MRL erfolgreich platzieren. Im Vergleich dazu lag der Preis in der vorherigen Zeitscheibe von 8 bis 12 Uhr bei nur 152 EUR/MW.

Der Anbieter konnte eine Leistung von 96 MW trotz seines extrem hohen Preises anbieten und verdiente innerhalb der vier Nachmittagsstunden etwa 3,5 Mio. EUR. Eine detaillierte Beschreibung des Vorgangs finden Sie hier.

Im Allgemeinen führt das Mischpreisverfahren zu höheren Vorhaltungskosten. Abbildung 2 vergleicht die Vorhaltungskosten der SRL und MRL vor und nach der Einführung des Mischpreisverfahrens.

Abbildung 2: Vergleich der Vorhaltungskosten für SRL und MRL im Leistungspreis und im Mischpreisverfahren (Quelle: Next Kraftwerke)

Bei gleichzeitig steigenden Leistungspreisen sanken die Arbeitspreise und somit auch die Ausgleichsenergiepreise. Dies reizt Bilanzkreisverantwortliche dazu an, weniger in die Prognoseverbesserung zu investieren, um ihren Bilanzkreis ausgeglichen zu halten.

Darüber hinaus kann dies zu hohem und kurzfristigem Regelleistungsbedarf führen und somit erneut entsprechend hohe Preisspitzen und Profite durch den Leistungspreis ermöglichen (Quelle: Energie Chronik).

Das Ende des Mischpreisverfahrens

Rund ein Jahr nach Einführung des Mischpreisverfahrens hat das Oberlandesgericht Düsseldorf am 22. Juli 2019 das neue System für ungültig erklärt. Damit folgte das Gericht der Argumentation von Next Kraftwerke.

Die Bundesnetzagentur erklärte, dass sie keine weiteren rechtlichen Schritte erwägt und das alte System mit separaten Leistungs- und Arbeitspreisen wieder in Kraft tritt (Quelle: Energie Chronik).

Ein für das Elektrizitätsversorgungssystem so fundamental wichtiger Markt, wie der Regelenergiemarkt darf nicht Objekt der Spekulation und der Profitmaximierung durch die Marktteilnehmer werden.

Deshalb sind verlässliche, klare und möglichst wenig manipulierbare Regelungen für die Regelleistung so wichtig.

Die Vorbereitungen für die Einführung eines neuen Marktdesigns für den Regelenergiemarkt sind voll im Gange. So fordert die Guideline on Electricity Balancing der Europäischen Kommission, dass Nationalstaaten Regelarbeitsmärkte einführen.

Was dies bedeutet, ab wann die neuen Regelungen gelten und was sich alles verändert, erfahren Sie im dritten und letzten Teil unserer Serie zum Regelenergiemarkt.

Der Beitrag Regelenergiemarkt im Umbruch II – von Preisspitzen zum Mischpreisverfahren erschien zuerst auf Energy BrainBlog.

Die Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken in der EU ist im Jahr 2019 stark zurückgegangen, mit Auswirkungen auf CO₂-Emissionen. Bei den Ausschreibungen für erneuerbare Energien gilt immer noch: PV vor Wind. Die Nationale Wasserstoffstrategie soll Anreize schaffen, um die Sektoren Verkehr und Industrie zu dekarbonisieren.

Kohleverstromung sackt ab: EU-weite Emissionen sinken

Die Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken in der EU brach im Jahr 2019 gegenüber 2018 um 150 TWh ein. Dies entspricht einem Rückgang von 24 Prozent. Insbesondere Steinkohlekraftwerken produzierten weniger Strom.

80 Prozent dieses Einbruchs gehen auf Deutschland, Spanien, die Niederlande, Großbritannien und Spanien zurück. Bei der Braunkohle war Deutschland und Polen für zwei Drittel des Rückgangs verantwortlich (Quelle: Agora Energiewende). Gleichzeitig wuchs die Stromerzeugung aus Wind und Solar um 64 TWh. Der Anteil erneuerbarer Energien an der Bruttostromerzeugung stieg auf 34,6 Prozent. Ein bedeutender Faktor waren höhere CO₂-Preise im europäischen Emissionshandelssystem.

Diese stiegen im Jahr 2019 auf rund 25 EUR/Tonne und verteuerten somit Kohlestrom gegenüber Alternativen wie Strom aus Gaskraftwerken (+ 74 TWh im Jahresvergleich) und Erneuerbaren.

Der milde Winter und eine schlechtere wirtschaftliche Konjunktur gegen Ende des Jahres haben den Bedarf an Strom verringert. Dies wirkte sich ebenfalls positiv auf die Emissionsbilanz aus. Abbildung 1 zeigt die Veränderungen der Stromerzeugung in Europa im Jahresvergleich 2019 zu 2018 (Datenquelle: Agora Energiewende).

Abbildung 1: Veränderung der Erzeugung nach Technologie in TWh in der EU 2019 im Vergleich zu 2018 (Quelle: Energy Brainpool)

Insgesamt fielen die Emissionen des europäischen Stromsektors um 120 Mt oder 12 Prozent. Dies ist die bislang stärkste Minderung von CO₂-Emissionen in Europa (Quelle: PV Magazine).

Kohleimport aus Nicht-EU-Ländern steigt

Ein Wermutstropfen ist allerdings der steigende Import von Kohlestrom aus Ländern außerhalb der EU. Denn außereuropäische Kohlekraftwerke waren nicht von der Lenkungswirkung des CO₂-Preises des europäischen Emissionshandelssystems betroffen.

Die Importe fließen vor allem aus der Türkei, der Ukraine, Marokko oder dem westlichen Balkan in das europäische Stromsystem. Von 3 TWh im Jahr 2017 stiegen die Importe als Folge eines höheren CO₂-Preises innerhalb der EU auf 21 TWh im Jahr 2019. Schätzungsweise wurden bei der Erzeugung des somit importierten Stroms 26 Mt CO₂ emittiert.

Die Analyse von Sandbag zu Kohlestromimporten in die EU ist hierbei sehr erhellend. Insbesondere verdeutlicht sie, dass nur eine grenzüberschreitende Kooperation langfristig und nachhaltig Emissionsminderung ermöglicht (Quelle: Sandbag).

Ausschreibungen: Wind enttäuscht, PV boomt

Die ersten Ausschreibungen für die erneuerbaren Energien Wind an Land und Photovoltaik im Jahr 2020 brachten kaum Neuigkeiten. Am 19. Februar hat die Bundesnetzagentur die Ergebnisse der beiden Ausschreibungen vom 1. Februar 2020 bekannt gegeben (Quelle: Bundesnetzagentur).

Die Ausschreibung für Windenergie war weiterhin unterzeichnet, während bei der PV-Ausschreibung viele der eingereichten Projekte nicht zum Zug kamen. Im Detail wurden für die Ausschreibung von Wind an Land nur Gebote mit einer Leistung von 527 MW eingereicht. Es waren allerdings 900 MW ausgeschrieben.

Die Flaute der Windenergie zieht sich also auch im neuen Jahr hin. Der durchschnittliche Zuschlagswert bei der Windausschreibung lag mit 6,18 ct/kWh etwas höher als in der Ausschreibung vom Dezember 2019 (Quelle: Montel).

PV deutlich überzeichnet

Ganz anders bei der Photovoltaik. Die ausgeschriebene Menge lag bei nur 100 MW, während 98 Gebote mit einer Leistung von über 490 MW an die Bundesnetzagentur gesendet wurden. Anders gesagt: Es gab eine deutliche Überzeichnung der Ausschreibung.

Projekte in Bayern konnten 75 Prozent der bezuschlagten Leistung gewinnen, wobei der durchschnittliche Zuschlagswert gegenüber der Vorrunde um 0,68 ct/kWh auf 5,01 ct/kWh fiel. Ein Rekord war der bislang niedrigste bezuschlagte Wert eines Gebots in Deutschland mit 3,55 ct/kWh (Quelle: PV Magazine).

Abbildung 2 stellt die Spannweite der Preise für die bezuschlagten Gebote bei Wind an Land und Solar in der Ausschreibung vom Februar 2020 dar. Der Unterschied in der Spannweite ist deutlich erkennbar und verdeutlicht eine größere Dynamik in der PV-Ausschreibung.

Abbildung 2: durchschnittliche Zuschlagswerte und Spannweite der bezuschlagten Gebotswerte der Ausschreibungen für PV und Wind an Land im Februar 2020 in Deutschland in ct/kWh (Quelle: Energy Brainpool)

Die Nationale Wasserstoffstrategie: Strategiepapier in der Ressortabstimmung

Die Nutzung von Wasserstoff für verstärkte Klimaschutzanstrengungen ist laut Industrie, Netzbetreibern und Forschungsinstituten notwendig. Mit der Nationalen Wasserstoffstrategie möchte die Bundesregierung den Rahmen für Wasserstofferzeugung und -nutzung in Deutschland setzen (Quelle: Energate). Wasserstoff kann in vielen Sektoren als Grundstoff oder Energieträger eingesetzt werden. Darunter zählen die chemische Industrie, aber auch der Verkehrssektor.

Anfang Februar 2020 haben vier Bundesministerien 31 Maßnahmen für die Förderung der Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff in Deutschland ausgearbeitet. Diese werden nun in den Ressorts abgestimmt werden (Quelle: BMWI). In dieser Nationalen Wasserstoffstrategie werden die Kernpunkte für die zukünftige Nutzung CO₂-freien und CO₂-neutralen Wasserstoffs diskutiert.

Ja nach Untersuchung nimmt der Bedarf nach grünem Wasserstoff im Jahr 2030 bis 2050 eine Größenordnung von 100 bis 800 TWh an. Einige Projekte zur Produktion oder Nutzung von Wasserstoff laufen auch heute schon.

In zwei weiteren Artikeln werden wir bald genauer auf die Nationale Wasserstoffstrategie, als auch die Bedarfe und derzeitigen Projekte eingehen. Klar ist: Eine umfassende Transformation des Energiesystems wird ohne chemische Energiespeicher wie Wasserstoff kaum möglich sein.

Preise am langen Ende steigen wieder

Die Commodity-Preise im Februar 2020 zeigten in den meisten Fällen wieder nach oben. So erreichte das Kalenderjahr 2020 Mitte Februar einen Preis von 43 EUR/MWh und konnte also gegenüber dem Beginn des Monats 3 EUR/MWh gutmachen.

Am Ende des Monats stand das Frontjahr allerdings wieder bei 40 EUR/MWh. Auch der Preis für CO₂-Zertifikate stieg im Verlauf des Februars um 2,5 EUR/Tonne auf beinahe 26 EUR/Tonne. Die Preise für die EUA-Zertifikate fielen, insbesondere nachdem die Angst über eine globale Corona-Virus-Pandemie zunahmen.

Abbildung 3 stellt den Preisverlauf des Stromfrontjahres und der Emissionszertifikate im Februar 2020 dar und verdeutlicht die starke Korrelation.

Abbildung 3: relative Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland (candel sticks) und der CO2-Zertifikate mit Fälligkeit Dezember 2021 (orangenfarbene Linie) im Februar 2020 (Quelle: Montel)

Am Kurzfristmarkt stand der Februar 2020 ganz unter dem Zeichen des Windes. Sturmtief Sabine sorgte vom 9. bis 12. Februar für Windeinspeisungen von 40 bis 45 GW und somit auch zu negativen Preisen.

Auch anschließend blieb der Februar windig, sodass der Anteil der Stromerzeugung aus dieser erneuerbaren Quelle in diesem Monat bei 40 Prozent, oder einer Erzeugung von 20 TWh lag. Beides ein neuer Rekord.

Abbildung 4 verdeutlicht dies anhand der Stromerzeugung nach Energieträger in Deutschland im Februar 2020.

Abbildung 4: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Februar 2020 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Der Beitrag Der Energiemarkt-Rückblick Februar 2020 erschien zuerst auf Energy BrainBlog.

In diesem ersten von zwei Artikeln zur Corona-Pandemie und dem Fall der Commodity-Preise gehen wir insbesondere auf die Zusammenhänge zwischen der Pandemie und den Energiemärkten ein. Im zweiten Teil wollen wir die energiewirtschaftlichen Folgen der Pandemie mit einer Szenarioanalyse weiter quantifizieren.

Vom lokalen Ausbruch zur globalen Krise

Nachdem eine neuartige Lungenerkrankung zuerst in China und dort vor allem in der Millionenstadt Wuhan Anfang des Jahres 2020 auftrat, konnten sich die meisten Menschen noch nicht vorstellen, dass drei Monate später das öffentliche Leben in den meisten europäischen Ländern stillstehen wird.

In unserer globalisierten und stark vernetzten Welt konnte sich der Erreger mit dem Namen Sars-CoV-2 und die neue Krankheit COVID-19 jedoch trotz Abschirmung und Lockdowns von Millionen von Menschen schnell ausbreiten.

Mit den teilweise drastischen Maßnahmen in den betroffenen Ländern, die Ausbreitung zu verlangsamen, geht bislang eine verringerte wirtschaftliche Aktivität und insbesondere die individuelle Reisetätigkeit zurück. Da Energie für alle wirtschaftlichen Aktivitäten notwendig ist, hat die Corona-Pandemie auch starke Auswirkungen auf die globalen Energiemärkte.

China mit den längsten Erfahrungswerten

In China, dem Land mit den längsten Erfahrungen mit dem Virus, liegt durch die Maßnahmen zur Eindämmung der Ausbreitung, eine Vielzahl energiewirtschaftlicher Indikatoren 20 bis 40 Prozent unter den üblichen Werten. So verringerte sich die Kohleverstromung um bis zu 36 Prozent, während die CO₂-Emissionen in China bis Anfang März um 25 Prozent oder 200 Millionen Tonnen gegenüber dem Vorjahr zurückgingen (Quelle: Carbon Brief).

Stand Ende März sind ähnliche Auswirkungen wohl auch für den Rest der Welt abzusehen. Eine weltweite Rezession hat sich schon leicht im Jahr 2019 abgezeichnet (Quelle: Businessinsider). Mit dem Brandbeschleuniger einer Pandemie wird der wirtschaftliche Abschwung aber wohl drastischer ausfallen.

Auswirkungen auf die globalen Energiemärkte

Die Reaktionen der Energie- und Commodity-Märkte deuten jedenfalls auf eine geringere Nachfrage für die kommenden Monate oder gar Jahre hin. Die Preise für Öl, Gas, Strom oder CO₂-Zertifikate besonders ab Anfang März stark eingebrochen.

Ölpreise

Der Ölpreise musste am 9. März ihren tiefsten Fall seit Ausbruch des Golfkriegs vor knapp 30 Jahren hinnehmen. Jedoch spielt beim Rückgang des Ölpreises nicht nur die Reduktion der Nachfrage durch Reiseeinschränkungen und geringerer wirtschaftlicher Aktivität eine Rolle. Ebenso liefern sich Saudi-Arabien und Russland einen Preiskrieg, nachdem sich die beiden Produzenten auf keine gemeinsame Linie einigen konnten. Saudi-Arabien erhöhte anschließend seine Ölproduktion (Quelle: Foreignpolicy).

Das Zusammentreffen der geringeren Nachfrage und der angebotssteitigen Steigerung machte eine Kurskorrektur nach unten unausweichlich. Die Ölpreise liegen Ende März über 50 Prozent unter den Werten zu Beginn des Jahres.

Preise für CO₂-Zertifikate

Auch die Preise für CO₂-Zertifikate des EU-ETS fielen Mitte März von etwa 23 EUR/Tonne auf 16 EUR/Tonne. Die Strompreise insbesondere der monatlichen Lieferungen fielen um bis zu 40 Prozent gegenüber ihren Werten zu Beginn des Jahres. Abbildung 1 zeigt die Strompreise für Monatslieferungen April, Mai, Juni und des Frontjahres 2021 von Anfang Januar 2020 bis Ende März 2020.

Abbildung 1: Preisentwicklung der Monatslieferungen April (gelb), Mai (rot), Juni (orangenfarben) und des Frontjahrs 2021 (candle sticks) für Strom im deutschen Marktgebiet (Quelle: Montel)

Die ersten Daten für den Rückgang der Nachfrage nach Strom in europäischen Ländern stehen ebenfalls schon zur Verfügung. In den am schwersten betroffenen Staaten, wie Italien, Frankreich und Spanien ging der Stromverbrauch im März um 10 bis 20 Prozent zurück (Quelle: Montel). In Deutschland liegt der Rückgang bis Ende März bei etwa vier Prozent. Abbildung 2 stellt die prozentualen Rückgänge des Stromverbrauchs in verschiedenen europäischen Ländern dar (Quelle: Montel).

Abbildung 2: Rückgang der Stromnachfrage in ausgewählten europäischen Ländern im Vergleich zur Norm in Prozent (Quelle: Energy Brainpool)

Mit knapp 50 Prozent oder 250 TWh im Jahr ist die Industrie der größte Stromverbraucher in Deutschland. Mit den Auswirkungen der Pandemie auf die globalen Lieferketten und die Nachfrage nach Gütern, sowie mit Blick auf die Auswirkungen der Finanzkrise im Jahr 2009, könnte der Strombedarf Deutschlands in diesem Jahr um etwa 10 bis 15 Prozent zurückgehen.

Längerfristige Folgen der Pandemie

 Unter den geringen Preisen fossiler Brennstoffe, insbesondere Öl und Gas, leiden vor allem die Produzenten. Viele Länder sind auf Einnahmen aus dem Verkauf dieser Energierohstoffe angewiesen. Die tiefen Preise könnten somit destabilisierende Wirkung auf exportierende Länder haben und zu geopolitischen Verschiebungen führen, sollte die Pandemie weiter anhalten oder sollte ein Shutdown der Volkswirtschaften die Hauptreaktion auf das Corona-Virus darstellen.

Ein längeranhaltender Ölpreiskrieg zwischen Saudi-Arabien und Russland verschärft das Problem tiefer Preise und geringer Staatseinnahmen für abhängige Ölproduzenten noch weiter. Eine wirtschaftliche Rezession wäre bei längerem wirtschaftlichen und sozialen Stillstand aufgrund der Pandemie kaum abzuwenden.

Auswirkungen auf die Klimabilanz

Für das Jahr 2020 wird es in Deutschland voraussichtlich zu einer stärkeren Reduktion der energiebedingten Treibhausgasemissionen kommen, als noch zu Beginn des Jahres erwartet. Somit könnte die Corona-Krise die Klimabilanz Deutschland für das Jahr 2020 retten (Quelle: Agora Energiewende).

Allerdings sollte ein solch einmalig auftretender Effekt nicht darüber hinwegtäuschen, dass für eine langfristige Reduktion der CO₂-Emissionen um 55 Prozent bis 2030 größere Anstrengungen notwendig werden. Nach vielen wirtschaftlichen Krisen stieg der CO2-Ausstoß anschließend umso stärker an.

Die derzeitige Situation könnte auch dazu führen, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien und die Investitionen in Energieeffizienz aufgrund der wirtschaftlichen Krise zurückgehen. Steht Firmen und Privatpersonen weniger Geld zur Verfügung, werden normalerweise nicht notwendige Ausgaben gekürzt. Die zurückgehende Nachfrage nach Energiedienstleistungen reizt den Ausbau erneuerbarer Energien ebenso wenig an, wie es geringe Preise fossiler Brennstoffe tun.

Stabilisation an den Energiemärkten seit Mitte März

Werden Maßnahmen gegen die Rezession durch die Politik getroffen, so sollte der Fokus auf den Klimaschutz und dementsprechend klimafreundliche Investitionen nicht verloren gehen. Es gibt jedoch auch positivere energiewirtschaftliche Daten. So haben sich die Preise an den Energiemärkten seit dem starken Fall Mitte März vorerst stabilisieren können (siehe auch Abbildung 1). Auch für die langfristigen Ölpreise gibt es zumindest mit Stand Ende März 2020 leichte Entwarnung.

Abbildung 3 stellt den Preisverlauf verschiedener Liefermonate für die Ölsorte Brent dar. Nach dem starken Fall am 9. März 2020 haben sich die Preise zumindest für die weiter in der Zukunft liegenden Kontrakte stabilisiert, und sind im Vergleich zu den Tiefständen sogar leicht angestiegen.

Abbildung 3: Entwicklung der Ölpreise für die Lieferung im Mai 2020 (candle sticks) sowie Dezember 2020 (orangenfarben), 2021 (rot), 2022 (grün) und 2023 (gelb) (Quelle: Montel)Die wirtschaftlichen Auswirkungen durch das Sars-CoV-2 sind demnach auch schon in den langfristigen Produkten eingepreist und werden immer geringer, je weiter entfernt die Lieferung des Produktes liegt. Auch wenn wir die Zukunft nicht voraussehen können, scheint es als seien die größten Kursverluste an den Energiemärkten vorerst überstanden (solange sich die Ausbreitung von COVID-19 verlangsamt).

Im zweiten Teil dieser Serie gehen wir auf die mittelfristigen Auswirkungen der derzeitigen Commoditypreis- und Stromnachfragesituation ein. Hierzu nutzen wir unser Fundamentalmodell Power2Sim für die europäischen Strommärkte und zeigen wie sich die Corona-Krise auf die Strompreise, die Merit-Order der Stromerzeugung und die Emissionen auswirkt.

Der Beitrag Zusammenhänge und Folgen der Corona-Pandemie auf die Energiemärkte erschien zuerst auf Energy BrainBlog.

Autoren: Carlos Perez Linkenheil, Calvin Triems und Christopher Troost

Nachfrage- und  Angebotseinbruch stehen sich auf den Energiemärkten gegenüber. Mit drei verschiedenen Szenarien versuchen wir, die derzeitig wirkenden Einflussfaktoren voneinander zu separieren. Anschließend bewerten die Autoren die Auswirkungen auf die Strompreise, auf Emissionen und Vermarktungserlöse erneuerbarer Energien, sowie Verschiebungen in der Merit-Order.

Im ersten Artikel dieser zweiteiligen Blogreihe haben wir bereits eine Momentaufnahme zur aktuellen Situation dargestellt. Um einen mittelfristigen Ausblick geben zu können, ist es vorab wichtig, die geschehenen Ereignisse in einen Zusammenhang zu setzen.

Negative Vorzeichen schon vor Corona

Zunächst muss festgestellt werden, dass sich bereits seit Ende 2018 ein Abkühlen des globalen Wirtschaftswachstums abzeichnet. Überlagert wurde dies zudem von einer unterdurchschnittlichen Stromnachfrage. Diese resultiert aus dem milden Winter sowie einer zuletzt starken Einspeisung der erneuerbaren Energien. Dies führte bereits in Mitte Q1/2020 zu einem negativen Druck auf die Stromnachfrage und die Commodity-Märkte. Beide Wirkungskanäle werden durch die Corona-Krise nun zusätzlich negativ beeinflusst.

Abbildung 1: Kausalität der aktuellen Strompreissituation (Quelle: Energy Brainpool)

Die Nachfrageseite ist stark betroffen

Bei den Commodity-Märkten ist die Corona-Krise vor allem auf der Nachfrageseite zu spüren. Kurzfristig ist ein starker Nachfrageschock durch harte Maßnahmen zum Stopp der Ausbreitung des Virus zu beobachten. Währenddessen spielen mittel- bis langfristig vor allem Konjunktursorgen eine entscheidende Rolle.

Zudem ist es wichtig zu erkennen, dass der starke Preisverfall auch auf eine abrupte Angebotszunahme auf dem Ölmarkt zurückzuführen ist, die auf das Scheitern der OPEC+ Verhandlungen folgte. Beide Effekte gepaart verstärkten den Kurssturz der Commodities deutlich.

Auch der EUA-Markt (European Union Allowance) erlitt einen deutlichen Einbruch der Preise, der, neben der kurzfristigen Liquiditätsbeschaffung- durch den Verkauf von CO₂-Zertifikaten, vor allem auf eine geringere Nachfrage zurückzuführen ist. Ähnlich gestaltet sich die Situation bei der Stromnachfrage. Das Herunterfahren ganzer Industrien senkt den Stromverbrauch unmittelbar. Was bedeuten die Auswirkungen der Corona-Krise für die mittelfristige Stromnachfrage? Hier steht vor allem die Frage im Raum, ob auf die Beendigung der Maßnahmen zur Eindämmung der Verbreitung des Corona-Virus eine Rezession folgt und wie schwer diese ausfällt.

Die beiden wichtigsten Kenngrößen für eine mittelfristige Strompreisprognose sind also die Preiserwartung an die Commodities und die Entwicklung der Stromnachfrage über das Jahr 2020 hinaus.

Szenarioannahmen & Methodik

Um zwischen den Effekten dieser beiden Entwicklungen differenzieren zu können, rechnen wir im Folgenden mit den drei verschiedenen Szenarien “Reference”, “Covid-19 Oil Crisis” und “Recession”.

Abbildung 2: Annahmen und Datierungen der Szenariendaten (Quelle: Energy Brainpool)

Szenario 1: Reference Case

Der “Reference Case” soll zunächst eine mögliche Situation ohne den Einfluss der Corona-Krise oder dem OPEC+ Dissens darstellen. Aufseiten der Commodities sind zwar die grundsätzlich negativen Signale einer abkühlenden Konjunktur eingepreist. Der Zeitpunkt der Ausgangssettlements liegt aber auf dem Jahresbeginn. Damit liegt er noch vor den ersten Reaktionen auf den neuartigen Virus in China – einem besonders für Kohle und Öl nicht unerheblichen Markt. Für die Stromnachfrage gehen wir über das Jahr 2020 hinaus von keiner Beeinträchtigung aus.

Szenario 2: Covid-19 – Oil Crisis

Das Szenario “Covid-19 – Oil Crisis” dient uns als Zwischenszenario, um den Einfluss des Commodity-Preisverfalls auf die Strompreise von einem anhaltenden Stromnachfragerückgang isolieren zu können. Dazu nehmen wir mit den Ausgangssettlements sowohl den durch Covid-19 resultierenden kurzzeitigen Nachfragerückgang als auch den angebotsseitigen Ölpreisschock als Folge der gescheiterten OPEC+ Verhandlungen in unser Modell auf.

Beide Effekte, sowohl die Verwerfung der OPEC+ Staaten (09.03) als auch die Deklaration der WHO der Covid-19 Ausweitung als Pandemie (13.03) sind in dem Diagramm (Verweis Verlauf Commodities) sehr gut erkennbar. Die Stromnachfrage ab 2021 lassen wir unbeeinträchtigt.

Der Bundessachverständigenrat der Wirtschaftsweisen geht in seiner ersten Einschätzung in einem Basisszenario zwar von einem starken Einbruch der Wirtschaftsleistung in diesem Jahr von -2.8 % aus, rechnet jedoch in 2021 mit einem Anstieg um +3,7 %. Übertragen wir diese Erholung auf die Stromnachfrage, kann man diesbezüglich von keiner Beeinträchtigung über das Jahr 2020 hinaus ausgehen.

Abbildung 3: Verlauf der Frontjahres-Futures normiert zum 31.12.2019 (Quelle: ICE, EEX, PEGAS)

Szenario 3: Recession

Im dritten Szenario “Recession” legen wir in unserem Fundamentalmodell Power2Sim zusätzlich zu den gefallenen Commodity-Preisen einen Rückgang der Stromnachfrage über das Jahr 2020 hinaus zugrunde. Dieses Szenario dient einer Worst-Case-Abschätzung aus aktueller Sicht, bei dem eine Rezession für die Jahre 2021 und 2022 angenommen wird.

Entscheidende Kenngrößen sind dabei die Intensität des Konjunktureinbruchs und dessen Durchschlagskraft auf die Strommärkte, die sich zum jetzigen Zeitpunkt jedoch nur schwer konkret beziffern lassen.

Im vorliegenden Recession-Szenario gehen wir in den Jahren 2021 und 2022 von einer Reduktion der Stromnachfrage aus. Dies entspricht dem Rückgang der Stromnachfrage im Jahr 2009 gegenüber der Jahre 2008 und 2007. Eine vollständige Erholung wird in diesem Szenario erst für das Jahr 2024 modelliert.

Abbildung 4: Rückgang der Stromnachfrage in ausgewählten EU-Staaten (Quelle: Energy Brainpool)

Szenarioergebnisse und Schlussfolgerungen

Die oben beschriebenen Veränderungen auf den Commodity-Märkten verändern die Reihenfolge der Kraftwerke in der Merit-Order, welche durch deren kurzfristigen Grenzkosten bestimmt wird. Abbildung 5 zeigt die Effekte anhand des fossilen deutschen Kraftwerksparkes.

Trotz des starken Verfalles der CO₂-Preise in den Szenarien “Covid-19 – Oil Crisis” und “Recession” gegenüber des “Reference”-Szenarios stehen die GuD-Kraftwerke in den aktuelleren Szenarien (Covid-19 und Recession) weiter vorne in der Merit-Order als im Szenario Reference-Case. Grund hierfür sind insbesondere die ebenfalls stark gefallenen Gaspreise und nur sehr mäßig rückläufigen Steinkohlepreise. Dies führt trotz niedriger CO2-Preise aktuell zu einem Vorteil der Gaskraftwerke in der Merit-Order.

Abbildung 5: Merit-Order-Vergleich zwischen den Szenarien “Reference” und “Covid-19-Oil-Crisis” (Quelle: Energy Brainpool)

Das in Abbildung 5 dargestellte Phänomen lässt sich auch anhand der Emissionen in den unterschiedlichen Szenarien erkennen. Durch die kurzfristig bessere Stellung der Kohlekraftwerke im Szenario “Reference-Case” wird hier in den Jahren 2021 und 2022 mehr emittiert als in den anderen beiden Szenarien.

Im Szenario “Recession” sind die Emissionen durch die verringerte Stromnachfrage am geringsten. Erst in den Jahren 2023-2025 sinken die Emissionen des Szenarios “Reference-Case” unterhalb der anderen beiden Szenarien. Die Ursache hierfür ist der aktuell am Terminmarkt ansteigende Gaspreis in den Lieferjahren 2022–2024 gegenüber dem Frontjahr. Gleichzeitig stiegen die CO₂-Preisen in denselben Jahren nur gering an.

Um die Emissionen niedrig zu halten, muss in den kommenden Jahren der CO₂-Preis deutlich gegenüber dem heutigen erwarteten Niveau ansteigen. Faktoren, die für wieder ansteigende CO₂-Preise sprechen, sind der erwartete Rebound der Industrie, die Aufhebung der aktuellen Flugbeschränkungen und die europäische Marktstabilitätsreserve. Letztere nimmt überschüssige Zertifikate aus dem Markt.

Abbildung 6: Unterschiede der Emissionen in Abhängigkeit der verschiedenen Szenarien in ausgewählten EU-Staaten (Quelle: Energy Brainpool)

Ein Blick auf die Entwicklung der Strompreise in unseren Szenarien bestätigt die zuvor angestellten Vermutungen. Sowohl im “Covid-19 – Oil Crisis”- als auch im “Recession”-Szenario ergibt sich ein deutlich geringeres Niveau der europäischen Durchschnittspreise. Besonders interessant ist dabei die relativ geringe Differenz der resultierenden Strompreise in den beiden Szenarien.

Die Verwerfung an den Commodity-Märkten führt zu einer Preisreduktion von 10,20 EUR/MWh im Jahr 2021. Ein rezessionsbedingter Einbruch der Stromnachfrage um circa 5 Prozent vergrößert die Verluste um (“nur”) 3,60 EUR/MWh. Mit dem Erholen der Stromnachfrage nähern sich die beiden Szenarien an und bewegen sich ab 2024 auf einem annähernd gleichen Niveau. Das erwartete Niveau aus dem “Reference Case” wird allerdings bis 2025 nicht erreicht.

Abbildung 7: szenariobasierte Strompreisprognose in ausgewählten EU-Staaten (Quelle. Energy Brainpool)

Die Effekte auf die Vermarktungserlöse erneuerbarer Energien folgen denen der Strompreise. Demgegenüber liegen die Vermarktungserlöse, bedingt durch die Kannibalisierungseffekte der Erneuerbaren, auf einem niedrigeren Niveau als die Baseload-Preise.

Abbildung 8: prognostizierte Vermarktungserlöse Wind in ausgewählten EU-Staaten (Quelle: Energy Brainpool)

Abbildung 9: prognostizierte Vermarktungserlöse PV in ausgewählten EU-Staaten (Quelle: Energy Brainpool)

Es lässt sich folgern, dass insbesondere der Kurssturz auf den Öl-, EUA- und Gasmärkten zu tiefgreifenden Verwerfungen an den Strommärkten führen wird. Abhängig von der Schwere und Dauer einer folgenden Rezession und dem damit verbundenen Rückgang der Stromnachfrage wird dieser Effekt dementsprechend verstärkt werden. Bezüglich der Commodity Preise ist allerdings festzuhalten, dass sich alle Kurse momentan bereits auf historischen Tiefstständen befinden, womit das Potenzial für einen Aufschwung in den nächsten Monaten und Jahren deutlich höher liegt als für einen weiteren Preisverfall.

Weitere Details finden Sie in unseren Energy BrainReports. Eine allgemeine Einordnung der Entwicklung der Corona-Pandemie finden Sie im ersten Teil der Blogreihe.

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EE-Ausschreibungen und Ausbauhemmnisse

Sowohl für Onshore-Wind als auch PV veröffentlichte die Bundesnetzagentur die Ergebnisse der Ausschreibungstermine vom 1. März 2020 (Quelle: Bundesnetzagentur). Nur die Hälfte der ausgeschriebenen Leistung wurde bei Wind an Land wahrgenommen. Das heißt konkret, das nur 150 MW anstatt 300 MW bezuschlagt wurden. Die Unterdeckung der Ausschreibungen für Windenergie setzte sich somit fort (Quelle: Montel). Bei der Photovoltaik stieg der durchschnittliche Zuschlagswert leicht an, wie Abbildung 1 darstellt.

Aufgrund der Pandemie von COVID-19 hat die Bundesnetzagentur festgelegt, dass Ausschreibungstermine zwar weiterhin stattfinden werden. Allerdings werden nicht mehr alle Ergebnisse online verfügbar gemacht, da sonst die Realisierungsfristen beginnen. Für bereits bezuschlagte Gebote kann die Verlängerung der Realisierungsfrist für die Projekte auf Antrag verlängert werden.

Abbildung 1: durchschnittliche Zuschlagswerte für Ausschreibungen von Onshore-Windkraft und Solar in Deutschland in 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

Trotz der Forderungen aus Branche und Verbänden haben sich die politischen Entscheidungsträger noch nicht für die Abschaffung des 52 GW-Deckels für PV-Anlagen unter 750 kW oder die Mindestabstände für Onshore-Windkraftanlagen einigen können. Am 12. März 2020 sollte ein Bund-Länder-Treffen im Kanzleramt einen Durchbruch erreichen. Solange sich die Regierung nicht auf die Abstandsregeln für Onshore-Windenergie-Anlagen einigen kann, liegt auch die Abschaffung des Ausbaudeckels für Solar auf Eis (Quelle: PV Magazine).

Forderungen der Bundesländer

Insbesondere die Bundesländer fordern die Abschaffung des 52 GW-Deckels. Darüber hinaus wollen sie auch mehr Planungsfreiräume im Bezug auf den vorgeschlagenen Mindestabstand von 1000 Metern zwischen Siedlungen und neuen Windparks (Quelle: Erneuerbare Energien). Ein entsprechender EEG-Änderungsentwurf wurde schon im Herbst 2019 vom Bundesrat an die Bundesregierung übermittelt.

Da sich CDU und SPD aber nicht auf Regelungen zu den Windkraft-Mindestabständen einigen können, bleibt die PV noch immer in „Geiselhaft“. Deutliche Worte fand auch Vorstandschef von Naturstrom, Thomas Banning: „Die Große Koalition ist energiepolitisch nicht arbeitsfähig.“ (Quelle: PV Magazine).

Die Situation rund um die Ausbreitung des Virus Sars-CoV-2 bindet derzeit alle Ressourcen. Deshalb ist in den wichtigen Fragen zum Ausbau der erneuerbaren Energien in den kommenden Wochen mit keinem weiteren Durchbruch zu rechnen.

Positive Entwicklung des Speichermarktes in 2019

Der Bundesverband Energiespeicher legte Mitte März die Branchenzahlen für das vergangene Jahr vor. Die Analyse zeigte, dass alle Speichertechnologien kontinuierlich wuchsen. Mit über 13.000 Beschäftigten und einem Umsatz von 5,5 Mrd. EUR steigerte sich das Marktwachstum im Vergleich zu 2018 um 10 Prozent (Quelle: BVES).

So stieg insbesondere die Anzahl der Stromspeicher in Industrie und Gewerbe an. Hier werden Speicher für unterbrechungsfreie Stromversorgung, Spitzenlastmanagement, der Optimierung von Produktionsprozessen oder die Sektorkopplung eingesetzt. 87 Prozent des Umsatzes von größeren Speichersystemen gehen auf Industrie und Gewerbe zurück. Die verbleibenden Investitionen werden entweder von Netzbetreibern oder Energieversorgungsunternehmen getätigt.

Die installierte Leistung von Heimspeichern stieg im vergangenen Jahr um 50 Prozent auf 680 MW. Bei 182.000 Heimspeichersystemen, die bis Ende 2019 in Deutschland installiert waren, bedeutet dies eine durchschnittliche Größe von 3.75 kW (Quelle: PV Magazine).

Abbildung 2 stellt die kumulierte Leistung von Heimspeichern und Großspeichern zur Netzstabilisierung von 2015 bis Ende 2020 (Schätzung) dar. Der BVES geht davon aus, dass das Heimspeichersegement in den kommenden Jahren noch stärker wachsen wird.

Abbildung 2: kumulierte Leistung von Batteriespeichern in Deutschland 2015 bis 2019, Schätzung für 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

Die globalen Auswirkungen der Corona-Pandemie

Energie ist für alle wirtschaftlichen Vorgänge notwendig. Mit der globalen Verbreitung von Sars-CoV-2 und den teilweise drastischen Maßnahmen in den betroffenen Ländern ist eine weltweite Rezession und somit ein Rückgang der Nachfrage nach Energie in verschiedenen Formen sehr wahrscheinlich. Die ersten Reaktionen der globalen aber auch nationalen Energiemärkte deuten ebenfalls auf eine geringere Nachfrage und somit niedrigen Preisen hin. Lesen sie hierzu auch unsere Serie zu den Auswirkungen der Corona-Krise auf die Energiemärkte.

So erlebte der Ölpreis am 9. März 2020 seinen tiefsten Fall seit Ausbruch des Golfkriegs 1991. Sowohl der Rückgang der Nachfrage aufgrund Reiseeinschränkungen, als auch die Ausweitung der Förderung Saudi-Arabiens führten zu dieser starken Kurskorrektur. Mit der höheren Förderung von Öl will Saudi-Arabien Marktanteile halten oder hinzugewinnen, und Ölproduzenten mit höheren Kosten, wie etwa die Schieferölindustrie der USA, oder auch Russland aus dem Markt drängen.

Die Nachfrage nach Öl könnte aufgrund des wirtschaftlichen Einbruchs in diesem Jahr voraussichtlich das erste Mal seit dem Jahr 2009 schrumpfen (Quelle: Montel). Die Ölpreise fielen von über 50 USD/Barrel Anfang März um knapp 50 Prozent auf 27 USD/Barrel Mitte März, um sich bis Ende des Monats zumindest für weiter in der Zukunft liegende Kontrakte leicht zu stabilisieren.

Was bedeutet die Corona-Pandemie für den deutschen Strommarkt?

Auch das deutsche Stromjahr für 2021 fiel auf ein Zweijahrestief von 34 EUR/MWh. Insbesondere der dramatische Fall der Preise für CO₂-Zertifikate um 40 Prozent oder fast 10 EUR/Tonne im Vergleich zu Anfang März war hierfür ausschlaggebend. In Abbildung 3 sind die Preisentwicklungen von Strom, CO₂ und Öl für den Zeitraum Anfang Januar bis Ende März 2020 zu sehen.

Abbildung 3: relative Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland (candel sticks), der CO2-Zertifikate mit Fälligkeit Dezember 2020 (orangenfarbene Linie), sowie der Ölpreise für Dezember 2020 (rote Linie) seit Beginn 2020 (Quelle: Montel)

Die tiefen Preise auf den Commodity-Märkten deuten darauf hin, dass ein wirtschaftlicher Abschwung für das Jahr 2020 zumindest auf der Energieseite der Wirtschaft schon eingepreist wurde. Falls die Maßnahmen gegen die Ausbreitung des neuen Corona-Virus Wirkung zeigen, könnte sich der Preisverfall verlangsamen und wieder umkehren. Aufgrund der geringen wirtschaftlichen Aktivität würde Deutschland laut Agora Energiewende wohl das Klimaziel für 2020 erreichen (Quelle: Montel).

Konkrete Folgen am Kurzfristmarkt

Am Kurzfristmarkt kam es zu abwechselnden Perioden von viel und wenig Wind, was sich ebenfalls auf die Day-Ahead-Preise auswirkte. Aufgrund der Pandemie von Sars-CoV-2 ging die deutsche Stromnachfrage mit drei bis fünf Prozent weniger stark zurück als es der Fall in Italien (-22 %), Frankreich (-17 %) und Spanien (-11 %) der Fall ist (Quelle: Montel).

Abbildung 4 zeigt die Stromerzeugung nach Energieträger in Deutschland im März 2020. Die sehr geringe Erzeugung aus Steinkohlekraftwerken im März 2020 und die während des Monats steigende Erzeugung der Solarenergie aufgrund des Jahreszeitenwechsels ist offensichtlich.

Abbildung 4: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im März 2020 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

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Was führt momentan zu diesen Preisturbulenzen und warum sind einige europäische Länder stärker betroffen als andere?

Bestandsaufnahme der aktuellen Preissituation

Blickt man auf die Ergebnisse der deutschen Day-Ahead-Auktionen an der Strombörse EPEX Spot, lässt sich schnell ein außergewöhnlich niedriges Preisniveau feststellen. Nachdem die Preise für Sonntag, den 15. März 2020 deutlich in den negativen Bereich sanken, entwickelte sich dies zu einer wöchentlichen Routine. Diese wiederholte sich am dritten Aprilwochenende zum sechsten Mal in Folge.

Somit weist das laufende Jahr 2020 bereits 168 Stunden mit negativen Preisen auf (Stand 21.04.2020). Im  gesamten Kalenderjahr 2019 waren es 211 – ein bisheriger Rekord. Der April lieferte bisher zudem deutlich mehr Stunden mit Settlement-Preisen unter 0 EUR/MWh (40) als über 40 EUR/MWh (12).

Abbildung 1: Settlement-Preise Day-Ahead-Auktionen EPEX Spot in der Bieterzone DE-LU, Quelle: EPEX SPOT, ENTSO-E

Wie sich aus Abbildung 1 entnehmen lässt, stechen die Preisentwicklungen zwischen dem 19. und 21. April besonders heraus. Der Preis für eine Baseload-Lieferung Strom am Dienstag, den 21. März 2020, sank dabei auf -16,15 EUR/MWh. Damit ergab sich das erste Mal überhaupt ein negativer Preisschnitt für einen Werktag [1]. In der Peakload-Zeit von 14 bis 17 Uhr lagen die Preise durchgehend unter -80 EUR/MWh.

Ein Blick auf die europäischen Nachbarn in Abbildung 2 zeigt ein ähnliches Bild, wirft jedoch auch Fragen auf. Es bestätigt sich zwar ein sehr niedriges Strompreisniveau – in allen Bieterzonen traten negative Preise auf.

Die Anzahl und Intensität dieser Stunden, sowie der resultierende Durchschnittspreis sind allerdings ungleich verteilt. Letzterer lag in Deutschland mindestens 20 EUR/MWh unter dem der Nachbarländer. Einzig Belgien stellt eine Ausnahme dar und ähnelt stark den deutschen Werten.

Abbildung 2: Day-Ahead-Auktionsergebnisse Montag 20.04.2012 EPEX Spot in jeweiliger Gebotszone, Quelle: EPEX Spot

Um sich den großen Unterschied zwischen den einzelnen Ländern zu erklären, ist es wichtig, zu verstehen, wo die Gründe für das allgemein niedrige Preisniveau liegen. Dabei hilft die Betrachtung der altbekannten Faktoren der Preisbildung: Angebot und Nachfrage.

Nachfragerückgang und erneuerbares Rekordangebot stehen sich gegenüber

Mittlerweile ist bekannt, dass die Maßnahmen zur Begrenzung der Coronavirus-Pandemie zu einem europaweiten Rückgang der Stromnachfrage geführt haben. Besonders das temporäre Herunterfahren ganzer Industrieketten, beispielsweise der Autoindustrie, hat einen merklich niedrigeren Stromverbrauch zur Folge.

Wie Daten von ENTSO-E Transparency zeigen, lag die durchschnittliche tatsächliche Last in den ersten 19 Tagen des Aprils 2020 mit 49.476 MW 13 Prozent unter dem Wert des Vorjahreszeitraums. Allerdings muss dabei bemerkt werden, dass der April 2020 bis dahin zwei Wochenenden und einen Feiertag mehr zählt als der April 2019.

Außerdem liegt die Durchschnittstemperatur des laufenden Monates etwas höher. Vergleicht man allerdings nur Werktage, so liegt der Durchschnitt immer noch 10,5 Prozent unter dem Vorjahreswert.
Daher sorgt also besonders die Nachfrageseite für ein grundsätzlich gedämpftes Strompreisniveau, welches uns seit Mitte März begleitet. Hinzu kommen außerdem niedrige Grenzkosten der konventionellen Kraftwerke durch den starken Preisverfall an den Commodity- und Emissionsmärkten.

Was passiert auf der Angebotsseite?

Auf der Angebotsseite hingegen finden wir die Gründe für den zeitweise extremen Preisverfall, insbesondere in den letzten Tagen. Eine besondere Wetterkonstellation liefert derzeit eine ungewöhnlich hohe Anzahl Sonnenstunden [2].

In fast allen Teilen Deutschlands summierten sich im April bereits über 200 Stunden an Sonnenscheindauer auf. Das ist weit mehr als im Durchschnitt [3]. In den Tagen vom 19. bis zum 21. April ließ sich außerdem eine starke Windleistung feststellen.

So kam es auf den Strommärkten zu einem außergewöhnlichen Ereignis: eine deutlich überdurchschnittliche Einspeisung der Solar- und Windkraftwerke und zwar gleichzeitig. Wie stark diese Einspeisung ausfiel, lässt sich Abbildung 3 entnehmen.

Die gemeinsame Leistung von Solar- und Wind-Onshore-Anlagen wurde zum Zeitpunkt der Day-Ahead-Auktion für den 21. April in der Spitze auf knapp 57,9 GW prognostiziert. Damit lag sie deutlich über den vier Spitzentagen im Jahr 2019, welche zum Vergleich angelegt sind.

Abbildung 3: gemeinsame Leistungswerte Wind onshore & Solar. Für den jeweiligen Tag ist der Maximalwert angegeben. Quelle: ENTSO-E Transparency

Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass die schwache Binnennachfrage, gemeinsam mit den geringen Grenzkosten der konventionellen Kraftwerke den Grundstein für das niedrige Preisniveau legt. Eine zeitweise rekordverdächtige erneuerbare Einspeisung ermöglicht es, den Strompreis in ungeahnte Tiefen zu drücken.

Erneuerbare Kapazität und konventionelle Flexibilität: Wie sich die Differenzen zwischen den europäischen Preisen erklären lassen

Kommt man auf die deutlichen Unterschiede der Strompreise auf den europäischen Märkten zurück, spielen die gerade angeführten Angebots- und Nachfrageeffekte eine relevante Rolle. Der Rückgang der Nachfrage gestaltet sich in jedem Land unterschiedlich. Dies ist abhängig von der Härte der „Shutdown“-Maßnahmen und dem Anteil des Industriestromverbrauchs an der Gesamtnachfrage.

Auch die Wettersituation ist sicher nicht überall exakt gleich. Doch um die Unterschiede von über 20 EUR/MWh für den Durchschnittspreis zu erklären, sind noch zwei weitere Faktoren von Bedeutung: der Anteil der Erneuerbare-Energie-Anlagen im Kraftwerkspark und die Flexibilität seiner konventionellen Kraftwerke.

Herrschen perfekte Bedingungen für die Energiegewinnung von Wind- und Solarstrom, stellt sich im Folgenden die Frage inwiefern diese genutzt werden können. Ein maßgeblicher Faktor dabei ist die Größe des erneuerbaren Kraftwerksparks, der den jeweiligen Ländern zur Verfügung steht.

Diese ist in Abbildung 4 als relativer Anteil der installierten Gesamtkapazität im Jahr 2020 zu entnehmen.

Quelle: ENTSO-E, Schweizer Bundesamt für Energie

Der Abgleich der installierten erneuerbaren Leistung mit den erreichten Preisen am 21. April 2020 legt den Verdacht nahe, dass Länder die besonders von der Wetterlage in Form von Elektrizitätsgewinnung profitieren konnten, auch vermehrt negative Strompreise aufwiesen.

Setzen wir die erzeugte Energiemenge aus erneuerbaren Energien ins Verhältnis zur nachgefragten Energiemenge, wird dieser Zusammenhang noch klarer. Vor allem Deutschland und Belgien, welche beide extrem negative Preise aufwiesen, stechen klar hervor.

Abbildung 5: relative Deckung der nachgefragten Energiemenge durch Wind onshore, Wind offshore und Solar am 21.04.2020, Quelle: ENTSO-E Transparency

Der zweite Faktor, welcher die Preisbildung bei einer starken erneuerbaren Einspeisung beeinflusst, ist die Fähigkeit der konventionellen Kraftwerke kurzfristig auf ein Preisniveau unterhalb ihrer Grenzkosten zu reagieren.

Während Gaskraftwerke dies beispielsweise sehr gut können, ist ein Herunterfahren oder gar Abschalten von Kernkraftwerken ein langwieriger und kostenintensiver Prozess.

Abbildung 6: Auslastung konventioneller Kraftwerke relativ zum bisherigen Maximalwert 2020. Mögliche Kraftwerksausfälle oder Wartungen sind nicht beachtet; Day-Ahead Strompreise EPEX SPOT Bieterzone DE-LU am 21.04.2020, Quelle: ENTSO-E Transparency, EPEX SPOT

Wie Abbildung 6 zeigt, konnten die Kernkraftwerke nur schwach auf die negativen Preise am 21. April reagieren. Steinkohle- und Gaskraftwerke jedoch reduzierten ihre Leistung um 14 Uhr auf jeweils knapp 10 Prozent. In Anbetracht der Tatsache, dass Kernkraft nur noch 15 Prozent der gemeinsamen konventionellen Kapazität darstellt und die konventionellen Kraftwerke schon um 18 Uhr eine Residuallast von 14,2 GW decken mussten (Biomasse und Wasserkraft nicht beachtet), ist davon auszugehen, dass bezüglich der Flexibilität tatsächlich an einem Minimum gearbeitet wurde.

Entwicklungen in EU-Nachbarländern

Die extreme Rigidität der Kernkraftwerke belastete andere Länder deutlich. In Belgien beispielsweise liegt der Anteil der Nuklearkapazität am gesamten Kraftwerkspark immer noch bei 24,8 Prozent. Im Verhältnis zu den konventionellen Kraftwerken decken Kernkraftwerke sogar 45 Prozent der vorhandenen Kapazität ab. Dies liefert eine Erklärung dafür, warum die Strompreise sich in Belgien trotz 30 Prozent weniger erneuerbarem Strom im Netz, auf gleichem oder niedrigerem Niveau als in Deutschland bewegten.

In den weiteren Nachbarländern scheint die erneuerbare Energiemenge am 21. April 2020 nicht groß genug gewesen zu sein, um den Strompreis auf ein Niveau wie in Deutschland oder Belgien zu senken. Trotzdem wies Frankreich, mit einem nuklearen Kapazitätsanteil von knapp 50 Prozent, sechs negative Stundenpreise auf. Und das, obwohl die erneuerbare Energiemenge an diesem Tag nur 13 Prozent der Nachfrage deckte.

Schlussfolgerung

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass in Deutschland die hohe erneuerbare Erzeugungsleistung einen größeren Anteil am extremen Preisrutsch hatte, als die mangelnde Flexibilität. Erneuerbare Einspeiserekorde sind grundsätzlich ein gutes Zeichen für die Umweltverträglichkeit des Energiesystems.

Auf einen so hohen Anteil erneuerbarer Stromerzeugung ist das Energiesystem heute aber noch nicht eingestellt. Die in Reaktion darauf negativen Strompreise bilden für konventionelle Kraftwerke keine langfristig nachhaltige Erlösgrundlage, wenn sie anhalten. Für Strom aus geförderten erneuerbaren Energien ist diese Entwicklung weniger bedrohlich. Das gegenwärtige Fördermodell gleicht die Mindereinnahmen bei der Vermarktung aus.

Aber durch den Förderausfall gemäß 6-Stunden-Regelung (§ 51 EEG) und durch den Wegfall der Förderung für EEG-Altanlagen ab 2021 hat diese Versicherung gegen einen Preisverfall auch für EEG-Anlagenbetreiber ernst zu nehmende Risse bekommen.

Es ist wichtig festzustellen, dass die aktuelle Situation eine Ausnahmesituation ist– sowohl auf der Angebots- als auch auf der Nachfrageseite. Sobald der Stromverbrauch auf ein normales Niveau zurückkehrt, sollten negative Baseload-Preise vorerst außer Reichweite sein. Vielleicht blicken wir in zehn Jahren auf diese Zeit zurück und sagen: “Da haben wir es das erste Mal so richtig gesehen”.

Was sind die Trends der Strompreisentwicklung? Erfahren Sie dazu mehr in unserem Live-Online-Training am 13. Mai 2020.

Quellen:

[1]: https://www.montelnews.com/News/Story.aspx?id=1107443&highlightCsv

[2]: https://www.dwd.de/DE/wetter/thema_des_tages/2020/4/17.html;jsessionid=BB51152320ABE149812C7E115F81BF38.live21074

[3]: https://www.wetterkontor.de/de/wetter/deutschland/monatswerte.asp

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Corona und die Energiewirtschaft

Im Mai 2020 haben einige Länder die Ausgangsbeschränkungen wegen der Covid-19-Pandemie wieder gelockert. Dies wirkt sich auch auf den Energieverbrauch aus. So sehen manche Netzbetreiber, wie etwa Westnetz, Tendenzen für eine Rückkehr zur Normalität (Quelle: Montel).

Allerdings bedeutet dies nicht unbedingt ein Zurückschnellen der Stromnachfrage auf das Niveau vor der Pandemie. RWE rechnet in diesem Jahr mit einem Rückgang der Stromnachfrage in Deutschland, Benelux und Großbritannien von 5 bis 6 Prozent (Quelle: Montel).

Ebenfalls stark verändert hat sich der zeitliche Verlauf der Stromnachfrage, insbesondere der Peak-Zeiträume. So ist laut Aussagen von Händlern nur noch an den drei mittleren Arbeitstagen der Woche eine klare Base-Peak-Nachfragekurve auszumachen. An Montagen und Freitagen steht die Stromnachfrage allerdings eher auf dem Niveau des Wochenendes ohne klare Unterteilung der Preise und der Nachfrage in Base und Peak-Zeiträume (Quelle: Montel).

Die CO₂-Emissionen haben sich aufgrund der Lockdown-Einschränkungen in den vergangen zwei Monaten stark reduziert. Währenddessen hat die geringere Nachfrage die Preise am kurzfristigen Strommarkt gedrückt. Demzufolge könnte die EEG-Umlage für das Jahr 2021, welche kurz gesagt die Differenz zwischen Markterlös und Förderhöhe erneuerbarer Energien darstellt, um 1 bis 2 ct/kWh steigen. Dies würde die Umlage von heute 6,76 ct/kWh auf bis zu 8,6 ct/kWh ansteigen lassen (Quelle: Agora Energiewende).

Was passierte auf dem Öl-Markt?

Auch die Internationale Energieagentur (IEA) sieht in den Lockerungen des Lockdowns positive Signale für die Nachfrage nach Öl. Auch wenn die globale Ölnachfrage im Jahr 2020 wohl um rekordmäßige 8,6 Mio. Barrel/Tag zurückgeht, ist dies weniger als die vorherige Einschätzung der IEA von 9,3 Mio. Barrel/Tag (Quelle: Montel).

Ebenso geht die OPEC von einem Rückgang der Nachfrage von etwa 9 Mio. Barrel/Tag oder knapp zehn Prozent aus (Quelle: Marketwatch). Die IEA spricht ebenfalls davon, dass die Investitionen in Energie über alle Bereiche, inklusive der erneuerbaren Energien, im Jahr 2020 um 10 bis 50 Prozent einbrechen werden (Quelle: Montel, PV Magazine).

All dies macht deutlich, dass die Auswirkungen von Corona auf die Energiewirtschaft trotz der leicht positiveren Ausblicke immer noch drastisch sind.

Photovoltaik räumt ab

In der technologieüberschreitenden Ausschreibung über 200 MW vom 1. April 2020 hat die Bundesnetzagentur 30 PV-Projekte bezuschlagt (Quelle: Bundesnetzagentur). Insgesamt wurden 113 Gebote mit einer Leistung von über 550 MW eingereicht.

Allerdings ging kein einziges Projekt mit einer Windenergieanlage in die Ausschreibung. Mit einem mittleren Zuschlagspreis von 5,33 ct/kWh lag dieser Wert um 0,15 ct/kWh über dem Durchschnittswert für die technologiespezifische Solarausschreibung im März 2020 (Quelle: Erneuerbare Energien).

Abbildung 1 stellt die Ausschreibungsergebnisse für PV seit Beginn 2019 dar. Die Abbildung zeigt ebenfalls die Ergebnisse der technologieüberschreitenden Ausschreibungen in diesem Zeitraum, da in allen Fällen nur PV-Projekte bezuschlagt wurden.

Abbildung 1: Ergebnisse der technologieübergreifenden (grau) und PV-Ausschreibungen (rot) in Deutschland seit 2019 (Quelle: Energy Brainpool).

Wichtige energiepolitische Einigungen: Windkraftabstände und PV-Deckel

Man hätte es fast nicht mehr für möglich gehalten: Die Bundesregierung hat sich auf eine Regelung für die Mindestabstände von Windrädern an Land und für die Abschaffung des GW-Deckels für die PV geeinigt (Quelle: PV Magazine).

Die Bundesländer haben es nun selbst in der Hand, ob sie einen Mindestabstand von 1000 Meter zwischen Siedlungen und Windrädern verordnen oder nicht (Quelle: Solarserver). Dazu soll eine Länderöffnungsklausel im Baugesetzbuch verankert werden. Bestehende strengere Regelungen, wie etwa in Bayern, sollen davon nicht betroffen sein.

Am 15. Mai 2020 passierte eine Mini-EEG-Novelle den Bundesrat. Diese enthielt die oben genannten Entschlüsse allerdings noch nicht, sondern strich vor allem die immissionschutzrechtlichen Privilegien von Bürgerenergiegesellschaften bei deren Teilnahme an Ausschreibungen für Wind an Land (Quelle: PV Magazine).

Ein detaillierter Zeitplan für eine größere EEG-Novelle, welche die Streichung des 52-GW-Deckels oder sogar die Anhebung der Ausbauzahlen für erneuerbare Energien zur Erreichung der energie- und klimapolitischen Ziele für das Jahr 2030 enthalten könnte, existiert jedoch noch nicht.

Das Bundeskabinett hat ebenfalls die schon im Dezember 2019 festgelegten höheren CO₂-Preise und die Nutzung dieser Einnahmen für die Senkung der EEG-Umlage beschlossen. Der nationale Emissionshandel wird im Jahr 2021 mit einem fixen CO₂-Preis von 25 EUR/Tonne starten und bis 2026 auf 55 bis 65 EUR/Tonne ansteigen. Die Einnahmen aus dem Verkauf der Emissionsrechte sollen ab dem 1. Januar 2021 dazu genutzt werden, die EEG-Umlage zu senken (Quelle: PV Magazine).

Terminmarkt stabil

 Seit Beginn der Corona-Pandemie war der Terminmarkt großer Unsicherheit ausgesetzt. Die Ausbreitung des Virus und vor allem Reaktionen, wie Ausgangssperren und Lockdowns in vielen Ländern, brachte die Weltwirtschaft zum Stehen. Seit Mitte Mai weisen einige Indikatoren jedoch auf leicht steigende Nachfrage und Preise, zumindest jedoch auf Stabilität hin.

Die Ölpreise haben sich auf einem Niveau von etwa 35 EUR/Barrel eingependelt. Ein Großteil dieser Preisstabilität resultiert allerdings weniger auf einer sich wieder normalisierenden Nachfrage. Im Gegenteil – die Stabilität beruht vor allem auf der Effektivität der Fördereinschränkungen, auf welche sich führende Ölproduzenten geeinigt haben (Quelle: Montel).

Im Strommarkt haben steigende CO₂-Preise Ende Mai für ein Fünf-Wochenhoch von über 22 EUR/Tonne gesorgt, während sich der Preiskanal generell zwischen 19 und 21 EUR/Tonne befand (Quelle: Montel).

Ähnlich hat sich auch der Jahreskontrakt für Strom im deutschen Marktgebiet entwickelt. Er stieg seit Mitte März um neun Prozent an und lag Ende Mai bei knapp unter 37 EUR/MWh. Allein die Entwicklung bei Kohle und Gas sind negativ.

Abbildung 2 zeigt die Preisentwicklungen des Frontjahres Strom Deutschland, sowie für CO₂-Zertifikate, Öl und Kohle. Preissteigerungen sind ebenfalls bei den CO₂-Zertifikaten (36 Prozent) und bei Öl (7 Prozent) ersichtlich.

Abbildung 2: relative Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate (orangenfarben), des Brent Ölkontrakts für Dezember 2020 (rot) und des Frontjahrs für Kohle (grün) von Mitte März bis Ende Mai 2020 (Quelle: Montel).

Day-Ahead-Preise auf Rekordtief

Am Kurzfristmarkt liegen die Strompreise jedoch auf Rekordtiefs. Gegenüber dem Vorjahr reduzierten sich die deutschen Day-Ahead-Preise um 42 Prozent und mittelten seit Anfang 2020 bei 23 EUR/MWh (Quelle: Montel). Im Mai 2020 wechselten sich Phasen mit geringer und hoher Windeinspeisung im fast wöchentlichen Verlauf ab.

Demgegenüber lag die Erzeugung der PV durchgehend auf hohem Niveau. Die Erzeugung in Gaskraftwerken nimmt im Vergleich zur Kohle eine immer größere Rolle ein. Abbildung 3 verdeutlicht die Stromerzeugung nach Technologie und die Day-Ahead-Preise im deutschen Strommarkt im Mai 2020.

Abbildung 3: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Mai 2020 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

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Berlin, 6. Juli 2020

Ab sofort erhalten die über 40.000 Leserinnen und Leser der führenden Energiefachzeitschrift „Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK) neben der monatlichen redaktionellen Expertise in der gedruckten Zeitung sowie dem täglichen digitalen „ZfK Morning Briefing“ zusätzliche Energiemarkt-Informationen. Konkret handelt es sich um die aktuellen Futurepreise der Commodities Strom, Gas, Öl und Kohle. Außerdem werden die Ergebnisse der stündlichen Day-Ahead-Auktion für Strom in Deutschland sowie die stündlichen Erzeugungen durch Wind und PV in Deutschland zur Verfügung gestellt.

„Durch die Kooperation mit dem Berliner Datenspezialisten Energy Brainpool können wir unseren Abonnenten ab sofort wichtige Daten aus dem Energiemarkt zur Verfügung stellen“, so Verlagsgeschäftsführer Carsten Wagner. „Mit unserem neuen ZfK-Datenraum runden wir die hohe inhaltliche Kompetenz unserer Redaktion mit Basisdaten von den Börsen ab. Dieser neue Service ist für unsere ZfK+ und ZfK-Print-Abonnenten kostenlos.“

Tobias Federico, Gründer und Geschäftsführer von Energy Brainpool sagt: ,,Wir freuen uns sehr, mit der Zeitung für kommunale Wirtschaft als der führenden Fachzeitschrift in Deutschland zusammenzuarbeiten.“ Aus der Kooperation ergeben sich, so Federico weiter „vielversprechende Synergiepotentiale, vor allem im Hinblick auf die gemeinsame Zielgruppe.“

Das neue Angebot steht unter www.zfk.de/datenraum zur Verfügung.

Über den VKU Verlag

Als Verlagshaus des VKU versorgen wir die kommunale Wirtschaft in Deutschland mit allen relevanten Informationen rund um die Themen Energiewirtschaft, Wasser/Abwasser, Abfallwirtschaft; Breitband oder Mobilität. Unser Plus: Journalistisches Können gepaart mit einem direkten Zugang zu 1.400 kommunalen Unternehmen in Deutschland. Wir bieten breites Branchen-Know-how und überzeugen durch hohe Qualitätsansprüche. Das Flaggschiff des Verlages ist die Zeitung für kommunale Wirtschaft (ZfK), die mehr als 40.000 Leserinnen und Leser gedruckt erreicht und mit dem „ZfK-Morning Briefing“ jeden Morgen rund 24.000 Abonnentinnen und Abonnenten unabhängig mit Branchennews versorgt.

Mehr Informationen: https://www.vku.de

Über Energy Brainpool

Die Energy Brainpool GmbH & Co. KG bietet unabhängige Energiemarkt-Expertise mit Fokus auf den Strom- und Energiehandel in Deutschland und Europa. 2003 gründete Tobias Federico das Unternehmen mit einer der ersten Spotpreisprognosen am Markt. Heute umfasst das Angebot Fundamental-modellierungen der Strompreise mit der Software Power2Sim ebenso wie die Analyse, Prognose und Modellierung der Energiemärkte und -preise, Strompreisszenarien, wissenschaftliche praxisnahe Studien, individuelle Beratungsangebote sowie Experten-Schulungen und Trainings für die Energiebranche (seit 2008). Das Unternehmen verbindet Wissen und Kompetenz rund um Geschäftsmodelle, Digitalisierung, Handels-, Beschaffungs- und Risikomanagement mit langjähriger Praxiserfahrung im Bereich der steuerbaren und fluktuierenden Energien.

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Ausschreibung: Überdeckung bei PV, Unterdeckung bei Wind

Die Ergebnisse der Ausschreibungen für PV und Wind vom Juni 2020 sind nun veröffentlicht. Sie deuten immer noch auf eine strukturelle Ungleichheit zwischen PV und Wind hin (Quelle: Bundesnetzagentur). Während die Ausschreibung von PV um das Vierfache überdeckt war, konnte die Bundesnetzagentur bei der Windausschreibung nur 60 Prozent der ausgeschriebenen Leistung an Projekte vergeben.

Bei der PV wurden insgesamt Gebote in Höhe von fast 450 MW eingereicht, während die ausgeschriebene Menge bei nur 100 MW lag. Die Höhe der durchschnittlichen Vergütung für die PV lag in der Juni-Ausschreibung bei 5,27 ct/kWh und stieg gegenüber den vorherigen PV-Ausschreibungen im Februar und März 2020 leicht an.

Die Ausschreibung für Windenergie an Land war wie schon seit Ende 2018 unterdeckt (Quelle: Erneuerbare Energien). Konkret hatten die eingereichten Projekte ein Volumen von fast 470 MW, während die ausgeschriebene Menge bei 825 MW lag. Gegenüber den vorherigen Ausschreibungen im Jahr 2020 blieb die durchschnittliche Vergütung für Wind an Land jedoch relativ konstant und erreichte 6,14 ct/kWh.

Abbildung 1 zeigt die Ergebnisse der Ausschreibungen für PV und Wind an Land seit Beginn 2020. In der gemeinsamen Ausschreibung vom April 2020 wurde die gesamte Leistung an PV-Anlagen vergeben.

Abbildung 1: durchschnittliche Zuschlagswerte für Ausschreibungen PV und Wind an Land in Deutschland in 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

Corona katalysiert Veränderungen

Der Stromverbrauch in Europa liegt weiterhin unter der Norm. Ende Juni 2020 lag der gemittelte Verbrauch in zehn ausgewählten Ländern acht Prozentpunkte unter Normalniveau. Dies bedeutet jedoch auch eine Erholung des Verbrauchs vom Tiefpunkt Ende März. Zu diesem Zeitpunkt brach die Stromnachfrage in der EU um 15 Prozent ein (Quelle: Montel).

In jedem Fall hat die Corona-Pandemie einiges am Energiemarkt durcheinandergebracht. Nicht zuletzt reagierte auch die Politik und brachte eine Reihe von gesetzlichen Änderungen und Neuerungen auf den Weg. In unserem Artikel  zum Corona-Konjunkturpaket sind einige der energiewirtschaftlichen Änderungen detailliert beschrieben. Zusammenfassend gesagt: Die Bundesregierung hat die Offshore-Ausbauziele angehoben, die EGG-Umlage begrenzt, die E-Mobilität stärker gefördert und die Wasserstoffstrategie nimmt Form an.

Weitere Änderungen, die im Laufe des Juni 2020 bekannt wurden, sind die finale Abschaffung des PV-Deckels, die Verabschiedung der Nationalen Wasserstoffstrategie (Quelle: PV Magazine) und die Änderungen zum Gesetzesentwurf zum Strukturstärkungsgesetz für den Kohleausstieg.

Mit dem Gebäudeenergiegesetz, welches am 3. Juli 2020 vom Bundesrat angenommen wurde, wird der Absatz des PV-Deckels aus dem EEG gestrichen. Damit ist nach langem Hin und Her endlich klar, dass PV-Anlagen bis 750 kW weiterhin eine Einspeisevergütung erhalten, auch wenn die Marke von 52 GW an installierter PV-Leistung in Deutschland erreicht wird (Quelle: PV Magazine).

Am 3. Juli lagen auch die beiden Gesetze zum Kohleausstieg auf der Agenda des Bundestages (Quelle: PV Magazine). Sie wurden in den jetzigen Fassungen beschlossen und sind auch durch den Bundesrat bestätigt worden (Quelle: Montel).

Preise zeigen nach oben

Der Juni 2020 brachte eine positive Entwicklung für die Commodity-Preise am langen Ende. Ob bei Kohle, Öl, Strom oder CO₂-Zertifikaten, überall ging es preislich nach oben. Nur die Gaspreise zeigen eine Seitwärtsbewegung.

Die Lockerungen der Corona-Einschränkungen in vielen Ländern lassen die Preise für insbesondere Öl wieder ansteigen. Die wichtige psychologische Grenze von 40 USD/Barrel wurde für die Sorte Brent am 5. Juni erreicht. Seitdem pendelt der Ölpreis um diese Marke.

Es bestehen auf Händlerseite noch immer Unsicherheiten über den weiteren Verlauf der Pandemie und die Möglichkeit einer zweiten Ausbruchswelle dämpft die Preiserwartungen (Quelle: Montel). Auch der zehnprozentige Rückgang des Energieverbrauchs der EU in diesem Jahr, vorhergesagt durch die Internationale Energieagentur, verhindert einen stärkeren Anstieg (Quelle: Montel).

Gleichzeitig stiegen die EUA-Preise des europäischen Emissionshandelssystems gegen Ende Juni 2020 wieder über 25 EUR/Tonne. Seit Anfang des Monats stiegen die Preise für CO₂-Zertifikate somit um 4 EUR/Tonne oder etwa 20 Prozent an. In dem Marktumfeld scheinen allerdings auch spekulative Käufer den Preis zu treiben (Quelle: Montel).

Mit höheren Preisen für CO₂ als auch für Kohle legte ebenfalls das deutsche Frontjahr für Grundlaststrom zu und überschritt in der letzten Juniwoche den Preis von 40 EUR/MWh.

In Abbildung 2 sind die relativen Preisveränderungen von Öl, Kohle, Strom und CO₂ von Anfang Mai 2020 bis Ende Juni 2020 dargestellt.

Abbildung 2: relative Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate (orangenfarben), des Brent Ölkontrakts für Dezember 2020 (rot) und des Frontjahrs für Kohle (grün) von Anfang Mai bis Ende Juni 2020 (Quelle: Montel).

Hohe Gasmengen im Juni

Im Vergleich zum Vormonat nahm die Erzeugung aus PV und Wind im Juni 2020 ab. Zurück ging auch die Stromerzeugung aus Biomasse, während die Gas- und Braunkohlekraftwerke mehr Strom in das deutsche Netz einspeisten als noch im Mai 2020.

Gas, Braunkohle, PV und Wind erzeugten im Juni 2020 jeweils etwa 6 TWh Strom. Abbildung 3 stellt die Stromerzeugung aus verschiedenen Technologien und die Day-Ahead-Preise im Juni 2020 für Deutschland dar.

Abbildung 3: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Juni 2020 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

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Gesetzesvorhaben Kohleausstieg und Gebäudeenergie abgeschlossen

Der Kohleausstieg und die damit verbundenen Strukturhilfen sind nun in zwei Gesetze gegossen und wurden Anfang Juli 2020 verabschiedet. Die Regelungen zum Kohleausstieg beleuchten wir im Detail hier. Die Zusammenfassung: Der Ausstieg aus der Kohleverstromung in Deutschland soll bis spätestens 2038 vollzogen sein, während insgesamt bis zu 40 Mrd. EUR als Hilfe für den Strukturwandel an die betroffenen Regionen geht.

Am 3. Juli 2020 hat der Bundesrat dem Gebäudeenergiegesetz (GEG) zugestimmt. Damit wurde die Zusammenlegung der Energieeinsparverordnung (EnEV), des EnergieEinsparungsGesetz (EnEG) und des Erneuebare-Energien-WärmeGesetz (EEWärmeG) nach dreijährigen Diskussionen und Entwürfen final abgeschlossen. Das neue GEG soll zum 1. Oktober 2020 in Kraft treten und es gelten nun einheitliche Regelungen für die energetischen Anforderungen von Neubauten und Bestandsgebäuden.

Inhaltlich ist das GEG jedoch keine Revolution. Die Anforderungen an die energetische Sanierung wie auch an den Neubau sind unverändert (ehemaliger EnEV KfW 75 Standard) und eine Verschärfung wurde nicht vorgenommen. Diese Anforderungen sollen erst im Jahr 2023 überprüft werden. Daher bleibt das Gesetz laut Umweltverbänden hinter seinen Möglichkeiten als auch den klima- und energiepolitischen Notwendigkeiten zurück (Quelle: Erneuerbare Energien).

Das Gesetz sieht ein Einbauverbot von Ölheizungen ab 2026 vor und bestimmt ebenfalls, dass Gas- und Ölheizungen, die seit 1991 laufen nur 30 Jahre lang betrieben werden dürfen. Wer eine alte Ölheizung durch eine klimafreundlichere Option austauscht, erhält hierfür eine Austauschprämie. Eine Innovationsklausel ermöglicht es zudem erneuerbare Energien, Wärmepumpen oder Niedertemperaturwärmenetze zu nutzen, anstatt alleine auf die Dämmung eines Gebäudes zu setzen. Ebenfalls interessant ist hierbei, dass nicht mehr jedes einzelne Gebäude den Energieanforderungen entsprechen muss, sondern nur das ganze Quartier im Zusammenschluss (Quelle: Haufe).

Erstes Halbjahr: Erneuerbare bei über 50 Prozent

Die Halbjahresstatistik des Stromsektors zeigt einen hohen Anteil erneuerbarer Energien. So lag deren Anteil an der Nettostromerzeugung im ersten Halbjahr 2020 bei knapp 56 Prozent (Quelle: Fraunhofer ISE). Am Stromverbrauch hatten Wind, Solar und Co. einen Anteil von ziemlich genau 50 Prozent (Quelle: Agora Energiewende). In beiden Fällen lag der Anteil weit über dem des Vorjahres. Hauptgründe hierfür waren die um mehr als 10 Prozent höhere Erzeugung aus Solar und Wind aufgrund vorteilhafter Witterungsverhältnisse wie auch der Rückgang der Stromnachfrage aufgrund der Corona-Pandemie.

In den ersten sechs Monaten dieses Jahres erzeugten die erneuerbaren Energiequellen 136 TWh. Dies entspricht einem Anstieg um etwa 8 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Der Anteil der Windenergie lag bei über 30 Prozent, während der Anteil der Kohleeinspeisung bei nun mehr 20 Prozent liegt (Quelle: Fraunhofer ISE). Abbildung 1 stellt die Erzeugungsmengen der verschiedenen Energieträger im ersten Halbjahr 2020 dar.

Abbildung 1: Erzeugungsmengen in TWh und Anteile in Prozent verschiedener Technologien an der deutschen Nettostromerzeugung im ersten Halbjahr 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

Die Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken nahm im Jahr 2020 bislang um etwa 40 Prozent ab, während die Verstromung von Gas um 11 Prozent anstieg. Die Grenzkosten der Gaskraftwerke liegen aufgrund höherer CO₂-Preise und geringerer Gaspreise immer öfter unter denen der Kohlekraftwerke und verdrängen deren Erzeugung (Quelle: Fraunhofer ISE). In Abbildung 2 sind die prozentualen Veränderungen der Erzeugung aus verschiedenen Technologien im ersten Halbjahr 2020 zu sehen.

Abbildung 2: Prozentuale Veränderung der Stromerzeugung verschiedener Technologen 1. Halbjahr 2020 im Vergleich zu 1. Halbjahr 2019 (Quelle: Energy Brainpool)

Die hohe Stromerzeugung von erneuerbaren Energien, die geringe Stromnachfrage und der Fuel-Switch von Kohle- zu Gaskraftwerken hat im deutschen Stromsektor zu einer Einsparung von 30 Mil. Tonnen CO₂ geführt. So wird das Klimaschutzziel von 40 Prozent geringeren Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 im Jahr 2020 wohl erreicht (Quelle: Agora Energiewende). Jedoch gilt zu bedenken, dass dies vor allem auf besondere Wettereffekte und die Corona-Pandemie und weniger auf klimapolitische Erfolge zurückzuführen ist.

Milliarden-Investitionen für Wasserstoff-Strategie der EU

Nicht nur Deutschland hat eine Wasserstoffstrategie verabschiedet. Auch die EU-Kommission plant weitreichende Veränderungen in Bezug auf diesen Energieträger. Am 8. Juli 2020 hat die Europäische Kommission ihre Wasserstoffstrategie vorgelegt und ordnet das Gas als entscheidenden Faktor für den Übergang zu einer CO₂-freien Wirtschaft ein. Mit Investitionen von bis zu 470 Mrd. EUR rechnet die EU innerhalb der nächsten 30 Jahre. Außerdem sollte die Nachfrage nach grünem und damit kohlenstofffrei erzeugtem Wasserstoff bis zu 120 GW an neuen Wind- und PV-Kapazitäten benötigen (Quelle: PV Magazine).

In den kommenden Monaten will die EU gemeinsame Standards für die Herstellung von Wasserstoff definieren. Laut Plan könnten dann bis 2024 etwa 6 GW an neuen Elektrolyseurkapazitäten bestehen. In den fünf Jahren von 2025 bis 2030 sollte dann insgesamt 40 GW an Elektrolyseurleistung installiert sein. Damit soll das Produktionsziel von bis zu 10 Mil. Tonnen Wasserstoff pro Jahr erreicht werden (Quelle: EU Kommission).

Die Förderung dieses neuen Wirtschaftszweiges soll durch das Konjunkturprogramm „Next Generation EU“ geschehen. Allein für die Elektrolyseure sei ein Investitionsvolumen von 24 bis 42 Mrd. EUR notwendig. Für den Ausbau der entsprechenden Kapazitäten von Wind und PV wären weitere 220 bis 340 Mrd. EUR vonnöten (Quelle: PV Magazine). Neue Technologien müssten ebenfalls in der Industrie angewendet werden, um den kohlenstofffreien Wasserstoff auch nutzen zu können. Auch hier rechnet die EU-Kommission mit Investitionen in Milliardenhöhe.

Preise steigen weiter an

Mit besseren Konjunkturaussichten und dem Rettungspaket der EU in Höhe von 750 Mrd. EUR stiegen auch die Preise an den Commodity-Märkten. So erreichten die Ölpreise gegen Ende Juli 2020 ihre höchsten Werte in den letzten vier Monaten. Für die Nordseesorte Brent stiegen die Preise auf über 45 USD/Barrel.

Auch auf der Stromseite ging es nach oben. Hier war vor allem der starke Anstieg der CO₂-Zertifikatspreise der Preistreiber. Den EUA-Kontrakt mit Lieferung für Dezember 2020 erreichte Mitte Juli ein 14-Jahreshoch von über 30 EUR/Tonne. Anschließend ließ der Preis aufgrund von Gewinnmitnahmeeffekten gegen Ende Juli wieder nach. Der deutsche Strommarktkontrakt für das Kalenderjahr 2021 folgte dem Aufschwung der CO₂-Preise ebenfalls wie Abbildung 3 verdeutlicht.

Abbildung 3: Prozentuale Preisveränderungen im Juni und Juli 2020 für Frontjahreskontrakt Grundlast Strom für Deutschland (candle sticks), CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2020 (rote Linie) und Öl-Brent Dezember 2020 (orangefarbene Linie) (Quelle: Montel)

Viel Gas im Juli

Die geringeren Winderträge im Juli 2020 spiegeln sich in der Stromerzeugung des Monats wider. So lag die Stromerzeugung aus Windenergie in den mittleren zwei Wochen des Juli unter der Norm und gemittelt bei nur etwa 5 GW. Die fehlenden Strommengen wurden zu einem Großteil von Gas- und Braunkohlekraftwerken geliefert, wie Abbildung 4 zeigt.

Abbildung 4: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Juli 2020 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

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Wie entstehen Vermarktungswerte und Vermarktungserlöse? Dies zu verstehen, ist im Zuge des Ausbaus von fluktuierenden erneuerbaren Energien (feE) ohne EEG-Förderung sehr wichtig. Wer eine feE-Anlage frei vermarkten will, muss die erwarteten Marktpreise kennen. Überdies muss der Anlagenbetreiber die Erlöspotenziale des jeweiligen Anlagenportfolios mit dem entsprechenden Einspeiseprofil in Beziehung setzen.

Im White Paper „Bewertung von Erlösen aus fluktuierender Erzeugung“ werden die hier verwendeten Kenngrößen (Vermarktungswert, Vermarktungsmenge, Vermarktungserlös) ausführlich definiert.

Entwicklung der Vermarktungswerte im ersten Halbjahr 2020

Der Vermarktungswert gibt den mengengewichteten, durchschnittlichen Strompreis einer feE Technologie an. Dabei werden nur Zeiten berücksichtigt, in denen der Börsenstrompreis größer oder gleich null ist.

Abbildung 1: Vermarktungswerte für Wind-Onshore, Wind-Offshore und PV im Jahr 2020 in EUR/MWh. (Quelle: Energy Brainpool, EPEX SPOT, ENTSO-E Transparency)

Die monatlichen Vermarktungswerte von Wind und PV sind geprägt von der Strompreisdelle. Diese wurde durch die wirtschaftlichen Einschränkungen und der entsprechend niedrigen Nachfrage im Zuge der CoViD-19-Pandemie ausgelöst. Im Vergleich zum vorigen Halbjahr ist der Vermarktungswert von Wind und PV um 35 bis 36 Prozent eingebrochen. Im Vergleich zum selben Halbjahr im Vorjahr 2019 sind es sogar bis zu 40 Prozent.

Die Technologien sind also alle gleich stark von dem Einbruch der Großhandelspreise an der Börse betroffen gewesen. Bis auf die Monate März und April konnte die PV stets die höchsten monatlichen Vermarktungswerte aufweisen. In den Jahren 2018 und 2019 war in der Frühlings-Übergangszeit auch bereits zu beobachten, dass PV im April die niedrigsten Vermarktungswerte im Vergleich zu Wind erzielte.

Entwicklung der Erzeugungs- und Vermarktungsmengen in H1 2020

Die Erzeugungsmengen sind die kumulierten erzeugten Einheiten Strom in GWh über den betrachteten Zeitraum. Hingegen berücksichtigen die Vermarktungsmengen nur diejenigen erzeugten Strommengen, die zu Strompreisen größer oder gleich null vermarktet werden konnten. Die Vermarktungsmengen werden als prozentualer Wert der Erzeugungsmengen angegeben.

Abbildung 2: Erzeugungsmengen für Wind-Onshore, Wind-Offshore und PV im Jahr 2020 in GWh (Quelle: Energy Brainpool, ENTSO-E Transparency)

Wie sieht es konkret bei PV aus?

Die Erzeugungsmengen bei PV liegen in den Wintermonaten (Januar bis März) erwartungsgemäß niedriger als im Sommer. Für die Erzeugungsmengen aus Wind verhält es sich häufig genau andersherum. Diese Saisonalität ist in Abbildung 2 deutlich zu erkennen. Blickt man genauer hin, sieht man, dass die monatliche PV-Einspeisung seit April stagnierte und nicht weiter anstieg. Im Vergleich zum vorhergehenden Halbjahr H2 2019 ist die Erzeugungsmenge PV um 29 Prozent zurückgegangen, im Vergleich zu H1 2019 sogar um knapp 45 Prozent.

Wie sieht es konkret bei Wind aus?

Die Erzeugungsmengen bei Wind onshore sind in H1 2020 im Vergleich zu H2 2019 um knapp 11 Prozent, gegenüber dem Vorjahreshalbjahr noch deutlicher um knapp 45 Prozent eingebrochen. Für Wind offshore zeigt sich in H1 2020 ein Rückgang von 26 Prozent gegenüber H2 2019 bzw. 41 Prozent im Vergleich zum Vorjahr.

Wie entwickelten sich die Vermarktungsmengen?

Die Vermarktungsmengen lagen nur im Januar 2020 bei 100 Prozent, da es in dem Monat keine negativen Strompreise gab. Im Zeitraum Februar bis Juni gab es so viele Stunden mit negativen Strompreisen wie im gesamten Jahr 2019.

Der niedrigster Wert der Vermarktungsmenge für Wind Onshore in diesem Halbjahr lag bei 83 Prozent, und zwar im Februar 2020. Grund hierfür waren mehrere Sturmtiefs, die durch das Land zogen und die Börsenstrompreise drückten. Der niedrigste Wert der Vermarktungsmenge von PV trat im April mit 86 Prozent auf. Im Juni lagen die Vermarktungsmengen wieder bei rund 97 Prozent.

Im Durchschnitt lag die Vermarktungsmenge für alle drei EE-Technologien bei 92,5 Prozent. Das entspricht einem Rückgang von 5 Prozent gegenüber H2 2019 bzw. 3 Prozent gegenüber H1 2019. Am stärksten betroffen war hier PV mit einem Rückgang von 6,8 Prozent gegenüber H2 2019 bzw. 5,2 Prozent gegenüber H1 2019.

Vermarktungserlöse PV und Wind und Baseload-Preise in H1 2020

Die Vermarktungserlöse beschreiben die technologiespezifischen durchschnittlichen Erlöse der feE-Anlagen in Deutschland. Sie werden als Produkt aus Vermarktungswert und Vermarktungsmenge berechnet. Der Baseload-Preis ist der durchschnittliche Preis (ohne Mengengewichtung) der Day-Ahead-Auktionen an der EPEX Spot.

Abbildung 3: Entwicklung des Baseload-Preises sowie der Vermarktungserlöse für Wind-Onshore, Wind-Offshore und PV in EUR/MWh im Jahr 2020 (Quelle: Energy Brainpool, ENTSO-E-Transparency, EPEX SPOT)

Abbildung 3 zeigt den Vergleich von monatlichen Vermarktungserlösen und Baseload-Preisen. In den Wintermonaten (Januar, Februar) liegen Peakload Preise (8-20 Uhr) typischerweise deutlich höher als Baseload Preisen (rund um die Uhr) im Vergleich zu den Sommermonaten. Im Winter ist die Nachfrage höher, im Sommer die PV-Einspeisung tagsüber deutlich ausgeprägter.

In den letzten Jahren hat die sommerliche PV-Einspeisung den Peakload Preis vereinzelt sogar unter den Baseloadpreis gedrückt. Mittlerweile tritt der Kannibalisierungseffekt der PV während der Mittagsstunden derart stark auf, dass sich die PV-Anlagen gegenseitig den Strompreis und damit den Vermarktungserlös kaputtmachen.

Im Winter profitiert der Vermarktungserlös der PV-Anlagen jedoch davon, dass diese Anlagen dann nur geringe Mengen im Tagesverlauf einspeisen. Abbildung 3 zeigt: während also im Januar und Februar die Vermarktungserlöse von PV-Anlagen noch höher als der Baseload Preis sind, liegen sie in den Folgemonaten stets darunter.

Die durch CoViD 19 ausgelöste Delle der Baseload Preise im Frühling 2020 führte dazu, dass der Baseload Preis im Vergleich zu H1 2019 um 39 Prozent zurückging. Auch die Vermarktungserlöse der drei EE-Technologien erlitten ebenso hohe Verluste im gesamten H1 2020 gegenüber H1 2019.

Die geringen Erzeugungsmengen von Wind und PV haben dazu beitragen, dass der Baseload Preis und die Vermarktungserlöse nicht noch weiter abgerutscht sind. Es hat sich aber gezeigt, dass es eine zunehmende Anzahl an „Extremsituationen“ im Stromnetz gibt, ausgedrückt in häufigeren negativen Strompreisen, die auch mal 22 Stunden am Stück andauern können.

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