Ausschreibungen für Erneuerbare: alles bleibt beim Alten

Der Zubau von Wind und Solar im ersten Halbjahr 2020 hat gegenüber dem Vorjahreszeitraum zugenommen. Im Vergleich dazu gab es für die Ergebnisse der Ausschreibungen aus dem Juli dieses Jahres keine Neuigkeiten.

Bei der Ausschreibung von knapp 200 MW Solar erhielten 30 Gebote einen Zuschlag. Konkret reduzierte sich der durchschnittliche Zuschlagswert sich auf 5,18 ct/kWh. Die Solar-Ausschreibung war mit 174 Geboten mit einer Gesamtkapazität von 780 MW beinahe vierfach überzeichnet.

Bei der Ausschreibung für Windenergie an Land zeigen die Daten der Bundesnetzagentur ebenso das altbekannte Bild. Für nur zwei Drittel der ausgeschriebenen Menge von 275 MW gab es auch Gebote.

Der mengengewichtete Zuschlagswert für die 26 Projekte lag mit 6,14 ct/kWh auf gleichem Niveau wie in der vorherigen Ausschreibung im Juni 2020. Abbildung 1 stellt die Spannweite der Gebotswerte der Ausschreibungen für Wind an Land im Jahr 2020 dar.

Abbildung 1: Spannweite bezuschlagter Gebotswerte und durchschnittlicher Zuschlagswert in den Ausschreibungen für Wind an Land seit Beginn 2020 in ct/kWh (Quelle: Energy Brainpool)

Im September 2020 soll nun endlich auch die erste Innovationsausschreibung mit einem Volumen von 650 MW geöffnet werden. Der Höchstwert für Gebote für Einzelanlagen liegt in der kommenden Ausschreibung bei 3 ct/kWh, für Anlagenkombinationen bei 7,5 ct/kWh.

Allerdings erhalten die Gewinner der Innovationsausschreibung eine fixe Marktprämie. Demgegenüber wird dem Sieger in den technologiespezifischen Ausscheibungen lediglich ein Zuschlag auf die gleitende Marktprämie gewährt (Quelle: PV Magazine). Die Teilnehmer in der Innovationsausschreibung werden bei negativen Strompreisen jedoch keine Vergütung erhalten.

EEG-Novelle im September?

Trotz der parlamentarischen Sommerpause vermehren sich die Hinweise, dass das Bundeswirtschaftsministerium im Herbst 2020 eine Novelle des EEGs anstrebt. So geht aus einer Kabinettszeitplanung hervor, dass die Bundesregierung die Novelle am 23. September verabschieden will (Quelle: Energate). Die Novelle soll dann zum 1. Januar 2021 in Kraft treten.

Hauptpunkte der Änderungen zum EEG sind unter anderem drei Maßnahmen zu Umsetzung des „Aktionsprogramms Wind an Land“ (Quelle: BMWi).

1. So soll eine stärkere finanzielle Beteiligung von Kommunen und Bürger an Windparks ermöglicht werden.
2. Um Netzengpässe zu vermeiden, soll der Zubau erneuerbarer Energien regional gesteuert werden (Quelle: Montel).
3. Außerdem soll eine Synchronisierung zwischen Netzausbau und Erneuerbaren-Ausbau geregelt werden (Quelle: PV Magazine).

Weitere Ideen und Vorschläge drehen sich darum, den Weiterbetrieb von EEG-Anlagen zu vereinfachen, die ab dem Jahr 2021 aus der finanziellen Förderung fallen. Ebenso geht es um die Erhöhung der 10-kW-Grenze von Eigenverbrauchsanlagen auf ein realistisches Niveau für Mehrfamilienhäuser.

Der Klimakreis der CDU/CSU brachte ebenfalls eine Umlagenentlastung für Energiespeicher und Power-to-X-Anwendungen auf die Agenda (Quelle: PV Magazine). Der Branchenverband BDEW fordert hingegen die jährlichen Ausschreibungsmengen zu erhöhen: mindestens 3700 MW für Wind an Land und 5000 MW für Photovoltaik (Quelle: Montel).

Kritik zum Inhalt der Novelle kommt vom BNE, welcher auf die unrealistisch niedrigen Stromverbrauchsannahmen für das Jahr 2030 hinweist – unter Gesichtspunkten der Sektorkopplung und der Nationalen Wasserstoffstrategie (Quelle: PV Magazine).

Die Diskussionen um die Inhalte und den Zeitplan EEG-Novelle dürften im September nach der Sommerpause an Fahrt aufnehmen. Wir werden Sie zu diesem wichtigen Thema auf dem Laufenden halten.

Erste Ausschreibung zum Kohleausstieg geöffnet

Die Bundesnetzagentur hat Mitte August 2020 die erste Ausschreibung nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz bekannt gegeben. Zum ersten Gebotstermin am 1. September 2020 werden insgesamt 4000 MW an stillzulegender elektrischer Leistung ausgeschrieben (Quelle: Bundesnetzagentur).

An der Ausschreibung können Steinkohleanlagen, die sich noch am Markt befinden, als auch kleine Braunkohlekraftwerke bis zu 150 MW teilnehmen. Für das Ausschreibungsverfahren können die Betreiber der Kraftwerke Gebote bis maximal 165.000 EUR/MW abgeben.

Für die Abschaltung der Kraftwerksleistungen erhalten die Betreiber dann den von ihnen abgegebenen Gebotswert (Quelle: PV Magazine).

Das Bundesverfassungsgericht hat einen Eilantrag des Energieunternehmens STEAG zur Erhöhung des Volumens der ersten Ausschreibung eine Absage erteilt (Quelle: PV Magazine). Die beihilferechtliche Genehmigung des Kohleausstiegsgesetzes durch die EU-Kommission liegt ebenfalls noch nicht vor.

Strompreise steigen mit Commodities

Der deutsche Stromverbrauch lag bis zum 20. August 2020 um 5–6 Prozent niedriger als im Vorjahreszeitraum. Trotzdem stieg die Nachfrage im August auf ähnliches Niveau wie im Jahr 2019.

E.ON geht für das gesamte Jahr 2020 von einem Rückgang des Stromverbrauchs von 2-3 Prozent aus. Es scheint als habe sich Nachfrage nach dem Corona-Lockdown langsam wieder auf Normalniveau hochgeschraubt.

Jedoch könnte eine zweite Corona-Welle im Herbst oder Winter zur wirtschaftlichen Stagnation und somit auch zu einem Abschwung in der Stromnachfrage führen (Quelle: Montel).

Dementsprechend haben sich die Futurepreise für Strom im August erst sehr stabil verhalten. Ab dem 20. August stieg das Frontjahr von unter 40 EUR/MWh auf knapp 43 EUR/MWh bis Ende August. Treiber für diese Entwicklung war vor allem der CO₂-Leitkontrakt für den Dezember 2020, welcher auch wieder auf knapp 30 EUR/Tonne stieg.

Weitere Unterstützung der Commoditypreise kam Ende August durch den Wirbelsturm Laura, der die Öl- und Gasförderung an der Ostküste der USA eingeschränkt hat (Quelle: Montel).

In Abbildung 2 ist die Entwicklung des deutschen Stromfrontjahres, sowie der CO₂-Zertifikatspreise mit Lieferung Dezember 2020 und des Gasfrontjahres von Anfang Juli bis Ende August 2020 dargestellt. Der Anstieg der Preise Ende August ist klar zu erkennen.

Abbildung 2: prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2020 (orangenfarbene Linie) und des Gasfrontjahrs (rote Linie) von Anfang Juli bis Ende August 2020 (Quelle: Montel)

Neuer Rekord trotz weniger Sonne und Wind

Im Vergleich zum Juli lag die Stromerzeugung aus Wind und Solar im August 2020 niedriger. Daran konnte auch das Sturmtief Kirsten Ende August nichts mehr ändern. Der Anteil der erneuerbaren Energien lag im August bei etwa 46 Prozent.

Dennoch konnten Photovoltaik und Windkraft am Mittwoch, dem 26. August, über den gesamten Tag betrachtet 75 Prozent der deutschen Nettostromerzeugung bereitstellen. Um die Mittagszeit des Tages erreichte die Einspeisung aus Wind (43,5 GW) und Solar (17,8 GW) mit 61,3 GW auch einen neuen gemeinsamen Rekordwert.

Abbildung 3 zeigt die deutsche Stromerzeugung aus verschiedenen Technologien im August 2020.

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

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Gesetzesentwurf im Schnelldurchlauf

Das BMWi hat die Länder- und Verbändeanhörung zum Gesetzesentwurf am 14. September 2020 gestartet. Der 164-seitige Gesetzesentwurf ist hier zu finden. Allerdings hatten die Verbände nur bis zum Donnerstag, den 17. September Zeit Stellungnahmen einzureichen: Hintergrund ist, dass sich das Bundeskabinett schon am 23. September mit dem EEG-Entwurf befasst haben sollte.

Die Verbände haben den Entwurf in Teilen schon scharf kritisiert und eine Reihe von Nachbesserungen am EEG 2021 gefordert (Quelle: PV Magazine).

Insbesondere die noch zu geringen Ausschreibungsvolumina, das Ausbremsen der Dachanlagen für PV, die unzureichenden Prognosen für den zukünftigen Bruttostromverbrauch und das enge Zeitfenster für Stellungnahmen stehen in der Kritik (Quelle: Montel).

Die grundlegenden Änderungen im EEG

Im neuen EEG soll nun das Ziel verankert werden, dass der gesamte Stromverbrauch in Deutschland vor dem Jahr 2050 treibhausgasneutral sein soll. Gleichzeitig soll das Klimaschutzprogramm 2030 in Teilen durch die neue EEG-Novelle umgesetzt werden.

Insbesondere die Erhöhung der Zielmengen für erneuerbare Energien soll im Einklang mit dem 65-Prozent-Ziel stehen. Das Ziel ist es, bis 2030 in Deutschland demnach 8,4 GW an Biomasse, 20 GW an Windenergie auf See, 71 GW an Windenergie an Land und 100 GW an Photovoltaik zu installieren.

Die Höchstwerte für die Ausschreibungen für Wind an Land und PV werden gesenkt. Währenddessen soll eine Ausweitung der Flächen an Autobahnrändern bei Solaranlagen (Quelle: Erneuerbare Energien) für höheren Wettbewerb und somit niedrigere Ausschreibungspreise sorgen.

Um die Akzeptanz für den Ausbau von Erneuerbaren zu erhöhen, werden finanzielle Beteiligungen für Standortgemeinden von Windenergieanlagen, sowie die Rahmenbedingungen für Mieterstrom-Konzepte verbessert. Um den Ausbau von Wind an Land besser regional zu steuern und eine bessere Integration in das Stromsystem zu ermöglichen, werden „Südquoten“ in den Ausschreibungen eingeführt. Sie sollen entlastend auf den Netzengpass in der Mitte Deutschland wirken.

Nach dem Referentenentwurf soll die Vergütung für neue Anlagen nun auch schon ab dem ersten negativen Strompreisintervall von 15 Minuten wegfallen. Die Sechs-Stunden-Regelung im derzeitigen Paragrafen 51 wird also verschärft.

Auch für die Post-Förderungs-Ära ab 2021 möchte die Bundesregierung in regelmäßigen Erfahrungsberichten untersuchen, wie die Ausbaumengen marktgetrieben realisiert weren können.

Bis spätestens 2027 soll die Bundesregierung dann einen Vorschlag für einen Umstieg von der finanziellen Förderung auf einen marktgetriebenen Ausbau vorlegen. Gleichzeitig können sogenannte „ausgeförderte“ Anlagen, deren Vergütungszeitraum ab 2021 ausläuft, noch bis Ende 2027 Strom direkt dem Netzbetreiber zur Verfügung stellen (Quelle: Energiezukunft).

Änderungen für die PV

Foto: Solarenergie/Ecosetter

Für ausgeförderte Anlagen, also diejenigen Anlagen, die ab 2021 aus der finanziellen Vergütung des EEGs fallen, sollen Anlagenbetreiber den gesamten Strom an den Netzbetreiber zur Verfügung stellen können.

Hierfür erhalten Anlagenbetreiber dann den Marktwert abzüglich der Vermarktungskosten von 0,4 ct/kWh. Allerdings gilt diese Regelung nur für Anlagen bis 100 kW und es darf kein Eigenverbrauch stattfinden.

Mit der EEG-Novelle wird einen neue Ausschreibungskategorie eingeführt. Dachanlagen die größer, als 500 kW sind, müssen hierfür in eine separate Ausschreibung. Die Grenze wird bis 2025 auf 100 kW abgesenkt.

Für diese Ausschreibungen steht ab 2021 ein Höchstwert von 9 ct/kWh zur Debatte.  Der in diesen Anlagen erzeugte Strom darf ebenfalls keinem Eigenverbrauch zugeführt werden. Bis zum Jahr 2028 sollen hier insgesamt 5,3 GW an Leistung ausgeschrieben werden.

Die zulässige Größe eines Gebots bei den Ausschreibungen für Freiflächenanlagen wird von 10 auf 20 MW erhöht, während die Ausschreibungsvolumina erhöht werden. Die gesamte Menge, die von 2021 bis 2028 für die PV ausgeschrieben werden soll, beträgt 18,8 GW. Abbildung 1 stellt die auszuschreibenden Mengen und den erwarteten Zubau außerhalb der Ausschreibungen von 2021 bis 2028 dar.

Abbildung 1: Ausschreibungsmengen und erwarteter Zubau außerhalb der Ausschreibungen in MW nach EEG-Novelle 2021 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Der Höchstwert für die Ausschreibungen von Freiflächen-Solaranlagen wird auf 5,9 ct/kWh abgesenkt und ab dem 1. Januar 2022 aus einem um 8 Prozent erhöhten Durchschnitt der vorherigen drei Gebotstermine bestimmt.

Mieterstrom soll wieder attraktiver werden. Dazu soll der anzulegende Wert für den Mieterstromzuschlag für Anlagen bis 10 kW bei 2,66 ct/kWh, für Anlagen bis 40 kW bei 2,4 ct/kWh und bei Anlagen bis 750 kW bei 1,42 ct/kWh liegen. Der Betreiber kann auch einen Energiedienstleister beauftragen, ohne dass der Anspruch auf den Zuschlag verloren geht.

Windenergie an Land soll wieder an Fahrt aufnehmen

Um bis zum Jahr 2030 in Summe 71 GW an Windenergie an Land zu erreichen, will der Gesetzgeber bis 2028 knapp 32 GW an Leistung in Ausschreibungen vergeben. Davon werden laut Gesetzesentwurf 4,5 GW noch im Jahr 2021 ausgeschrieben.

Wird das Volumen in den Ausschreibungen nicht komplett ausgeschöpft, wird es im Folgejahr zusätzlich ausgeschrieben und geht daher nicht „verloren“. Abbildung 2 zeigt die Ausschreibungsvolumina für Wind an Land und den erwarteten Bruttozubau für Windenergie auf See bis 2028. Das Ausschreibungsmodell und die Mengen für Windenergie auf See werden im WindSeeGesetz beschrieben (Quelle: Bundesnetzagentur).

Abbildung 2: Ausschreibungsmengen für Wind an Land und erwarteter Zubau für Wind auf See in MW nach EEG-Novelle 2021 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Damit der Zubau von Windenergie im Süden der Republik gestärkt wird, wird das Referenzertragsmodell angepasst und das Netzausbaugebiet gelöscht. Für Anlagen in der Südregion wird bis 2023 ein Volumen von 15 Prozent der Ausschreibungen reserviert, ab 2024 werden 20 Prozent der Zuschläge vorrangig an Süd-Projekte vergeben.

Der Höchstwert in den Ausschreibungen wird auf 6,2 ct/kWh in 2021 reduziert und fällt dann jährlich um zwei Prozent.

Um Kommunen finanziell an Windenergieanlagen zu beteiligen, sollen Anlagenbetreiber 0,2 ct/kWh an die Standortgemeinde zahlen. Für eine Beispielanlage von 3 MW und einer jährlichen Volllaststundenzahl von 3500 würde die betroffene Gemeinde hierbei 21000 EUR pro Jahr erhalten.

Was fehlt in der Novelle?

Viele Verbände und Unternehmen kritisieren die noch immer zu geringen Ausschreibungsmengen um tatsächlich in 2030 das 65-Prozent Ziel zu erreichen. Greenpeace Energy sieht hierbei jährlich 7 GW Wind und 7 GW PV Leistung als notwendig an (Quelle: Solarify).

Der Bundesverband Erneuerbare Energien rechnet mit einem nötigen Zubau von 4,7 GW Wind an Land, 2 GW Wind auf See und 10 GW PV (Quelle: Energiezukunft).

Laut Stellungnahmen würden die Ausschreibungen für Dachanlagen den Ausbau abbremsen, da das Volumen dieser neuen Ausschreibung viel geringer sei, als der Zubau in diesem Marktsegment im Jahr 2019 schon war (Quelle: PV Magazine). Gleichzeitig solle die Politik den Eigenverbrauch stärken um die Akzeptanz bei den Bürgerinnen zu erhöhen.

Im derzeitigen Entwurf der EEG Novelle 2021 fehlt ebenfalls komplett die Umsetzung der Erneuerbaren-Richtlinie der EU, die etwa eine Abschaffung von Abgaben und Umlagen auf Eigenverbrauch aus Anlagen bis 30 Kilowatt vorsieht (Quelle: PV Magazine).

Es bleibt spannend ob und welche Änderungen noch Eingang in den Gesetzgebungsprozess finden und inwieweit die Politik der gerechtfertigten Kritik entgegenkommt.

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Sie sehen in folgender Abbildung drei wichtige Indikatoren für die zukünftige Strompreisentwicklung im Zeitverlauf. Wann hätten Sie Ihren PPA am liebsten abgeschlossen?

Abbildung 1: Vergleich der Terminmarktpreise für zwei verschiedene Zeitpunkte des PPA-Abschlusses

Die Einschätzung der langfristigen Preisentwicklung ist wesentlich dafür, ob ein Akteur zu einem „guten Preis“ abschließt. Der industrielle Großverbraucher schielt nach dem Closing-Zeitpunkt A. Währenddessen ist für den Anlagenbetreiber die jüngste Preisentwicklung positiv. Das bedeutet: Closing-Zeitpunkt B oder vielleicht noch später wären ein vergleichsweise gutes Ergebnis. Doch viele weitere Faktoren bestimmen den Markt, also der Reihe nach:

PPA-Markt in Deutschland: Käufer- oder Verkäufermarkt?

Wer hat bei PPA-Verhandlungen in Deutschland mehr Verhandlungsmacht? Käufer oder Verkäufer? Diese Frage lässt sich nicht pauschal beantworten. Die Rahmenbedingungen verändern sich je nach Bedürfnissen fortlaufend. Die im Vergleich zu Ländern wie Spanien überschaubare Anzahl an marktreifen PPA-Projekten spricht für einen verstärkten Wettbewerb unter PPA-interessierten Großverbrauchern oder Energieversorgungsunternehmen (EVU).

Dies gilt insbesondere dann, wenn interne Klimazielsetzungen oder langfristige PPA-Portfoliostrategien die Notwendigkeit eines PPA-Abschlusses auf Abnehmerseite steigern. In Zukunft dürfte die Anzahl marktreifer Projekte allerdings deutlich zunehmen.

Auf der anderen Seite steht diesen Projekten eine begrenzte Zahl an bonitätsstarken Abnehmern gegenüber, die etwaige Preisrisiken in ihre Bilanz aufnehmen können. Die Abnehmer haben mit der strukturierten Strombeschaffung an den Terminmärkten jederzeit eine komfortable Fall-back-Lösung, die Projekte brauchen den Stromabnehmer aber unbedingt.

Deshalb kann die Notwendigkeit des PPA-Abschlusses, aufgrund von Anforderungen im Rahmen der Projektfinanzierung auf Erzeugerseite, oftmals größer sein. Währenddessen schreiben Großverbraucher ihre PPA-Beschaffungsmengen vielerorts einfach aus und wählen das kompetitivste Angebot. Währenddessen haben große EVU eigene Standardverträge und setzen den „Anker“ bei Abnahmepreisen und Vertragsstrukturen.

Wir beobachten den Markt intensiv und haben den Eindruck gewonnen: Deutschland ist derzeit ein Käufermarkt. Doch gleich, ob Käufer- oder Verkäufermarkt: Kommt man in die Situation einer limitierten Verhandlungsposition, so stellt sich insbesondere für Neulinge im PPA-Geschäft die Frage – was kann ich konkret tun?

Die Grundlage: PPA-Preiskomponenten und Einflussgrößen verstehen

Zuerst muss ich verstehen, aus welchen Komponenten die mir angebotenen PPA-Preise bestehen und wie diese beeinflusst werden. Neben dem Basepreisniveau und dem technologie- und anlagenspezifischen Profilabschlag spielen je nach Vertragskonstrukt auch Risikoprämien und Vermarktungskosten eine Rolle. Abbildung 2 gibt hierzu einen Überblick.

Abbildung 2: fairer Wert eines PPA mit Laufzeit von 5 Jahren (zzgl. Laufendes), Fixpreis, Pay-as-prognosis, Bewertung zu Settlementpreisen am 07.09.2020 [Auszug aus dem kostenlosen PPA-Preismonitor von Energy Brainpool]

Möglichkeit 1: Profil- und Risikoabschläge für unterschiedliche Anbieter und Vertragsstrukturen vergleichen.

Erhält ein Windparkbetreiber ein solches Angebot, so stellen sich einige Fragen:

• Mit welchem Profilabschlag wurden die 36 EUR/MWh kalkuliert? Kann ich für meine Anlage eine höhere Profilwertigkeit nachweisen?
• Welche Risikoprämien sind für dieses Vertragskonstrukt marktüblich? Gibt es alternative Vertragslaufzeiten oder Preis- und Mengenregelungen, deren Risiko-Rendite-Profil besser zu mir passt? Bei welchem Anbieter kostet die Bewirtschaftung meines Windparks innerhalb des jeweiligen Portfolios am wenigsten?

Aus Abnehmersicht sind diese Fragen umgekehrt zu stellen, zum Beispiel wie gut passt das Erzeugungsprofil dieser Anlage in mein Portfolio oder zu einem bestimmten Verbrauchslastgang? Eine solche Analyse kann ein erster Hebel sein, um die Konditionen für beide Parteien zu optimieren.

Check der PPA-Angebote

Unterstützung bei der Beantwortung dieser Fragen erhalten Sie mit unseren Sanity-Checks: Wir überprüfen für Sie die Ihnen vorliegenden PPA-Angebote höchstvertraulich mithilfe unserer Preis-Benchmarks und beraten Sie zum weiteren Vorgehen. Das Ziel: Sie verstehen, welche Vertragspartner am besten zu Ihnen passen. Darüber hinaus sehen Sie, welche Hebel Sie trotz eingeschränkten Verhandlungsraums betätigen können, um bei gegebener Risikobereitschaft Ihre Erlöschancen zu optimieren.

Für unser Fallbeispiel bedeutet das: Der Windparkbetreiber erhält oben genanntes Angebot. Er ist jedoch nicht so sehr auf einen Fixpreis angewiesen, da er einen Wartungsvertrag mit variabler Vergütung abgeschlossen hat. Außerdem ist er von einer steigenden Strompreisentwicklung überzeugt. Wäre der Preis nicht auf alle Mengen fixiert, wäre auch das Risiko für den Abnehmer geringer.

Auf Vorschlag des Betreibers vereinbaren beide Parteien daher Folgendes: Lediglich eine garantierte Mindestmenge (zum Beispiel 70 %) wird mit dem Fixpreis von 36 EUR/MWh vergütet. Die Über- oder Untererzeugung wird spotindiziert bepreist. Bei Untererzeugung werden Strafzahlungen fällig, dafür reduziert sich die Risikoprämie auf 1,50 EUR/MWh.

So übernimmt der Windparkbetreiber einen Teil des Preisrisikos, und verspricht sich dadurch eine höhere Rendite. Durch die Auseinandersetzung mit den Bestandteilen des PPA-Preises findet er also eine vertragliche Regelung, die besser zu seinem Risiko-Rendite-Profil passt.

Möglichkeit 2: Durch richtiges Timing einen günstigeren Preis erzielen.

Besonders für kürzere Laufzeiten sind die Preise am PPA-Markt häufig getrieben von den Entwicklungen am Terminmarkt. Klar, für den Käufer sind diese der zentrale Benchmark für eine Vergleichsbeschaffung. Die dortigen Base-Future-Preise repräsentieren die aktuelle Marktmeinung bezüglich des Wertes einer Grundlaststromlieferung der jeweils nächsten sechs Jahre, wovon jedoch nur die nächsten drei Jahre liquide gehandelt werden.

Über diesen Zeitraum hinaus verändern sich Preiseinflüsse wie z. B. der Kraftwerkspark, die Commodity-Preise oder die Stromnachfrage zunehmend, sodass eine fundamentale Modellierung erforderlich ist. Dennoch berücksichtigen viele Abnehmer diesen Umstand kaum und vertrauen stattdessen in erster Linie auf die Marktmeinung des Terminmarkts, indem sie diese in die fernere Zukunft fortschreiben. Beispielsweise wird der Preis der Fälligkeit „y+3“ inflationsbereinigt zur Bewertung von Stromlieferungen in y+4 bis y+10 herangezogen.

Solange dies so bleibt und PPA-Preisangebote an die aktuell vorherrschende Marktmeinung am Terminmarkt angepasst werden, gilt es diesen Markt zu verstehen. Ein kurzer Umriss: Die Preise dort verhalten sich relativ volatil, das sogenannte „Herdenverhalten“ der Händler führt regelmäßig zu Über- und Unterschätzungen des inneren Wertes einer Stromlieferung. Dieser innere Wert folgt dabei Preistrends, die es zu erkennen gilt.

Um mit der Wahl des „Log-in“-Zeitpunkts einen weiteren Hebel zur Erlösoptimierung in der Hand zu haben, sollte man sich intensiv mit folgenden Fragestellungen auseinandersetzen:

• Überschätzt oder unterschätzt der Terminmarkt den inneren Wert gerade?
• Welche Preistrends sind aktuell zu erkennen? Welche sind in den nächsten Wochen zu erwarten?
• Ist jetzt ein guter Zeitpunkt zum Vertragsabschluss oder soll ich warten?

Sowohl die charttechnische Analyse als auch die fundamentale Modellierung können die Entscheidungsfindung hierbei unterstützen. Energy Brainpool entwickelt hierzu beispielsweise gerade einen eigenen Signalgeber, der sich aktuell noch in der Beta-Phase befindet. Dieser kombiniert die Analyse aktueller Terminmarktbewegungen mit fundamentalen Szenarioschwärmen, um ein möglichst breites Bild über mögliche Preisentwicklungen in den folgenden Tagen und Wochen zu erhalten.

Um einen Überblick über derartige Werkzeuge der Terminmarktanalyse zu erhalten, bietet sich unser „Inhouse-Workshop PPA-Log-in-Strategie“ an. Neben der Vermittlung von Kompetenzen steht dort die praktische Anwendung auf aktuelle Marktbewegungen im Vordergrund.

Wie groß ist der potenzielle Mehrwert durch die Ausnutzung dieser Möglichkeiten?

Im Vergleich zur Analyse der Risikoabschläge bietet vor allem eine optimierte Log-in-Strategie ein hohes Potenzial, um Erlöse zu steigern. Voraussetzung ist, dass das Pricing während der Verhandlungen an die aktuellen Terminmarktgegebenheiten angepasst wird. Veranschaulichen wir dies am Beispiel von Abbildung 1 weiter oben.

Beleuchten wir das Potenzial in vereinfachter Weise anhand unseres Fallbeispiels. Der Windparkbetreiber erhält das oben beschriebene Angebot zum PPA-Fixpreis von 36 EUR/MWh am 03.08. An diesem Tag liegt der diesem PPA-Preis zugrunde liegende Durchschnitt der EEX-Base-Futures für die Kalenderjahre 2021, 2022 und 2023 bei 42,37 EUR/MWh.

Nach einer Terminmarktanalyse kommt der Betreiber zu der Vermutung, dass der Terminmarkt aktuell unterbewertet ist. Deshalb wartet er mit dem Vertragsabschluss. Während der Verhandlung passt der Abnehmer das PPA-Preisangebot an die aktuellen Terminmarktbewegungen an. Nach einmonatiger Wartezeit schließt der Windparkbetreiber das PPA am 31.08. ab. Der Durchschnitt der EEX-Futures 2021 bis 2023 liegt bei knapp 45 EUR/MWh, der resultierende PPA-Preis bei 38,50 EUR/MWh (zzgl. Risikoabschlag von 1,50 EUR/MWh).

Wie wirkt sich die PPA-Preiserhöhung um 2,50 EUR/MWh auf die Gesamterlöse des Windparkbetreibers aus? Bei einer Laufzeit von drei Jahren ergibt sich für einen Windpark mit 30 MW und 1.500 Volllaststunden ein Mehrerlös von: 2,50 EUR/MWh x 1.500 h/a x 3 a x 30 MW = 337.500 EUR.

Sowohl für potenzielle PPA-Käufer– als auch Verkäufer wird mit diesem Beispiel deutlich: Manchmal kann Warten die richtige Strategie sein. Dieses Beispiel ist aktuell noch durch die niedrige Liquidität im PPA-Markt eingeschränkt, wie schon im Abschnitt „Käufer- oder Verkäufermarkt“ beschrieben ist.

Unser Angebot: der PPA-Sanity-Check

Wir begleiten Sie bei der Klärung aller Fragen rund um PPA und prüfen mit Ihnen gemeinsam die Preisangebote auf Herz und Nieren. Dadurch erhalten Sie einen Überblick über die Vor- und Nachteile der verschiedenen Vertragsstrukturen. Mehr zu den PPA-Sanity-Checks finden Sie hier. Passend dazu veranstalten wir gern bei Ihnen im Unternehmen den „PPA Strategie-Workshop: Terminmarktanalyse und PPA Log-In-Strategie“.

Sprechen Sie uns gern an!

Viele wissenswerte Informationen rund um PPA erhalten Sie auch in unseren offenen Seminaren Energy BrainSessions:

• PPA XL: PPA-Intensivseminar XL: Bewertung und Vertragsgestaltung
• Grundlagenseminar Tschüss EEG, Hallo PPA

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EEG-Novelle 2021 in Abstimmung

Zum 20-jährigen Jubiläum des deutschen Erneuerbare-Energien-Gesetz gibt es eine EEG-Novelle. Und die ist aufgrund der veränderten Marktbedingungen und den notwendigen höheren Klimaanstrengungen auch nötig. Mitte September 2020 ging der Gesetzesentwurf in die öffentliche Anhörungsphase. Zum 1. Januar 2021 sollen die neuen Regelungen der neuen EEG-Novelle dann in Kraft treten.

Die wichtigsten Änderungen haben wir in einem extra Beitrag hier zusammengefasst. Grundlegend möchte die Regierung erneuerbare Energieanlagen stärker auf den marktlichen Weg bringen. Es gibt jedoch auch Anschlussregelungen für die Anlagen, die ab 2021 aus der finanziellen Förderung fallen werden (Quelle: Energiezukunft).

Mit geänderten Ausschreibungsmengen möchte der Gesetzgeber bewirken, dass im Jahr 2030 das 65-Prozent-Ziel von erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch erreicht wird. Abbildung 1 zeigt die Gegenüberstellung der Kapazitäten erneuerbaren Energien in Deutschland. Dabei betrachten wir den Stand Mitte 2020 und die anvisierten installierten Leistungen im Jahr 2030 nach der EEG-Novelle 2021.

Abbildung 1: installierte Leistung erneuerbarer Energien in GW in Deutschland in 2020 und in 2030 nach EEG Novelle 2021 (Quelle: Energy Brainpool)

Klimaschutz-Pakt aus dem BMWi

Bundeswirtschaftsminister Altmaier legte im September 20202 ein Papier vor, welches Basis für eine grundlegende Verständigung aller Parteien, Gewerkschaften und Umweltorganisationen zum Thema Klimawandel sein soll. Mit diesem Vorstoß möchte das BMWi einerseits einen breiten, gesellschaftlichen Konsens über die Klimapolitik herbeiführen. Andererseits möchte das Ministerium damit erreichen, dass der Klimaschutz nicht von „Zufälligkeiten der Politik“ abhängig gemacht wird.

Das Papier „Klima schützen & Wohlstand stärken“ enthält 20 Vorschläge. Diese sollen im nächsten Jahr durch Bundestag und Bundesrat partei- und fraktionsübergreifend in eine Charta für Klimaneutralität und Wirtschaftskraft verarbeitet werden.

Details der geplanten Charta

In der Charta sind die notwendigen jährlichen Minderungsziele von 2022 bis zur Klimaneutralität 2050 festzuschreiben. Des Weiteren sollen die entsprechenden Ministerien und Ämter verpflichtet werden, geeignete Maßnahmen zu erlassen, um die Klimaziele zu erreichen.

Weitere Ideen aus dem Papier sind:

• die schrittweise Absenkung der EEG-Umlage,
• der Ausgleich von wirtschaftlichen Nachteilen für Unternehmen gegenüber der Konkurrenz aus dem Nicht-EU-Ausland,
• der Aufbau eines „Clean Products made in Germany“ Labels,
• und die Einrichtung eines Klima- und Wirtschaftsrat, einer „Klima-Universität“, einer Stiftung „Klima und Wirtschaft“ sowie einer internationalen Agentur „Climate global“ (Quelle: Montel).

Die Ideen aus der Feder des BMWi stießen in der Wirtschaft weitestgehend auf Lob. Vor allem eine gesamtgesellschaftliche Herangehensweise an das Thema Klimaschutz sei wünschenswert. Allerdings gab es auch Kritik: Die Grünen, aber auch Umweltministerin Schulze forderten konkrete Taten und nicht nur weitere Papiertiger mit Ankündigungen (Quelle: Montel).

Weltweite Emissionen stiegen in 2019

Der jüngste Emissionsbericht der EU-Kommission verheißt nichts Gutes. So hat sich der Trend steigender CO₂-Emissionen auch im Jahr 2019 fortgesetzt. Europaweit wurden 130 Mio. Tonnen oder 3,7 Prozent gegenüber dem Jahr 2018 eingespart. Demgegenüber gelangten weltweit immer noch 348 Mio. Tonnen oder knapp ein Prozent mehr CO₂ in die Atmosphäre.

Von den globalen Emissionen von 38 GtCO₂ im Jahr 2019 trug die EU nur noch einen Anteil von knapp 9 Prozent. Im Jahr 1990 hatten die europäischen Länder noch einen Anteil von 20 Prozent.

Auch wenn die Auswirkungen der Corona-Pandemie noch nicht absehbar sind, rechnen die Experten der Kommission damit, dass die globalen CO₂-Emissionen in diesem Jahr aufgrund des wirtschaftlichen Einbruchs um acht Prozent niedriger ausfallen werden als noch in 2019 (Quelle: Montel).

EU will Klimaziel verschärfen

Da dieser Rückgang der Emissionen jedoch nicht nachhaltig ist, hat EU-Kommissionspräsidentin von der Leyen am Mittwoch, den 16. September 2020, angekündigt, dass die EU anstrebt, ihre Treibhausgasemissionen um mindestens 55 Prozent gegenüber 1990 zu reduzieren.

Das bisherige Ziel von minus 40 Prozent kann laut einem neuen Bericht der EU-Kommission mit den bestehenden und geplanten Maßnahmen erreicht werden (Quelle: Montel).

Während die EU-Kommission von einer Reduzierung von 55 Prozent spricht, hat der Umweltausschuss des EU-Parlaments ein Minderungsziel von mindestens 60 Prozent angedacht. In der ersten Oktoberwoche wird das EU-Parlament seine Position zum neuen Ziel abstimmen.

Auch auf dem nächsten Treffen der Umweltminister der EU am 23. Oktober werden die neuen Ziele sicherlich auf der Tagesordnung stehen (Quelle: Montel). Den Forderungen von Umweltverbänden nach einem Ziel von 65 oder gar 70 Prozent weniger Emissionen bis 2030 erteilt die EU-Kommission eine Absage. Dies sei in diesem Zeitraum „einfach nicht machbar“ (Quelle: Montel).

Kritiker monieren, dass die EU-Kommission bei ihrem 55-Prozent-Ziel trickst. Denn in der neuen Rechnung sollen die Emissionen aus der Landnutzung mit einbezogen werden. Experten rechnen damit, dass dies im Vergleich zur vorherigen Rechengrundlage tatsächlich einer Reduktion der neuen EU-Ziele um 2,5 bis 5 Prozentpunkte entspricht. Also eher einer Reduzierung der Treibhausgasemissionen von 50 bis 52,5 Prozent gegenüber 1990 entspricht (Quelle: Montel).

Auf und Ab am langen Ende

Die Stromnachfrage könnte zum Ende des Jahres in den Staaten Westeuropas noch immer bis zu drei Prozent unter dem Normalwert liegen. Von einer vollständigen Erholung gehen Experten erst nach dem Jahr 2022 aus (Quelle: Montel).

Gleichzeitig könnte, laut einem Bericht des Energiekonzerns BP, die Corona-Pandemie die weltweite Ölnachfrage dauerhaft senken. Aufgrund der Folgen der Pandemie rechnet BP in seinen Szenarien damit, dass geänderte wirtschaftliche und soziale Verhältnisse dafür sorgen, dass der Ölbedarf bis 2025 um 3 Mio. Barrel/Tag geringer liegt als vor der Pandemie (Quelle: BP).

Anfang September fielen die Ölpreise, um mehr als zehn Prozent um gegen Ende des Monats wieder bei etwa 42 USD/Barrel zu landen.

Nach einem kurzen Hoch von knapp über 31 EUR/Tonne aufgrund der Vorschläge der EU-Kommission zum neuen Klimaziel für 2030 fielen die CO₂-Preise gegen Ende September wieder etwas ab. Der Strompreis für das Frontjahr pendelte im September zwischen 40 und 43 EUR/MWh, die CO₂-Zertifikatspreise für Lieferdatum Dezember 2020 erreichten ihr Tief bei knapp etwas über 26 EUR/Tonne.

Abbildung 2 stellt die Preisentwicklung verschiedener Commodities im August und September 2020 dar.

Abbildung 2: prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2020 (orangenfarbene Linie) und der Ölsorte Brent mit Lieferung im Dezember 2020 (rote Linie) von Anfang August bis Ende September 2020 (Quelle: Montel)

Höchstpreise am deutschen Kurzfristmarkt

Am deutschen Intraday-Markt kam es am 15. September 2020 zu den höchsten Preisen seit einem Jahr. Die Viertelstunde von 18.45 bis 19.00 Uhr erreichte einen Spitzenpreis von 3.999,99 EUR/MWh. Ursache hierfür war eine Kombination von höherer Nachfrage, geringer konventioneller Kraftwerksverfügbarkeit und kaum Wind. Dementsprechend mussten Kraftwerke mit sehr hohen Anfahrtkosten die Residuallast decken.

Die hohe Sonneneinstrahlung ab Mitte September verschaffte der PV noch einmal einen Schub, während die geringe Windeinspeisung durch eine relativ hohe Verstromung aus Steinkohlekraftwerken ausgeglichen wurde. Die Stromerzeugung und die Day-Ahead-Preise für Deutschland sind in Abbildung 3 zu sehen.

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

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

Während zu Beginn der Corona Pandemie noch darüber spekuliert wurde, wann die Energie-Welt zu ihrem Status quo zurückkehrt, drängt sich mit fortschreitendem Jahr die Frage auf, ob dies überhaupt geschehen wird. Der neu veröffentlichte World Energy Outlook 2020 der Internationalen Energie Agentur (IEA) prognostiziert vor allem strukturelle Verwerfungen auf den Rohstoffmärkten. Von denen werden sich die klassischen Primärenergieträger-Preise auch langfristig nicht erholen.

Der WEO 2020 und die Neubewertung der Commodity-Märkte

Mit ihrem World Energy Outlook veröffentlicht die Internationale Energie Agentur jedes Jahr eine umfassende Einschätzung über den aktuellen Stand der Energiewelt. Die vorgegebenen Szenariopfade gelten weithin als maßgebliche Quelle für mittel- und langfristige Prognosen für die Entwicklung von Angebots-, Nachfrage- und Preisentwicklungen auf dem globalen Energiemarkt.

Besondere Aufmerksamkeit bekommen im World Energy Outlook 2020 dabei die Öl-, Gas- und Kohlemärkte. Im Standardszenario “Stated Policies” (STEPS) haben die Analysten den Barwert der Öl- und Gasproduktion bis zum Jahr 2040, im Vergleich zur Vorkriseneinschätzung im WEO 2019, um 20 % nach unten korrigiert. Demgegenüber gehen die Analysten im progressiveren “Sustainable Development” (SDS) Szenario sogar von einer Kürzung des Barwertes um 50 % . Die IEA argumentiert diesen Paradigmenwechsel im Wesentlichen mit drei zeitlich separierten Wirkungskanälen.

1. Der historische Demand-Side-Schock der letzten neun Monate führt zum geringsten Wachstum des Energieverbrauchs seit den 1930er-Jahren. Diese Entwicklung legt den Grundstein für die aktuellen Rahmenbedingungen.

Besonders zwei Faktoren beeinflussen den Ölpreis:  der Rückgang der Mobilität sowie eine verzögerte Reaktion der OPEC. Demgegenüber leidet der Kohlepreis vor allem unter dem deutlichen Rückgang der Stromnachfrage in vielen Ländern, der die vormals oft preissetzenden Steinkohlekraftwerke aus dem Markt drängt. Der Gaspreis zeigte sich von den direkten Auswirkungen der Pandemie am wenigsten betroffen. Allerdings befand er sich schon zu Beginn des Jahres auf historischem Tiefstand – aufgrund eines starken globalen Angebots sowie milden klimatischen Bedingungen. Durch das negative Nachfragewachstum und die unelastische Produktion sind Überkapazitäten entstanden, die nach Einschätzung der IEA erst in einigen Jahren abgebaut sein werden.

2. Kurz- bis mittelfristig ist aufgrund mehrerer Unsicherheiten auf der Angebots- und Nachfrageseite nur mit einer langsamen Erholung zu rechnen.

Wie lange die Corona-Pandemie noch einen Einfluss auf die Weltwirtschaft nehmen wird, ist auch im WEO eines der größten Fragezeichen. Für eine Rückkehr des Ölverbrauchs zurück zum Vorkrisenlevel spannt die IEA ein Zeitfenster von 2023 bis 2030 für Europa. Große Unsicherheit ist bekanntlich Gift für Investitionen. Überhänge in Kapazitäten und neu gewürfelte Marktverhältnisse, wie das Coal-to-Gas-Switching, verstärken die Volatilität. Mittelfristig bleiben damit, nach Einschätzung der IEA, Effizienzsteigerungen aus.

3. Langfristig führt dieser Rückstand zu einer schlechteren Wettbewerbsposition gegenüber immer kompetitiveren erneuerbaren Energien.

Steigende Skepsis gegenüber fossilen Energiequellen als profitables Geschäftsmodell, sowie der Vorstoß vieler Akteure die aktuelle Krise als Chance für die Energiewende zu begreifen, bestimmen schließlich wie stark sich der Ausblick für Öl-, Gas und Kohle bis zum Jahr 2040 verschlechtert. Die künstliche Verknappung von CO₂-Zertifikaten und das damit einhergehende Erstarken des EUA-Preises ist ein gutes Beispiel dafür, wie sich dieses Ungleichgewicht langfristig ausspielen kann. Der Einfluss dieses regulatorischen Faktors wird vor allem beim Betrachten der Unterschiede des STEPS und SDS Szenario deutlich.

Abbildung 1: Kausalität der Einflüsse auf Rohstoff- und Strompreise (Quelle: Energy Brainpool)

Gaspreis soll langfristig dreimal so stark sinken wie Öl- und Kohlepreis

Abbildung 2: prognostizierte zukünftige Preise fossiler Brennstoffe in 2040 im STEPS im Vergleich zu 2019 (Quelle: Energy Brainpool)

Das Stated Policies Szenario (STEPS) prognostiziert die Auswirkungen von bereits beschlossenen Maßnahmen und Zielen, solange für diese detaillierten Pläne zur Erreichung existieren. Annahme hierbei ist, dass die Covid-19-Pandemie 2021 unter Kontrolle gebracht wird, und die Weltwirtschaft zurück zu Prä-Pandemie-Niveaus kehrt.

Abbildung 3: prognostizierte zukünftige Preise fossiler Brennstoffe in 2040 im SDS im Vergleich zu 2019 (Quelle: Energy Brainpool)

Im Sustainable Development Szenario (SDS) gehen die Analysten von dem vollständigen Erreichen aller Nachhaltigkeitsziele aus, unter anderem dem Paris-Abkommen, und modellieren den dafür nötigen Policy-Pfad. Die Annahmen an die Wirtschaft und an die öffentliche Gesundheit sind identisch zu denen im STEPS.

Aus Abbildung 2 & 3 ist zu entnehmen, dass sowohl im STEPS als auch im SDS die im WEO 2020 prognostizierten Preise aller Commodities für das Jahr 2040 im Vergleich zu denen aus dem WEO 2019 gesunken sind. Hierbei sticht besonders die Entwicklung des Gaspreises im SDS von 21,86 €/MWh auf 14,28 €/MWh heraus. Ein Preisabfall von knapp 35 %, im Vergleich zur Prognose aus dem Vorjahr ein mehr als dreifach so starker Abfall wie bei Öl und Kohle. Es drängt sich die Frage auf, warum gerade bei Gas und auch nur im SDS eine so drastische Korrektur der Prognosen vorgenommen wurde.

Drei Einflüsse auf die Gaspreisentwicklung

Die Begründung hierfür lässt sich in drei Aspekte aufteilen, wobei alle ein negatives Preissignal an die globalen Rohstoffmärkte senden.

Reduktion der Emissionen

Zunächst wird von einem verstärkten Bekenntnis Emissionen zu reduzieren in allen Sektoren ausgegangen. Dies wurde bisher unterschätzt. Dazu gehört die vollständige Durchsetzung des European Green Deal und somit weitere Schritte in Richtung der CO₂-Neutralität. Diese Maßnahmen, sowie ein im SDS nach wie vor hoher CO₂-Preis, verschlechtern das Klima für die fossilen Brennstoffe und somit auch für die Gasindustrie.

Besonders die Marktposition von Low-Carbon Gasen, wie Wasserstoff oder Biogas, welche in direkter Konkurrenz zu Erdgas stehen, wird nun langfristig deutlich stärker eingeschätzt. Zusätzlich legen auch Finanzakteure wie die Europäische Investment Bank vermehrt Wert auf Konformität der Investments mit Nachhaltigkeitsstandards.

Rückgang der Gasnachfrage

Diese Einschätzungen der Experten der IEA haben negative Auswirkungen auf die Gasnachfrage, den zweiten Teil der Begründung. Sowohl kurz- als auch langfristig wird ein sukzessiver Rückgang der Nachfrage nach Gas im europäischen Raum erwartet. In der kurzen Frist liegt dies vor allem an den direkten Auswirkungen der Covid-19-Pandemie und macht sich primär durch stark gesunkene Preise bemerkbar.

Effekte hiervon sind zum einen eine wachsende Skepsis von Investoren und zum anderen die Ermöglichung des Coal-to-Gas-Switchings. Das Potenzial zur Nachfragesteigerung hiervon ist allerdings begrenzt.

Langfristig wird für die EU bis 2040 im SDS ein Rückgang der Nachfrage um über 50 % im Vergleich zu dem Niveau von 2019 prognostiziert. Im Gegensatz dazu liegt der weltweite Wert bei nur -12 %, da eine wachsende Gasnachfrage vor allem im asiatischen Markt erwartet wird.

Anpassung von Ressourcen und Reserven

Der dritte Teil der Begründung bezieht sich auf eine veränderte Grundannahme was das Angebot, die existierenden Reserven und Ressourcen, angeht. Im WEO 2020 passen die Analysten die US Shale Gas Ressourcen um 16 % nach oben an auf 50 tcm statt 43.1 tcm.

Es bleibt festzuhalten, dass zum einen eine vollständige Erholung vom Nachfrage-Schock, initiiert durch die Corona-Pandemie, vorerst ausbleibt, und zum anderen die Gaspreise davon langfristig am stärksten betroffen sein werden. Weiterhin ist anzunehmen, dass CO₂-Preise aufgrund ihrer regulatorischen Natur von den oben beschriebenen Einflüssen weitestgehend unberührt bleiben.

Einfluss des WEO 2020 auf die Strompreisszenarien

Unsere Strompreisszenarien ähneln sich denen des WEO darin, dass sie auf aktuellen politischen Entscheidungen und Gesetzen, Preisen und Ereignissen basieren. Hierbei beruhen die Annahmen für Commodity-Preise unseres Energy-Brainpool-Szenarios (EBP) auf dem Sustainable-Development-Szenario und das Business as usual Szenario (BAU) auf dem Stated Policies Szenario des WEO.

Im Folgenden erläutern wir, wie sich die veränderten Prognosen des WEO 2020 gegenüber des WEO 2019 auf die Strompreise in unseren Szenarien auswirken.

Abbildung 4: Einfluss des WEO 2020 auf die durchschnittlichen europäischen Baseloadpreise (Quelle: Energy Brainpool)

Wie sich Grafik 4 entnehmen lässt, werden sich besonders die progressiven Annahmen aus dem SDS-Szenario auf die durchschnittlichen europäischen Baseloadpreise niederschlagen. Zeitweise ist eine negative Korrektur von bis zu 15 % im Jahr 2030 durch die veränderten Annahmen zu erwarten.

Für die zukünftige Entwicklung der Strompreise sind hauptsächlich die erwarteten Gas- und CO₂-Preise von Relevanz. Da nahezu alle europäischen Länder einen Ausstieg aus der Kohleverstromung planen, spielen Kohlepreise langfristig keine Rolle mehr. Auch Ölpreise haben keinen direkten Einfluss, da die Anzahl an Ölkraftwerken zu vernachlässigen ist. Durch die Ölpreisbindung nimmt der Ölpreis jedoch indirekt auf den Gas-, und somit den Strompreis Einfluss. Die Bedeutung davon wird zukünftig immer geringer.

Entwicklung der Gas- und Strompreise nicht identisch

Allerdings ist die Entwicklung der Gas- (-35 %)- und Strompreise (bis zu -15 %) nicht identisch. Je stärker der Ausbau von Erneuerbaren und im Zweifel der Kernenergie voranschreitet, desto geringer der Einfluss der Gaspreise. Das erkennt man an der abnehmenden Veränderung der Strompreise und Vermarktungserlöse auf rund -10 % im Jahr 2040. Hingegen ist im BAU-Szenario eine weniger drastische Korrektur der Baseloadpreise nach oben zu erwarten. Dies liegt vor allem an der Annahme eines höheren CO₂-Preises im Vergleich zum WEO 2019.

Abbildung 5: Einfluss des WEO 2020 auf die durchschnittlichen europäischen Vermarktungserlöse im EBP-Szenario (Quelle: Energy Brainpool)

Abbildung 6: Einfluss des WEO 2020 auf die durchschnittlichen europäischen Vermarktungserlöse im BAU Szenario (Quelle: Energy Brainpool)

Den vorangegangenen Grafiken ist eine ähnliche Entwicklung der durchschnittlichen europäischen Vermarktungserlöse von Solar und Onshore-Wind zu entnehmen. Allerdings sind die Vermarktungserlöse von den Veränderungen im WEO 2020 etwas weniger betroffen. Der Grund hierfür liegt in der Struktur dieser.

Vermarktungserlöse sind erzeugungsgewichtete durchschnittliche Erlöse. Dies bedeutet, dass dort, wo die Erzeugung durch Wind und PV am größten ist, durchschnittlich weniger Gas verbraucht wird. Somit schrumpft der Einfluss von Gas und CO₂-Preisen .

Fazit

Basierend auf unserer Auswertung wird deutlich, dass die strukturellen Veränderungen auf den Commodity-Märkten, die sich aus der IEA-Einschätzung ergeben, einen substanziellen Effekt auf die langfristige Entwicklung von Strompreisen haben werden. Die Vermarktungserlöse erneuerbarer Energien sind davon in ähnlichem Maße betroffen.

Für die Stärke des Effekts sind zwei Sensitivitäten besonders entscheidend. In der Mittelfrist-Perspektive steht die weitere Dauer des Einflusses der Corona-Pandemie und die daraus resultierende Unsicherheit auf den globalen Energiemärkten. Langfristig geht es besonders um die Progressivität der Maßnahmen zum Erreichen von Emissionszielen und damit im Kern um ein Stärken des Wettbewerbsvorteils von erneuerbaren Energien und low-carbon Gasen wie Wasserstoff.

Unsere Szenarien haben wir auf den aktuellen World Energy Outlook 2020 angepasst. Sie stehen ab KW 45 zum Versand bereit. Anfragen dazu können Sie gern an Carlos Perez Linkenheil richten.

Autoren: Naemi Schink, Calvin Triems, Carlos Perez Linkenheil

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Die EEG-Umlage wird jedes Jahr Mitte Oktober für das folgende Jahr von den Übertragungsnetzbetreibern auf Basis von zukünftigen Prognosen bekannt gegeben. Im kommenden Jahr beträgt die EEG-Umlage 6,5 ct/kWh. Die Übertragungsnetzbetreiber haben am 15. Oktober 2020 bekannt gegeben, dass die EEG-Umlage ohne die Entlastungsmaßnahmen in 2021 auf 9,651 ct/kWh gestiegen wäre. Damit läge die EEG-Umlage 2021 40 Prozent höher als die nun bezuschusste EEG-Umlage von 6,5 ct/kWh.

Der Bundeszuschuss von 10,8 Milliarden Euro, bestehend aus dem Corona-Konjunkturpaket und der neuen CO₂-Bepreisung im nationalen Emissionshandel, verhindert einen ansonsten starken Anstieg der Umlage im Vergleich zum Vorjahr. Abbildung 1 zeigt die Entwicklung der EEG-Umlage im letzten Jahrzehnt auf.

Abbildung 1: Entwicklung der EEG-Umlage von 2010 bis 2022 (schraffierter Bereich: Höhe der EEG-Umlage ohne staatliche Deckelung) (Quelle: Energy Brainpool)

Die COVID-19-Pandemie hatte einen verminderten Stromverbrauch zur Folge. Der vorläufige Nettostrombedarf für 2020 liegt voraussichtlich acht Prozent unter dem im Vorjahr geschätzten Wert (Quelle: PV Magazine). Darüber hinaus sind die Großhandelspreise gesunken. Dies hat zusätzlich die Einnahmen für erneuerbare Energien gemindert und zu einem Rekorddefizit auf dem EEG-Konto geführt. Das Defizit muss in 2021 ausgeglichen werden (Quelle: Bundesnetzagentur). Laut EWI könnte die EEG-Umlage in 2022 auf 8,36 ct/kWh steigen, sollte es keinen staatlichen Zuschuss geben (Quelle: ewi). Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier (CDU) betonte, dass im Jahr 2022 die EEG-Umlage weiter auf 6 ct/kWh gesenkt werde (Quelle: PV Magazine).

Große Änderungen im World Energy Outlook 2020

Jedes Jahr veröffentlicht die Internationale Energieagentur mit ihrem World Energy Outlook (WEO) eine umfassende Einschätzung über den aktuellen Stand der Energiewelt und über die zukünftigen Entwicklungen dieser. Die vorgegebenen Szenariopfade gelten weithin als maßgebliche Quelle für mittel- und langfristige Prognosen für die Entwicklung von Angebots-, Nachfrage- und Preisentwicklungen auf den globalen Energiemärkten.

Dieses Jahr beinhaltet der WEO vier Szenarien: das Standardszenario „Stated Policies“, das progressive Szenario „Sustainable Development“, den „Zero Emissions by 2050 case“ sowie ein Szenario in dem die COVID-19-Pandemie erst nach 2023 unter Kontrolle gebracht wird, das „Delayed Recovery Szenario“.

Obwohl auch langfristige Prognosen gemacht werden, liegt der Fokus deutlich auf den nächsten zehn Jahren. Grund hierfür sind die durch die Pandemie entstandenen Unsicherheiten. Die zwei ausgewiesenen Fokus-Bereiche des WEO 2020 sind zum einen die Auswirkungen von Corona auf den Energiesektor und zum anderen die damit verbundenen Aussichten für die Energiewende.

Eine umfassendere Zusammenfassung des WEO 2020 haben wir auf unserem EnergyBrainblog geteilt. Abbildung 2 gibt jedoch schon einen guten Überblick über die Auswirkungen der Corona-Pandemie auf die globalen Energiekennzahlen im Jahr 2020.

Abbildung 2: Schlüsselindikatoren für den geschätzten Energiebedarf, CO2-Emissionen und Investitionen, 2020 relativ zu 2019 (Quelle: IEA)

Für uns bei Energy Brainpool sind besonders die veränderten Annahmen zu den langfristigen Entwicklungen der Commodity-Preise von Relevanz und wie sich diese auf die Strompreise und somit auch die Vermarktungserlöse erneuerbarer Energien auswirken. Auch hierzu haben wir eine Analyse veröffentlicht.

Solar gewinnt bei Innovationsausschreibungen

Zum 1. September 2020 fanden in Deutschland zum ersten Mal Innovationsausschreibungen statt. Anders als bei regulären Ausschreibungen für Windenergieanlagen und Photovoltaik geht es bei den beiden geplanten Innovationsausschreibungen 2020 und 2021 um fixe Marktprämien. Im Gegenteil zur regulären gleitenden Marktprämie, welche die Differenz zwischen dem anzulegenden Wert (Gebotswert in der Ausschreibung) und dem monatlichen Marktwert an der Strombörse ausgleicht, entspricht die fixe Marktprämie einer Zahlung eines festen Betrags zusätzlich zum erzielten Preis an der Strombörse über den gesamten Förderzeitraum. Deshalb können die Ausschreibungsergebnisse nicht 1:1 mit den regulären Auktionen für erneuerbare Energien verglichen werden.

Eine weitere Besonderheit der neuen Ausschreibungen ist, dass der Gesetzgeber keine Förderung bei negativen Preisen zahlt. Teilnehmen durften dieses Jahr unter anderem Anlagenkombinationen von PV- oder Windenergieanlagen mit Speicher, welche über einen gemeinsamen Netzverknüpfungspunkt einspeisen.

Ausschreibung stark überzeichnet

Auf das Ausschreibungsvolumen von insgesamt 650 MW haben sich laut Bundesnetzagentur 133 Gebote mit einer Leistung von 1.095 MW beworben. Dies entspricht einer Überschreibung von über 68 Prozent. 83 der Gebote waren Anlagenkombinationen, der Rest Photovoltaikanlagen. Es ging kein Gebot von einer einzelnen Windenergieanlage ein.

45 Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 283 MW bekamen auch einen Zuschlag. Das niedrigste bezuschlagte Gebot lag bei 0,96 ct/kWh, das höchste bei 3 ct/kWh. Der mengengewichtete Durchschnitt liegt bei 2,65 ct/kWh.

28 Anlagenkombinationen bekamen einen Zuschlag für insgesamt 394 MW. Von diesen Kombinationen besteht nur davon aus einer Windanlage und Speicher, der Rest aus PV-Anlagen mit Speicher. Das niedrigste bezuschlagte Gebot lag hier bei 1,94 ct/kWh, das höchste bei 5,52 ct/kWh. Der mengengewichtete Durchschnitt beträgt 4,5 ct/kWh.

Zum 1. Oktober 2020 wurden weitere Ausschreibungsrunden für Solar und Windenergieanlagen an Land abgehalten. Die Windausschreibung war um 20 Prozent und somit erneut deutlich unterzeichnet. Bei der Solarausschreibung gab es erneut eine Überzeichnung. Es lässt sich erkennen, dass trotz der Möglichkeit an der Innovationsausschreibung teilzunehmen, die Nachfrage das Angebot bei PV weiterhin deutlich übersteigt.

Commodity und Strompreise fallen mit zweiter Corona-Welle

Die ansteigenden Corona-Fallzahlen und damit die Angst um einen neuen Lockdown führten im Oktober 2020 zum Sinken der Commodity-Preise. Verstärkt wird dies durch die sinkenden CO₂-Preise (Quelle: Montel). Seit September 2020 erkennt man einen Preisverfall der Strompreise und der Öl-Preise der Sorte Brent. Die Kohlepreise folgen den fallenden Öl-Preisen. Der Strompreis für das Frontjahr landete Ende Oktober bei knapp über 36 EUR/MWh und könnte je nach Corona-Situation in den nächsten zwei Monaten weitere 2-3 EUR/MWh verlieren (Quelle: Montel).

Einen starken Aufwärtstrend legten die Gaspreise hin. Dieser Trend resultierte aus den sinkenden Temperaturen und der damit verbundenen größeren Nachfrage aus dem Heizsektor. Am Anfang des Monats wurde der Preis weiter unterstützt durch wenig Wind und fehlender Gasflüsse aus Norwegen wegen Wartungsarbeiten. Der Gaspreis für das Frontjahr erreichte sein Zehn-Monatshoch mit 14,68 EUR/MWh (Quelle: Montel).

Nach den Rekordwerten des Frontmonats an der TTF Anfang des Monats führten mildere Wetterprognosen und Aussicht auf ordentlich viel Wind gegen Mitte Oktober 2020 wieder zum Sinken der Gaspreise (Quelle: Montel).

Abbildung 3 zeigt die Preisentwicklungen des Frontjahres Strom Deutschland sowie für CO₂-Zertifikate, Öl und Gas seit Anfang September 2020.

Abbildung 3: prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2020 (rote Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Januar 2021 (orangefarbene Linie) und des Frontjahres Gas am TTF (grüne Linie) von Anfang September bis Ende Oktober 2020 (Quelle: Montel)

Solar nimmt im Oktober deutlich ab

Der Monat Oktober war teils geprägt durch hohe Windeinspeisungen, besonders in der ersten und letzten Woche. Der Day-Ahead-Preis sank in Anbetracht des besseren Windangebots und der durch Corona-Maßnahmen befürchteten sinkenden Energienachfrage (Quelle: Montel). Bedingt durch den Jahreszeitenwechsel halbierte sich die Solareinspeisung im Vergleich zum Vormonat beinahe. Dies ist auch gut in Abbildung 4 zu erkennen, welche die deutsche Stromerzeugung aus verschiedenen Technologien im Oktober 2020 darstellt.

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

 Autoren: Simon Göß, Naemi Schink und Sila Akat

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Am 1. Januar 2021 soll eine neue Version des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in Kraft treten. Im Folgenden beschreiben wir die aktuellsten Entwicklungen hin zur EEG-Novelle 2021.

EEG-Novelle 2021 auf der Zielgeraden?

• Am 1.9.2020 legt das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) den ersten Referentenentwurf zum EEG 2021 vor. Darin geht es weniger darum, das Gesetz komplett neu zu strukturieren. Vielmehr steht im Mittelpunkt, das bisherige Gesetz weiter zu entwickeln.
• Das BMWi hat am 14.9.2020 den in der Zwischenzeit aktualisierten Referentenentwurf veröffentlicht. Das war zeitgleich der Startschuss für die Anhörungen der Verbände. Innerhalb von nur drei Tagen mussten alle Akteure Stellung nehmen. Das löste eine Welle der Kritik aus.
• Am 23.9.2020 hat die Bundesregierung den Kabinettsentwurf zum EEG 2021 vorgelegt.
• Der Bundesrat hat am 6.11.2020 zum Gesetzesentwurf der Bundesregierung Stellung bezogen. Die Vertreter des Verfassungsorgans forderten in dem Zuge weitere Änderungen des EEG-Entwurfs. Insbesondere wurde kritisiert, dass die Ausbaupfade für die erneuerbaren Energien nicht ausreichend hoch seien. Darüber hinaus gab es Kritik, dass die Smart-Meter-Pflicht für Anlagen ab 1 kW unverhältnismäßig sei.
• Kaum eine Woche später, am 11.11.2020, antwortete sogleich die Bundesregierung. Ein Großteil der Verbesserungsvorschläge wurden abgelehnt und nur wenige werden bei weiteren Überprüfungen berücksichtigt. (Quelle: prometheus). Verbände, Branchenexperten und Wissenschaftler befürchten eine Ökostromlücke, die aufgrund eines schwächelnden Neubaus von Erneuerbare-Energien-Anlagen entstehen könnte.
• Aufgrund europarechtlicher Vorgaben muss das EEG 2021 zwingend zum 1.1.2021 in Kraft treten. Dafür sollte der Bundestag bis Ende November die Novelle verabschiedet haben. Bis Ende 2020 sollte die EU-Kommission den Gesetzesentwurf durchgewunken haben.

Sobald über die EEG-Novelle 2021 final entschieden wurde, werden wir die zentralen Veränderungen in einem weiteren Beitrag erläutern.

EU-Kommission genehmigt deutschen Steinkohle-Ausstieg.

Die Bundesregierung hat sich das Ziel gesetzt, bis 2038 alle Kohlekraftwerke stillzulegen. Um sich diesen Bestrebungen anzunähern, hat die Bundesnetzagentur der EU-Kommission eine Vorlage für ein Ausschreibungsverfahren vorgelegt. Die EU-Kommission genehmigte am 25.11.2020 den Steinkohleausstieg.

Anders sieht es für die Braunkohle-Ausschreibungen aus. Diese erhalten vorerst keine Genehmigung, da die geringe Anzahl von Marktteilnehmern keine wettbewerbliche Ausschreibung ermöglicht.
Bezogen auf den Steinkohleaussteig hat die EU-Kommission nur eine Veränderung getroffen: Die letzte Ausschreibungsrunde 2027 findet nicht mehr wie geplant statt. Zwischen 2027 bis 2030 werden die Stilllegungen dann rein ordnungsrechtlich, ohne jedwede Kompensation für die Betreiber ablaufen.

Am 1. September 2020 fand die erste Ausschreibungsrunde für die Abschaltung statt und es waren 4 GW Gesamtleistung ausgeschrieben. Die Anlagen sollen spätestens sieben Monate nach der Bekanntgabe des Zuschlags durch die Bundesnetzagentur vom Netz genommen werden. Falls die Übertragungsnetzbetreiber eine Systemrelevanz feststellen, könnten die Anlagen ihren Strom zwar nicht mehr am Strommarkt vermarkten, müssten aber Regelleistung bereitstellen (Quelle: BMWi).

Die Ergebnisse der Ausschreibung sind der Tabelle 1 zu entnehmen:

Tabelle 1: Ergebnisse zum Gebotstermin am 1. September 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

Die Ausschreibungsrunde war stark überzeichnet. Das Gebot, dessen Bezuschlagung das Ausschreibungsvolumen von 4.000 MW erstmals überschritten hat, erhielt jedoch noch einen Zuschlag. Der hohe Wettbewerb hat die Zuschläge deutlich unter den Höchstpreis von 165.000 EUR/MW gedrückt. (Quelle: Bundesnetzagentur).

Aufgrund der Anlagen, die letztendlich einen Zuschlag erhalten haben, hagelte es von unterschiedlichen Seiten an Kritik an dem Verfahren. Zum einen wurden Anlagen, die sowieso rote Zahlen geschrieben haben, noch mal zu Geld gemacht. Zum anderen sind vergleichsweise junge Anlagen mit einem hohen Wirkungsgrad vom Netz gegangen.

Zu nennen wäre das Kraftwerk Moorburg Block A und Block B von Vattenfall, welches erst im Jahr 2015 an das Netz gegangen ist (Quelle: klimareporter). Auch das Kraftwerk Westfalen von RWE ist erst vor sechs Jahren ans Netz gegangen. Zuzüglich zu dem Kraftwerk Ibbenbüren hat RWE mit 216 Mio. Euro und damit gut zwei Drittel der gesamten Zuschlagssumme von 317 Mio. Euro, den größten Zuschlag erhalten.

Startschuss für neuen Regelarbeitsmarkt gefallen

Der neue Regelarbeitsmarkt hätte bereits zum 1. Juni 2020 eingeführt werden sollen. Der Start verschob sich schließlich auf den 2. November 2020.

Abbildung 1: Roadmap des europäischen Regelarbeitsmarktes (Quelle: Energy Brainpool)

Bisher wurden Regelleistung und Regelarbeit am Vortag gemeinsam auktioniert. Nun findet Handel von Leistung und Arbeit in aufeinanderfolgenden und voneinander getrennten Märkten statt. Die Anbieter können inzwischen direkt Arbeitspreisgebote auf dem Regelarbeitsmarkt anbieten, auch wenn sie keinen Zuschlag auf dem Leistungsmarkt erhalten haben (Quelle: 50hertz). Damit wird dem Regelleistungsmarkt die Rolle als „Versicherung“ für den Regelarbeitsmarkt zugewiesen.

Fällt dieser aufgrund technischer Probleme aus, kann auf die angebotene Leistung auf dem Regelleistungsmarkt zurückgegriffen werden. Trotz eines Erhalts eines Zuschlags auf dem Regelleistungsmarkt, sollte man auf dem Regelarbeitsmarkt bieten, um einen Abruf zu null Euro zu vermeiden.

Die Bezuschlagung erfolgt auch in Zukunft nach der Höhe des Gebotspreises, also im pay-as-bid-Verfahren. Die Zeit zwischen Ende der Gebotszeit des Arbeitsmarktes und abrufbarer Zeitscheibe beträgt jetzt eine Stunde. Das bedeutet, dass die Teilnahme von Anbietern, welche ihr Erzeugungsvolumen nicht langfristig determinieren können – also erneuerbare Energieträger –vereinfacht wurde (Quelle: FORRS).

Durch die Umstellung des Bezuschlagungssystems wird sich Stück für Stück der Harmonisierung eines europäischen Energiemarkts gemäß Electricity Balancing Guideline (EBGL) genähert. Langfristig sollen für den grenzüberschreitenden Handel von Regelarbeit für SRL und MRL in Europa die Plattformen PICASSO und MARI eingeführt werden (Quelle: bdew).

Aussicht auf Impfstoff beflügelt Preise trotz Corona 

Ende Oktober 2020 erreichten die Ölpreise ein Fünf-Monatstief. Hintergrund dafür sind die stärkeren Maßnahmen gegen COVID-19 auf europäischer Ebene sowie der lange Zeit unsichere Ausgang der US-Wahlen (Quelle: montel). Anfang November wurde der Preis dann durch die Hoffnung eines Impfstoffes beflügelt. Und zusätzlich hat die Klarheit um die Präsidentschaftswahl in den USA zum Anstieg des Ölpreises beigetragen.

Der Ölpreis erreichte am 25.11.20 den höchsten Stand seit acht Monaten und hat sich im Laufe des Monats um knapp zehn Prozent erhöht. Für 2021 erwartet die Internationale Energieagentur, dass sich die Nachfrage um 5,8 Mio. bbl/Tag auf 97,1 Mio bbl/Tag erholt. Damit liegt sie knapp 3 Mio. bbl/Tag unter dem Niveau des vorherigen Jahres (Quelle: montel).

Das Cal 21 stieg an der EEX zuletzt auf 41,45 EUR/MWh und hat damit ein 7-Wochenhoch erreicht. Damit reagiert das Frontjahr im deutschen Strommarkt auf die Aussicht nach einem Impfstoff für COVID-19 und die damit einhergehende Verbesserung der wirtschaftlichen Lage. Außerdem wird der Anstieg durch in Aussicht stehende kühlere Temperaturen und weniger Wind begründet (Quelle: montel).

Das Wetter hatte auch einen starken Einfluss auf den Preis für das Frontjahr Gas. Mitte November ist der Preis aufgrund milder Temperaturen gefallen. Gegen Ende des Monats hingegen werden für Dezember Temperaturen drei Grad unter dem Durchschnitt prognostiziert und dies sorgte für einen anhaltenden Aufwärtstrend (Quelle: montel).

Der EUA-Leitkontrakt Dezember 2020 hatte im November einen steigenden Verlauf und erreichte am Ende des Monats ein Neun-Wochenhoch mit 28,90 EUR/Tonne (Quelle: montel). Gegen Ende des Monats hat die EU-Kommission angekündigt, dass die Auktion 2021 nicht vor Ende Januar oder Anfang Februar stattfinden würde. Die resultierende Lücke von 6 Wochen lässt die CO₂-Kontrakte weiter ansteigen (Quelle: montel).

Abbildung 1 zeigt die Preisentwicklungen des Frontjahres Strom Deutschland sowie für CO₂-Zertifikate, Öl und Gas seit Anfang Oktober 2020.

Abbildung 2: Prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2020 (rote Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Januar 2021 (grüne Linie) und des Frontjahres Gas am TTF (orangefarbene Linie) von Anfang Oktober bis Ende November 2020 (Quelle: Montel).

Starke Gasverstromung im November

Der Anteil erneuerbarer Energien im November 2020 lag im Durchschnitt ungewohnt niedrig bei 40 Prozent. Das ist einerseits auf die geringe Sonneneinstrahlung in den Wintermonaten zurückzuführen. Solarkraft nähert sich ihrem durchschnittlichen Tiefpunkt mit 1,7 TWh Stromerzeugung im November.

Andererseits tragen stark schwankende Windeinspeisungen zwischen 1,50 GW und 33,01 GW zu dem geringen Anteil der erneuerbaren Energien bei. In Folge dessen sind die Steinkohlerzeugungen mit fünf TWh besonders hoch. Auch Gas erzielt trotz durchwachsenen Wetter mit 7 TWh Rekorde und seine in 2020 bislang höchste monatliche Nettostromerzeugung.

Abbildung 2 stellt die Stromerzeugung aus verschiedenen Technologien und die Day-Ahead-Preise im November 2020 für Deutschland dar.

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

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In Jahr 2020 wurden so viele Elektrofahrzeuge wie nie zuvor in Deutschland zugelassen. Dieser Trend zur E-Mobilität ließ sich schon seit Beginn des Jahres beobachten, jedoch hat der Ausbruch der Corona-Pandemie zu einem kurzzeitigen Rückgang der Neuzulassungen geführt (Quelle: electrive).

Neuzulassungen in 2020 auf Rekordhöhe

Seit Juli 2020 werden, wie sich Abbildung 1 entnehmen lässt, fast monatlich neue Rekordwerte gemessen.

Zuletzt wurden im November 28.965 reine Elektrofahrzeuge zugelassen. Allerdings waren 2020 bis jetzt nur etwa vier Prozent der gesamten Zulassungen rein elektrische Fahrzeuge. In unserem Blogbeitrag vom August 2020 besprechen wir diese Entwicklungen detailliert.

Interessant ist, dass aus Daten des Kraftfahrt-Bundesamtes (KBA) ersichtlich wird, dass alle Marken ein Minus an Neuzulassungen von etwa 3 bis zu 70 Prozent im Vergleich zum Zeitraum Januar–November 2019 verzeichnen. Einzige Ausnahme hierbei ist Tesla mit einem Plus von 37,2 Prozent. Dieser Unterschied lässt sich dadurch erklären, dass nur Tesla rein elektrische Fahrzeuge anbietet. Die anderen Fahrzeughersteller mussten aufgrund der Corona-Pandemie Einbußen im normalen Geschäft hinnehmen.

BMW reagiert ebenfalls auf diesen erkennbaren Großtrend E-Mobilität: Künftig werden sich die Mitarbeiter im Werk in München auf die Montage von Elektrofahrzeugen konzentrieren. Ein neues Montagewerk hierfür wird bis 2026 in Betrieb gehen. Ebenfalls soll bis Mitte 2022 jedes deutsche Werk mindestens ein vollelektrisches Auto produzieren. Tabelle 1 zeigt, welches BMW-Werk zukünftig welches Modell fertigen soll. Die Fertigung von Diesel- und Benzinmotoren wird in Zukunft aus Deutschland nach Österreich und Großbritannien verlegt.

Tabelle 1: BMW-Werke und dort zukünftig montierte Modelle

Werden E-Autos durch neue Abgasregeln wettbewerbsfähig?

Im Jahr 2022  wird die EU-Kommission über die Abgasnorm Euro 7 entscheiden. Die Advisory Group on Vehicle Emission Standards, ein Expertengremium, hat Vorschläge dazu gemacht (Quelle: EU-Kommission). Die Veränderungen der Normen sind vielfältig.

Laut Aussagen der Studie der Advisory Group on Vehicle Emission Standards dürfen künftig, je nach Szenario, nur noch 10/30 mg Stickoxide/km ausgestoßen werden. Dazu sollen die Regeln beim Testen verschärft werden; die Temperaturspanne, in der die Werte eingehalten werden müssen, vergrößert sich. Gleichzeitig gibt es keinen Kaltstart Bonus und keine Höhenbeschränkung mehr.

Außerdem sollen auch Szenarien des Stadtverkehrs wie kurze Strecken, Stop-and-Go Teil des Tests werden. Die Grenzwerte müssen nun auch über 240.000 km eingehalten werden. Zuletzt soll es keine Messtoleranzen mehr geben. Manche interpretieren die empfohlenen stark verschärften Regeln für Verbrenner als Todesstoß. Manche plädieren dafür, dass die technische Machbarkeit klar gegeben ist: Einige Autos unterbieten bereits heute die 30 mg Marke. Sicher ist, dass durch strengere Normen und die damit verbundenen hohen Kosten in Forschung & Entwicklung elektrische Autos wettbewerbsfähiger gegenüber Verbrennern werden können.

Ladesäulen und E-Autos: Ein Henne-Ei-Problem?

In den vergangenen fünf Jahren hat sich die Anzahl an öffentlichen Ladestationen in Deutschland auf über 33.100 Ladestationen deutlich mehr als verfünffacht (Quelle: electrive). Dies ist eindrücklich in Abbildung 2 zu erkennen.

Abbildung 2: Anzahl an öffentlichen Ladesäulen in Deutschland 2015 bis 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

Allein in den letzten sechs Monaten sind etwa 5.300 Ladesäulen dazu gekommen, ein Plus von 19 Prozent. Elektroautos haben im letzten Jahr einen Zuwachs von über 360 Prozent verzeichnet, sodass es aktuell 240.000 rein elektrische Fahrzeuge und noch einmal 200.000 Plug-in-Hybride auf deutschen Straßen gibt.

Trotz dieses starken Wachstums auf beiden Seiten sind die formulierten Ziele der Bundesregierung noch weit entfernt. Bis 2030 soll es 1 Million öffentliche Ladepunkte und 10 Millionen Elektroautos geben. Ein Verhältnis von 1:10, welches als ideal angesehen wird. Aktuell liegt das Verhältnis bei etwa 1:13, Tendenz steigend. Eine vom Bundesverkehrsministerium in Auftrag gegebene Studie ergibt ähnliche Dimensionen. Man geht von bis zu 14,8 Millionen E-Autos bis 2030 aus, die je nach Szenario und Anteil an Schnellladesäulen 440.000–843.000 Ladestationen benötigen würden.

Um das Ziel der Bundesregierung zu erreichen, müsste es aktuell einen Zuwachs von 2000 neuen Ladepunkten pro Woche geben. Dieser Zubau ist jedoch derzeit nicht absehbar.

Ob es mehr Ladesäulen braucht, um die steigende Anzahl an Elektroautos zu bedienen oder ob es mehr Elektroautos braucht, um die bestehende und wachsende Anzahl an Ladesäulen auszulasten und somit wirtschaftlich zu machen, darüber gibt es verschiedene Meinungen. Laut Verband der Automobilindustrie (VdA) müsste es für die aktuelle Anzahl an Ladestationen 310.000 mehr reine Elektroautos geben als jetzt. Damit der Anteil an E-Autos auch entsprechend wachsen kann, bedarf es allerdings laut Volkswagen deutlich mehr öffentliche Ladestationen, um eine ausreichende Stromversorgung sicher zu stellen (Quelle: electrive). Es kommt zu einem Henne-Ei-Problem.

Milliardenpaket für Automobilbranche

In der aktuellen Corona-Krise hat der Gesetzgeber die Automobilbranche großzügig unterstützt. Im Juni 2020 wurde neben einem Zwei-Milliarden-Paket für die Zulieferbranche eine Verdopplung der Kaufprämie für E-Autos und Hybride beschlossen, welche eine deutliche Wirkung zeigte. Jetzt haben die Verantwortlichen beim Autogipfel im November 2020 erneut ein Drei-Milliarden-Euro schweres Konjunkturpaket geschnürt. Jeweils eine Milliarde ist vorgesehen für Kaufanreize für E-Autos, Abwrackprogramme für alte Lkw und für Zukunftsfonds. Es ist zwar ein großer Teil der Hilfen für Elektromobilität vorgesehen, aber trotzdem zielen einige der Hilfen auch auf Verbrenner ab.

Weitere Förderung für Ziele der Regierung notwendig

Falls es bei derzeitigem Zulassungsniveau von knapp 29.000 Elektroautos monatlich bleibt, wird es etwa 28 Jahre dauern, bis 10 Millionen Elektroautos auf deutschen Straßen unterwegs sind. Dies wären 20 Jahre mehr als angepeilt. Daher scheint es unrealistisch, dass die Bundesregierung ihre Ziele ohne weitere Förderung erreichen werden. Analysten von Deloitte haben in einer Studie berechnet, dass bis 2030 wahrscheinlich eher 6,35 Millionen erreicht werden, also fast 4 Millionen weniger (Quelle: Deloitte).

Klar ist, den Trend hin zur E-Mobilität haben auch die deutschen Fahrzeughersteller erkannt und die Platzierung neuer Modelle wird in den nächsten Jahren zunehmen. Der koordinierte Ausbau der Ladeinfrastruktur sowie weitere staatliche Förderungen werden jedoch voraussehbar weiterhin eine große Rolle beim Umbau des motorisierten Personenverkehrs spielen.

Autoren: Naemi Schink, Simon Göß

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Die Ausbauziele wurden im Vergleich zur vorherigen Version des EEGs (Erneuerbare-Energien-Gesetz) angehoben. In Abbildung 1 sind die derzeit installierten Leistungen der erneuerbaren Energien zusammen mit den im EEG 2021 verankerten Ausbauzielen für das Jahr 2030 dargestellt.

Ausbaupfade werden erhöht

Bundesumweltministerin Svenja Schulze forderte allerdings schon Mitte Januar in Anbetracht der ambitionierteren EU-Klimaziele höhere Ausbaupfade für Deutschland (Quelle: Handelsblatt). So soll die installierte Leistung von Photovoltaik um ein Drittel höher liegen als momentan geplant.

Für Windenergie an Land sollen statt 71 GW installierter Leistung, 95 GW bis 2030 am Netz sein. Im Frühjahr könnten erste Verhandlungen stattfinden, um höhere Ausbaupfade zu beschließen als sie jetzt im EEG verankert sind.

Abbildung 1: Ausbaupfade der erneuerbaren Energien in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Weiterbetrieb Post-EEG

Viele Betreiber haben sich im Vorfeld der EEG-Novelle gefragt, wie sie mit den Anlagen umgehen sollen, deren Vergütungsperiode Ende 2020 ausgelaufen ist. Der Begriff „ausgeförderte Anlagen“ wurde in diesem Zusammenhang nun im EEG 2021 eingeführt.

Im ersten Schritt wird zwischen Windenergieanlagen und alle anderen Anlagen unter 100 kW unterschieden. Es bestehen unterschiedliche Regelungen bezüglich der Anschlussvergütung für diese beiden Kategorien. Bis Ende 2021 erhalten Windenergieanlagen eine Anschlussförderung, die auf den Monatsmarktwert aufgeschlagen wird.

An speziellen Ausschreibungen für die Anschlussvergütung können ebenfalls nur Windenergieanlagen teilnehmen. Die Ausschreibungen finden in 2021 und 2022 statt, wobei die Förderung bereits 2022 endet. Es werden insgesamt 2500 MW ausgeschrieben und die Gebotshöhe muss zwischen 3 bis 3,8 ct/kWh betragen.

Alle anderen Anlagen unter 100 kW, die ihren Strom dem Netzbetreiber zur Verfügung stellen, erhalten dafür eine Einspeisevergütung in Höhe des technologiespezifischen Jahresmarktwertes minus einer Vermarktungspauschale von 0,4 ct/kWh erhalten (bei Einbau von intelligenten Messsystemen halbiert sich Vermarktungspauschale auf 0,2 ct/kWh). Diese Regelung gilt bis Ende 2027.

Aus 6 mach 4: neue Regelung zu negativen Preisen

Nach zahlreichen Einwänden gegenüber dem ersten Entwurf des EEG 2021 hat der Gesetzgeber den zunächst angedrohten Vergütungsausfall ab der ersten negativen Stunde am Spotmarkt letztendlich doch nicht umgesetzt.

Das EEG 2021 sieht vor, dass für Anlagen die nach dem 01.01.2021 in Betrieb genommen wurden, die Vergütung nach vier negativen Stunden am Stück am Spotmarkt ausfällt. Der Vergütungszeitraum verlängert sich allerdings um die Anzahl der negativen Stunden, in denen keine Vergütung gezahlt wurde.

Ausgenommen von dem Vergütungsausfall sind Pilotwindenergieanlagen und Anlagen mit einer installierten Leistung kleiner 500 kW. Für Bestandsanlagen gilt wie gehabt die 6-h-Regelung nach dem EEG 2017 (Quelle: EEG 2021).

Abbildung 2 zeigt unsere Analyse zu den Auswirkungen der neuen Regelung. Sie stellt die Anzahl von Stunden in den Jahren 2015 bis 2020 dar, die in der stündlichen Day-Ahead-Auktion negativ waren. Einerseits zeigt sie die Anzahl von Stunden, die in einem zusammenhängenden Zeitfenster von sechs Stunden negativ waren (alte Regelung im EEG).

Andererseits zeigt sie die Stunden, die nach der neuen Regelung im EEG 2021 in einem Zeitfenster von vier Stunden negativ gewesen wären. Die Vergütungsausfälle wären mit der neuen Regelung um 20 bis 50 Prozent höher ausgefallen.

Abbildung 2: Anzahl von negativen Stunden in verschiedenen Zeitfenstern (6 Stunden, 4 Stunden, 1h Day-Ahead) von 2015 bis 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

Neue Ausschreibungsklasse bei Photovoltaik

Für die Ausschreibungen der Solarenergie gilt wie bisher, dass Photovoltaik-Dachanlagen (auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand) und Freiflächenanlagen (Freiflächenanlagen und Anlagen auf sonstigen baulichen Anlagen) bis 750 kW nicht an den Ausschreibungen teilnehmen müssen.

Demgegenüber besteht für Anlagen über 750 kW sowohl für Freiflächenanlagen als nun auch für Dachanlagen eine verpflichtende Teilnahme an den Ausschreibungen. Neu ist, dass eigene Ausschreibungen für Dachanlagen eingeführt wurden. Projektierer von Dachanlagen zwischen 300-750 kW haben die Möglichkeit, freiwillig an der Ausschreibung teilzunehmen.

Die Ausschreibungen für Freiflächenanlagen finden zwischen 2021 und 2028 mit einem Gesamtausschreibungsvolumen von knapp 13 GW statt. Dabei ist in 2021 ein Höchstgebot von 5,9 ct/kWh vorgesehen.

Dahingegen erfolgen die Ausschreibungen für Dachanlagen zwischen 2021 und 2028 mit einem Gesamtausschreibungsvolumen von 2,9 GW und einem Höchstgebot in 2021 von 9 ct/kWh (Quelle: DGRV).

EEG-Umlage und Eigenverbrauch

Es gilt nun auch eine neue Grenze für den EEG-Umlage befreiten Eigenverbrauch. Die Leistungsgrenze wird für Alt- und Neuanlagen von 10 auf 30 kW angehoben. Dabei darf ein jährlicher maximaler Stromverbrauch von 30 MWh nicht überschritten werden. Übersteigt die Anlage die befreite Leistung oder den Verbrauch, so fällt wie gehabt die 40 Prozent der EEG-Umlage auf den Eigenverbrauch an.

Mit der EEG-Novelle hat der Gesetzgeber auch Unsicherheiten bezüglich des Lieferkettenmodells klargestellt. Laut Gesetz darf nun ein Energiedienstleister – statt des Anlagenbetreibers – als Mieterstromlieferant auftreten und den Letztverbraucher mit Strom beliefern kann. Das erleichtert den Betrieb von Mieterstromprojekten (Quelle: energie-experten).

Änderungen für Windenergie an Land

Über den Zeitraum von 2021 bis 2028 finden jährlich drei Ausschreibungstermine mit einem Gesamtausschreibungsvolumen von ungefähr 31 GW statt. Allerdings hat die Bundesnetzagentur das Volumen der Windenergie-Ausschreibungen herabgesetzt, wenn zwei Wochen vor einem Gebotstermin eine Unterzeichnung abzusehen ist. So möchte man einen fortwährenden Wettbewerb zwischen den Teilnehmer gewährleisten.

Ebenso hat der Bundestag auch eine sogenannte „Südquote“ eingeführt, während das Netzausbaugebiet im Norden der Republik Geschichte ist. Konkret bedeutet dies, dass 15 Prozent (2022 und 2023) und ab 2024 sogar 20 Prozent des Ausschreibungsvolumens zunächst an Anlagen in Süddeutschland vergeben werden (Abbildung 3).

Erst anschließend werden weitere Gebote berücksichtigt. Damit soll der bestehende Netzengpass in der Mitte Deutschlands abgefangen werden (Quelle: EEG 2021).

Abbildung 3: landkreisscharfe Aufteilung des Deutschlands (Südgebiet dunkle Einfärbung) (Quelle: EnergieAgentur.NRW)

Umlagenbefreiung für grünen Wasserstoff

Laut EEG ist grüner Wasserstoff erst „grün“, wenn der Strom für die Elektrolyse ausschließlich aus erneuerbaren Energien stammt, die keine Förderung nach dem EEG in Anspruch nehmen. Dafür entfällt sowohl die EEG-Umlage als auch die KWK-Umlage auf den bezogenen Strom.

Genauere Details müssen durch das BMWi noch in einer Verordnung erlassen werden. Sie wird im Frühjahr oder Sommer 2021 erwartet (Quelle: EEG 2021).

In diesem Kontext ist der Abschluss von Grünstrom-PPAs besonders relevant. Die Formulierung im EEG lässt darauf schließen, dass gesonderte Grünstrom-PPAs für die grüne Wasserstoffherstellung abgeschlossen werden müssen. Eine andere Möglichkeit wäre die Nutzung von Strom aus alten erneuerbaren Anlagen, die keine finanzielle Förderung mehr erhalten.

Kommen PPAs nun in Fahrt?

Durch die gesetzliche Anschlussförderung von „ausgeförderten Anlagen“ ist der Druck auf die Betreiber dieser Ü20-Anlagen andere Erlösströme, wie etwa in der sonstigen Direktvermarktung oder durch andere Abnahmeverträge, zu finden, wieder etwas gesunken.

Dennoch sehen die derzeitigen Regelungen eine Anschlussförderung für Wind nur bis Ende 2022 vor. Für Windenergieanlagen, die anschließend aus der finanziellen Förderung fallen, könnten Anschluss-PPAs durchaus interessant werden.

Unsere PPA-Datenbank zeigt ebenfalls, dass die Vertragsabschlüsse von erneuerbaren Stromlieferverträgen außerhalb des EEGs trotz des Corona-Jahres zugenommen haben (Abbildung 4). Hier stellt sich heraus, dass insbesondere Corporate-PPAs der Markttreiber in Deutschland sind.

Sollen etwa Unternehmensziele bezüglich CO₂-Einsparungen oder Grünstromnutzung in den kommenden Jahren erreicht werden, so müssen die Weichen hierfür schon heute gestellt und Corporate PPAs abgeschlossen werden. Dies geschieht weitestgehend ungehindert durch die Pandemie, die sich preislich voraussichtlich eher auf die kommenden ein bis fünf Jahre auswirkt.

Abbildung 4: PPA-Abschlüsse in Deutschland und der EU im Jahr 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

Zur wirtschaftlichen Bewertung von PPAs ziehen wir bei Energy Brainpool deshalb unser Fundamentalmodell Power2Sim heran. Neben dem Preiseinfluss der zukünftigen Entwicklung des Kraftwerksparks, der Stromnachfrage und der Commodity-Preise spielt hierbei insbesondere auch die künftige Bewertung des Merit-Order-Effekts der Wind- und Solarenergie (Stichwort „Kannibalisierungsrisiken“) eine Rolle.

Wettereinflüsse oder ein stärkerer Zubau der Erneuerbaren verstärken diesen Effekt. Demgegenüber schwächt der Markthochlauf flexibler Stromverbraucher wie beispielsweise Elektrolyseure oder E-Autos ihn ab.

Zögern Sie nicht, uns bei allen Fragen rund um das EEG 2021 oder PPAs zu kontaktieren.

Oder besuchen Sie unser Live-Online-Training „EEG 2021: Kommen PPAs jetzt in Fahrt“ am 10. und 11. Februar 2021, wo wir den hier aufgeworfenen Thematiken detailliert auf den Grund gehen.

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Die Covid-19-Pandemie hat den Kurs der Energiewirtschaft 2020 maßgeblich geprägt. Durch soziale und wirtschaftliche Einschränkungen ist die Stromnachfrage im Vergleich zum Vorjahr um 3,6 Prozent gesunken (Quelle: Agora Energiewende). Das führte zu unterschiedlichen Auswirkungen auf den Terminmärkten.

Die Auswirkungen der Pandemie

Die weltweiten Großhandelspreise für Commodities erreichten historische Tiefpunkte im März 2020. Die Ölsorte Brent notierte Mitte März seinen tiefsten Fall seit Ausbruch des Golfkrieges 1991 bei 27 USD/Barrel – ungefähr 50 Prozent weniger als noch Anfang März.

Insgesamt deuten Daten und Schätzungen darauf hin, dass der globale Verbrauch an flüssigen Brennstoffen im Jahr 2020 um 9,0 Mio. Barrel pro Tag zurückgegangen ist – der größte jährliche Rückgang in den EIA-Daten seit 1980 (Quelle: EIA).

Mit den ersten Lockerungen im Mai erholten sich die Commodity-Preise und verzeichneten eine positive Entwicklung. Ob bei Kohle, Öl, Strom oder CO₂-Zertifikaten, überall ging es preislich nach oben. Nur die Gaspreise zeigen einen stagnierenden Verlauf. Mit besseren Konjunkturaussichten und dem Rettungspaket der EU stiegen über den Sommer hinweg auch die Preise an den Commodity-Märkten.

Entwicklungen im Herbst 2020

Schließlich sanken mit den steigenden Fallzahlen und der Befürchtung eines zweiten Lockdowns im Herbst die Preise. Dementsprechend wurden Anfang November 2020 die Commodity-Preise durch die Hoffnung eines Impfstoffes beflügelt. Zusätzlich hat die Klarheit um den Ausgang der USA-Präsidentschaftswahl zum Anstieg des Ölpreises beigetragen. Die EUA-Kontrakte sind aufgrund der höheren Klimaziele der EU-Kommission gegen Ende des Jahres gestiegen. Milderes Wetter im gesamten Jahr hat auf die Gaspreise gedrückt. Und selbst im Winter notierten sie zumindest in 2020 auf einem ungewöhnlich niedrigen Niveau (Quelle: montel).

Der durchschnittliche Preis beim deutschen Frontjahr für Grundlaststrom lag mit 40,07 Euro/MWh, mehr als 7 Euro/MWh, unter dem im Jahr vorher. Der Tiefpunkt wurde zu Beginn der Pandemie am 23. März erreicht und man konnte trotz der Rückschläge eher steigende Tendenzen beobachten. Am Ende des Jahres lag der Schlusskurs bei knapp 50 Euro/ MWh (Quelle: energate-messenger).

Abbildung 1 zeigt die Preisentwicklungen des Frontjahres Strom Deutschland sowie für CO₂-Zertifikate, Öl und Kohle.

Abbildung 1: prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2021 (orangefarbene Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im April 2021 (grüne Linie) und des Frontjahres Gas am TTF (grün Linie) im Jahr 2020 (Quelle: Montel)

Wenn Sie weitere Informationen zu den Auswirkungen der Pandemie suchen, empfehlen wir die Beiträge „Corona-Pandemie und Energiemarkt: eine quantitative Abschätzung über mittelfristige Entwicklungen“ und „Zusammenhänge und Folgen der Corona-Pandemie auf die Energiemärkte“.

Erneuerbare Energien überholen konventionelle Energieträger

Die Erneuerbaren Energien räumten 2020 ordentlich ab und gehen als Sieger der Pandemie hervor. Der Anteil von Erneuerbaren Energien an der öffentlichen Nettostromerzeugung in Deutschland landete letztes Jahr auf einem Rekordhoch bei 51 Prozent. Sie hatten somit erstmalig einen höheren Anteil als die konventionellen Energieträger. Dazu beigetragen haben sowohl ein gutes Windjahr als auch ein gutes Sonnenjahr.

Der Rückgang von 5,2 Prozent bei der Stein- sowie Braunkohle geht größtenteils auf die Kostenvorteile der Gaskraftwerke zurück. Die Stromerzeugung von Erneuerbaren Energien lag in Deutschland bei 233 Mrd. kWh, was einen Zuwachs von 9,7 TWh im Vergleich zu 2019 bedeutet (Quelle: Montel).

Abbildung 2 stellt die Anteile der Primärenergieträger an der Nettostromerzeugung in Deutschland dar.

Abbildung 2: öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland 2020 (Quelle: Energy Brainpool)

PPA: steigende Abschlüsse in Deutschland trotz Pandemie

Wegen der unsicheren wirtschaftlichen Folgen der Corona-Pandemie ist die Nachfrage nach langfristigen Stromverträgen mit erneuerbaren Energien im März stark zurückgegangen. In den Sommermonaten hat sich die Nachfrage wieder erholt. Der Grund war das gestiegene Interesse, sich langfristig abzusichern und nicht mehr den volatilen Strompreisen am Spotmarkt ausgesetzt zu sein. Beispielsweise sind die Spotmarkteinnahmen für die Windenergiebetreiber im letzten Jahr aufgrund der Pandemie um 19 Prozent gesunken.

Ein weiterer zentraler Treiber waren vor allem ausländische Märkte wie Spanien oder die skandinavischen Länder. Aber auch in Deutschland sind steigende PPA-Abschlüsse zu beobachten. In Abbildung 3 sehen Sie die bereits abgeschlossenen PPAs in Europa. Voraussichtlich ist ein Wachstum der PPA-Kapazitäten von 2 GW auf 5-6 GW bis Ende 2021 abzusehen. (Quelle: Montel)

Dabei wird der Großteil der Nachfrage insbesondere von großen Unternehmen gestemmt, die mittels Grünstrom-PPAs einen klimaneutralen Kurs anstreben. Beispielsweise hat die Deutsche Bahn letzten November drei neue Grünstrom-PPAs von knapp 780 Mio. kWh abgeschlossen und möchte 2038 den Schienenverkehr nur noch mit Grünstrom versorgen (Quelle: Energie&Management).

Abbildung 3: PPAs in Europa (in MW kumuliert), dargestellt sind nur die in der Fachpresse diskutierten PPA-Abschlüsse, Stand: Januar 2021 (Quelle: Energy Brainpool)

Der Hoffnungsträger Wasserstoff

Wasserstoff gilt als vielversprechender Energieträger der Zukunft. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie geht so weit, ihn als „Schlüsselelement für die Energiewende in Deutschland“ zu bezeichnen. Es stellt eine Alternative zu fossilen Energieträgern dar und ist über verschiedene Sektorengrenzen hinweg einsetzbar und bietet so große Synergiepotenziale. Die primären Anwendungsbereiche werden der Verkehrssektor und die Industrie sein (Quelle: BMWI).

Die EU-Kommission hat im Juni 2020 ihre Wasserstoffstrategie für ein klimaneutrales Europa vorgelegt. Daraus geht hervor, dass der Anteil von grünem Wasserstoff im Energiemix bis 2050 um mehr als 10 Prozentpunkte zulegen wird und bis zu 24 Prozent des Weltenergiebedarfs im Jahr 2050 decken könnte. Um der Nachfrage in Europa nachzukommen wären bis zu 120 GW an neuen Wind- und PV-Kapazitäten nötig (Quelle: PV Magazine).

In Deutschland wurde ebenfalls im Juni der Nationaler Wasserstoffrat gegründet. Die Aufgabe dieses Gremiums ist es, die Bundesregierung durch Vorschläge und Handlungsempfehlungen bei der Umsetzung und Weiterentwicklung der deutschen Wasserstoffstrategie zu unterstützen. Der Vorschlag grünen Wasserstoff von der EEG-Umlage zu befreien, um Wasserstofftechnologien zu unterstützen, wird wahrscheinlich Mitte 2021 umgesetzt werden. Damit soll dem zentralen Problem der mangelnden Wirtschaftlichkeit angegangen werden (Quelle: BMWI).

Wasserstoff bleibt weiterhin ein spannendes und sich wandelndes Thema. Passend dazu bieten wir am 16. und 17. März das Seminar „Game Changer Wasserstoff“ an.

Der Beitrag Ein Rückblick auf das turbulente Energiejahr 2020: Corona, PPAs und Wasserstoff erschien zuerst auf Energy BrainBlog.

Nach zwei Jahren Forschung nimmt das Projekt HyDeal langsam Fahrt auf. Ziel ist es, bis 2030 grünen Wasserstoff zum Preis von 1,50 EUR/kg für Abnehmer in Deutschland, Frankreich und Spanien bereitzustellen. Transport und Speicherung sind in diesem Preis mitinbegriffen.

Jährlich sollen die Anlagen in Summe 3,6 Millionen Tonnen grünen Wasserstoff bereitstellen. Insgesamt 30 Energieakteure sind an diesem Vorhaben beteiligt. Sie planen zukünftig europaweit grünen Wasserstoff zum Preis fossiler Brennstoffe anzubieten. In der ersten Etappe soll ab 2022 grüner Wasserstoff durch Elektrolyse mit Solarstrom von PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 10 GW auf der iberischen Halbinsel produziert werden (Quelle: PV Magazine).

Wasserstoffentwicklung und Ziele in der EU

In Abbildung 1 sind sowohl das EU-Gesamtziel an Zubau von Elektrolyseuren als auch die Ziele ausgewählter europäischer Länder für 2030 abgebildet. Nähere Informationen zu der Nationalen Wasserstoffstrategie der Bundesregierung können Sie in unserem bereits veröffentlichten Blogeintrag erhalten.

Aus der Abbildung geht hervor, dass Frankreich mit 6,5 GW Elektrolyseur-Leistung im Jahr 2030 eine Vorreiterrolle einnehmen möchte. Dicht gefolgt von Deutschland, Italien und dem Vereinigten Königreich, die jeweils 5 GW Leistung an Elektrolyseuren zur Wasserstoffproduktion bereitstellen möchten. Wenn die abgebildeten fünf EU-Länder ihr Ziel für 2030 erreichen, müssen noch 15,5 GW Elektrolyseur-Leistung von den restlichen Ländern in Europa gebaut werden.

Abbildung 1: Ausbauziele der Elektrolyseur-Leistung ausgewählter europäischer Länder (Quelle: Energy Brainpool)

Soll die EEG-Umlage ab 2022 wegfallen?

Die Bundesregierung strebt noch vor Ablauf der Legislaturperiode an, geänderte Förderbedingungen von erneuerbaren Energien festzulegen. Bisher wurde die Finanzierung der erneuerbaren Energien durch die EEG-Umlage angetrieben, die aktuell 6,5 ct/kWh beträgt. Dies soll sich im kommenden Jahr für die im Jahr 2022 in Betrieb gehenden Anlagen ändern. Zusätzlich soll die Finanzierung über den Bundeshaushalt unterstützt werden. Damit kann der Weg geebnet werden, die EEG-Umlage gänzlich abzuschaffen.

Der Zweck der Restrukturierung ist vor allem, dem Wachstum der Strompreise Einhalt zu gebieten und die Sektorenkopplung voranzutreiben. Geht es nach dem Bundesminister für Wirtschaft und Energie, Peter Altmaier (CDU), soll damit die Grundlage geschaffen werden, um “das Ziel von 65 Prozent erneuerbare Energien bis 2030 und Treibhausgasneutralität in der Stromversorgung in Deutschland noch vor dem Jahr 2050 erreichen können” (Quelle: Montel).

CO₂-Preisrally

Der Aufschwung der EUAs war selten so steil wie im Jahr 2020 und Anfang 2021. Zwar sind die Preise Anfang März 2020 aufgrund des ersten Lockdowns stark gefallen, sie sind aber bis Juli 2020 wieder angestiegen. Zunächst haben sie sich in einem Preiskorridor von 25 bis 30 EUR/Tonne eingependelt (siehe Abbildung 2). Von November 2020 bis Februar 2021 stiegen die Preise dann um 150 Prozent im Vergleich zum Tief im März und lagen das erste Mal über 40 EUR/Tonne.

Abbildung 2: Entwicklung der EUA-Preise von Januar 2020 bis Februar 2021

Für diese extreme Preisentwicklung gab es zwei entscheidende Treiber:

Zum einen hat die Aussicht auf die ersten Impfstoffe gegen das COVID-19-Virus die allgemeinen Konjunkturaussichten für die Jahre 2021 bis 2023 deutlich verbessert. Daraus resultiert, dass die CO₂-Emissionen vermutlich wieder steigen werden. Zum anderen begannen auf EU-Ebene Verhandlungen über eine Verschärfung des CO₂– Minderungsziels. Falls das EU ETS als marktbasiertes Instrument für einen Großteil dieser Emissionsminderungen zuständig sein sollte, würde es wohl weniger frei zugeteilte Emissionszertifikate geben und höhere Entnahmen von überflüssigen Zertifikaten aus dem Markt. Bereits jetzt wird dieses neue EU-Klimaziel von den Händlern eingepreist, was zu steigenden Preisen führt.

Ende Februar 2021 sanken die CO₂-Preise wieder ab, da vermutlich einige Halter von EUAs die hohen Preise ausgenutzt und ihre Zertifikate unter Gewinnmitnahmen verkauft haben (Quelle: Klimareporter).

Gemischte Entwicklungen am Terminmarkt

Mit sinkenden Inzidenzzahlen im Februar 2021 erholte sich die Wirtschaft Deutschlands allmählich von den Folgen der COVID-19-Pandemie. In der ersten Februarwoche sorgte das überdurchschnittlich kalte Wetter für einen raschen Anstieg der Terminmarktpreise.

Ohnehin liegen am Ende des Monats die Preise für Öl, CO₂ und Gas höher als zu Beginn und sind weiter am Steigen.

Abbildung 3: prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2021 (grüne Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Juni 2021 (orangefarbene Linie) und des Frontjahres Gas am TTF (rote Linie) von Anfang Januar bis Anfang März (Quelle: Montel)

Saudi-Arabien hatte Anfang Januar angekündigt seine Ölfördermenge im Februar und März um eine Million Barrel pro Tag runterzufahren, um die Ölpreise zu stützen. Und die Auswirkungen lassen sich im Februar sehen (Quelle: Handelsblatt). Der Ölpreis hat innerhalb des letzten Monats um knapp 10 Prozent zugelegt und erreichte seinen Hochpunkt bei 65,78 USD/bbl.

Zu Beginn des Monats hat das Frontjahr Gas wie die anderen Commodity-Preise ein Wachstum erlebt. Doch einhergehend mit milderen Temperaturen ist über den restlichen Monatsverlauf eher eine Seitwärtsbewegung zu beobachten.

Der CO₂-Leitkontrakt hatte aufgrund anhaltender spekulativer Käufe bis Mitte Februar ein großes Wachstum erlebt und erreichte seinen neuen Rekord bei knapp über 40 EUR/t.

Vor allem in der ersten Woche des Monats hat der Anstieg der CO₂-Preise dafür gesorgt, dass die Preise des deutschen Cal22 mitangezogen haben. Das Frontjahresband erreichte mit 54,25 EUR/MWh ein Zwei-Jahreshoch. Den Rest des Monats sind wenig Bewegungen zu erkennen (Quelle: Montel).

Erneuerbare im Februar im Vergleich zum Vorjahr schwach

Der Anteil an erneuerbaren Energien war im Februar 2021 mit durchschnittlich 43 Prozent im Vergleich zum Vorjahr (62 Prozent) relativ niedrig. Gleichzeitig war er auch von deutlichen Schwankungen im Einspeiseprofil geprägt. Grund dafür ist der extreme Wetterumschwung, der im Laufe des Monats zu beobachten war.

Zu Beginn des Monats gab es ungewöhnlich kalte Temperaturen und starke Schneefälle. Infolgedessen gab es zunächst eine sehr geringe Solareinspeisung, sodass sich die Solarenergie mit 2,2 TWh im Februar auf einem eher niedrigen Level bewegte. Zum Ende des Monats wurde das Wetter dann zunehmend milder, der Anteil an erneuerbaren Energien stieg wieder an. Auch die Windeinspeisung fluktuierte über den Monat stark, und bewegte sich zwischen 3,12 GW und 39,11 GW.

Durch die geringe Einspeisung an erneuerbaren Energien war die Einspeisung der konventionellen Energieträger vor allem zu Beginn des Februars hoch. Insbesondere Gas erreichte mit einem monatlichen Nettobeitrag von 6,9 TWh ein Rekordhoch für den Februar (Quelle: Energy-Charts).

Abbildung 4 zeigt die Stromerzeugung aus verschiedenen Technologien und die Day-Ahead-Preise im Februar 2021 für Deutschland.

Abbildung 4: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Februar 2021 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Autorinnen: Sila Akat und Lara Dombrowski

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Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Nettostromerzeugung sank im ersten Quartal 2021 im Vergleich zum Vorjahr deutlich. Dabei ging die Stromproduktion aus erneuerbaren Quellen vor allem durch die ungünstige Witterung im März mit wenig Sonne und Wind zurück. Mit nur 42,7 Prozent ist der Anteil der erneuerbaren Energien (Quelle: Energy Charts) um 12,9 Prozentpunkte niedriger als im ersten Quartal 2020. Damit kehrt sich das Verhältnis von Erneuerbaren- und Nicht-Erneuerbaren-Erzeugung im Vergleich zum Vorjahr um.

In Abbildung 1 ist dieses Verhältnis zwischen den Erzeugungsarten für das erste Quartal in 2020 und 2021 grafisch dargestellt.

Abbildung 1: Nettostromerzeugung des ersten Quartals nach Erzeugungsart in 2020 und 2021(Quelle: Energy Brainpool)

Erneuerbarer Anteil sinkt in Q1 2021

Im ersten Quartal 2021 blieb die Windkraft mit einem Anteil von 25,6 Prozent die stärkste Energiequelle in Deutschland. Trotzdem erfuhr sie im Vergleich zu 2020 den größten relativen Rückgang von -32,8 Prozent. Die Erzeugung aus Wasserkraft sank um 23,9 Prozent. Auch die Solareinspeisung erfuhr einen Rückgang (-6,1 Prozent).

Um die geringe Einspeisung der erneuerbaren Energien auszugleichen, stieg die Einspeisung der konventionellen Energieträger deutlich. Braunkohle legte im ersten Quartal 2021 wieder stark zu und stieg um 33,4 Prozent. Signifikant zugelegt hat aber vor allem die Gaseinspeisung mit 46,7 Prozent im Vergleich zum Vorjahr. Damit nimmt sie den drittgrößten Anteil an der gesamten Nettostromerzeugung hat. Dicht gefolgt wird die Gaseinspeisung von der Kernkraft, die mit 12,5 Prozent im ersten Quartal ebenfalls leicht zulegte.

Zweite Ausschreibung zum Kohleausstieg erneut deutlich überzeichnet

Die Bundesnetzagentur hat am 1. April 2021 die erfolgreichen Gebote der zweiten Ausschreibungsrunde von Anfang Januar veröffentlicht,  nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG). Indes war die Ausschreibung über 1.500 MW deutlich überzeichnet – sie sollte dazu beitragen, die Kohleverstromung durch Steinkohleanlagen und Braunkohle-Kleinanlagen zu reduzieren, war erneut.

Aufgrund des starken Wettbewerbs lag der höchste bezuschlagte Gebotswert daher mit 59.000 EUR/MW deutlich unter dem gesetzlichen Höchstpreis von 155.000 EUR/MW. Der niedrigste bezuschlagte Gebotswert lag sogar bei 0 EUR/MW. Jeder erfolgreiche Bieter erhält einen Zuschlag in Höhe seines individuellen Gebotswertes.

Dabei haben drei Gebote über insgesamt 1.514 MW einen Zuschlag erhalten. Die höchste bezuschlagte Angebotsmenge von 757 MW entfiel auf ein Gebot der Uniper Kraftwerke GmbH für das Steinkohlekraftwerk Wilhelmshaven. Darüber hinaus erhielt das Kraftwerk Mehrum einen Zuschlag für den zugehörigen Block 3 über 690 MW. Und die kleinste bezuschlagte Angebotsmenge entfiel auf das Kraftwerk Deuben der Mitteldeutschen Braunkohlegesellschaft mbH mit 67 MW. Damit wurden ausschließlich Kraftwerke mit einem Alter von mindestens 40 Jahren bezuschlagt.

Anlagen, die einen Zuschlag erhalten haben, dürfen ab dem 8. Dezember 2021 keine Kohle mehr verfeuern.

Die nächste Ausschreibungsrunde mit dem Zieldatum der Abschaltung zum 31.12.2022 startet am 30.04.2021 und umfasst ein Ausschreibungsvolumen von 2.481 MW.

Commodities steigen im März

Der März 2021 war geprägt durch einen Anstieg der Terminmarktpreise. Insgesamt bewegen sich die Preise für Strom, Gas, Kohle, Öl und CO₂ Ende des Monats auf einem höheren Niveau als zu Beginn des Monats und zeigen auch weiterhin einen positiven Trend (Abbildung 2).

Abbildung 2: prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2021 (orangene Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Dezember 2021 (rote Linie), des Frontjahres Gas am TTF (gelbe Linie) und des Frontjahrs Kohle (grüne Linie) von Anfang Februar bis Ende März 2021 (Quelle: Montel).

Der CO₂-Leitkontrakt weist im Verlauf des Monats ein Wachstum von fast 14 Prozent auf. Mitte des Monats scheint der Preis eher dem Finanzmarkt anstatt der tatsächlichen CO₂-Nachfrage zu folgen. Außerdem steigt der Preis unter anderem durch die Hoffnung auf eine Besserung der Pandemiesituation auf ein Rekordhoch von 43,36 EUR/Tonne (Quelle: Montel).

Die Strompreise folgen den CO₂-Preisen und erreichen Mitte des Monats im Frontjahr ein Zwei-Jahres-Hoch mit 56,20 EUR/MWh.

Das Frontjahr Gas wird im März zunächst durch das kühle Wetter gestützt und erlebt einen Preisanstieg. Mitte des Monats ist aufgrund milderer Temperaturen eher eine Abwärtsbewegung zu beobachten. Der Ausblick auf niedrige Temperaturen Anfang April treibt den Day-Ahead-Preis Ende des Monats jedoch wieder nach oben auf ein 7-Wochen-Hoch mit 19,45 EUR/MWh (Quelle: Montel).

Wenig Erneuerbare im März 2021

Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromeinspeisung liegt im März 2021 mit nur 47,4 Prozent auf dem niedrigsten Niveau seit 2018. Darüber hinaus zeichnet sich der März durch starke Schwankungen im Einspeiseprofil der Windenergie aus. In Abbildung 3 ist diese Stromerzeugung aus verschiedenen Technologien und die Day-Ahead-Preise im März 2021 für Deutschland dargestellt.

Abbildung 3: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im März 2021 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Zu Beginn und Ende des Monats herrschten ungewöhnlich milde Temperaturen. Und mit 30 Prozent mehr Sonnenstunden als für den März üblich kam es zu einer vergleichsweise hohen Solareinspeisung von 4,64 TWh im März. Mitte des Monats kam es zu weniger Solareinspeisung. Dafür führten starke Winde zu einer hohen Einspeisung an Windenergie mit einem Maximum von 46,92 GW am 11.03.2021. Generell lag die Windeinspeisung jedoch mit 11,6 TWh auf einem niedrigen Niveau und sorgte damit für den geringen Anteil an eE-Einspeisung.

Die Einspeisung der konventionellen Energieträger war insbesondere durch die geringe Windeinspeisung Anfang und Ende des Monats relativ hoch. Dies zeigte sich vor allem in Form einer hohen Erzeugung durch Gaskraftwerke von 7,01 TWh.

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Wie die zahlreichen Genehmigungen deutscher Windparks zeigen, legt die deutsche Windkraft derzeit zu. Der Bundesverband Windenergie (BWE) teilte mit, dass bis Anfang April 2021 in Deutschland 1.160 MW an neuen Kapazitäten für Windkraftanlagen genehmigt wurde. Allein im März betraf dies Anlagen mit über insgesamt über 800 MW.

Darüber hinaus wurden in Deutschland im ersten Quartal auch 506 MW an Onshore-Windkapazität neu angeschlossen. Dies stellt einen Anstieg von 37 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum dar (Quelle: Montel).

Auch im Jahr 2022 soll der Zubau weiter gestärkt werden. Die Bundesregierung veröffentlichte Ende April neue und erhöhte Ausschreibungsvolumina für Onshore-Wind und PV für das kommende Jahr. Wie Abbildung 1 zeigt, soll das Volumen für Windkraft an Land dabei um 1,1 GW auf 4 GW steigen, das für PV steigt sogar um 4,1 GW auf 6 GW (Quelle: Montel).

Abbildung 1: Änderung der ausgeschriebenen Mengen für PV und Wind an Land in 2022

EU-Kommission genehmigt EEG 2021

Die Bundesnetzagentur hat zuletzt das Gebotsvolumen der nächsten Auktionsrunde für Windenergie am Land vom 1. Mai 2021 um 250 MW gekürzt. Das bedeutet, das nur noch 1243 MW ausgeschrieben werden sollen. Damit wendet die Bundesnetzagentur zum ersten Mal die letzte Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetztes in Form der exogenen Mengensteuerung an. Dieser Mechanismus dient dazu, bei einer drohenden Unterzeichnung des Gebotstermins die Ausschreibungsmenge zu reduzieren. Dies soll mindestens zwei Wochen vor dem Gebotstermin erfolgen (Quelle: Montel).

Die Ausschreibungsergebnisse aus der ersten Ausschreibungsrunde in Q1 2021 konnten wegen fehlender beihilferechtlicher Genehmigung des EEG 2021 von der Bundesnetzagentur lange nicht veröffentlicht werden. Ursache hierfür seien vor allem fehlende Informationen deutscher Behörden gewesen.

Erst am 30. April 21 wurden die Ausschreibungsergebnisse veröffentlicht, die den Zahlen für 2019 und 2020 sehr ähnlich waren. Erneut war die Windkraft deutlich unterzeichnet – PV hingegen war überzeichnet. Der Vergleich zwischen den Ausschreibungsmengen und den eingereichten Mengen ist in Abbildung 2 dargestellt.

Abbildung 2: Ausschreibungsergebnisse der Wind- (Februar 2021) und PV-Ausschreibung (März 2021) (Quelle: Energy Brainpool)

Der durchschnittliche Zuschlagswert für PV lag bei 5,03 ct/kWh, für Wind bei 6 ct/kWh. Damit lagen die Werte der Zuschläge auf einem ähnlichen Niveau wie in den vorherigen Ausschreibungen.

Wasserstoff auch Thema bei Energieriesen

Das Thema Wasserstoff boomt und auch die Energieriesen wollen sich ihren Anteil an diesem wachsenden Markt sichern. Während die staatliche Förderung weiter zumimmt, planen RWE und Uniper planen verschiedene Wasserstoffstrategien.

RWE hat dabei die Vision, australischen Wasserstoff in Europa zu handeln. RWE Supply & Trading sowie der australische Projektentwickler „The Hydrogen Utility Ltd“ (H2U) haben hierzu eine Absichtserklärung unterzeichnet, nach der sie in Australien produzierten grünen Wasserstoff nach Europa bringen wollen. Es wird derzeit erforscht, wie für Deutschland und Europa bezahlbarer grüner Wasserstoff bereitgestellt werden kann, beispielsweise durch leichter zu transportierende Wasserstoffderivate wie Ammoniak und synthetisches Methan (Quelle: Montel).

Uniper hingegen äußerte sich zuletzt über seine Vorstellungen vom „Green Wilhelmshaven“. Der Energieversorger arbeitet dazu gerade an einer Machbarkeitsstudie. Darin untersuchen die Analysten, wie die Hafenstadt Wilhelmshaven mit einer Produktion von bis zu 295.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr zum Knotenpunkt der deutschen Wasserstoffversorgung werden kann.

Dabei geht es unter anderem. auch um die Installation eines Importterminals für Ammoniak mit zugehörigen „Ammoniak-Crackern“. Dies könnte die erste skalierte Split-Anlage dieser Art zur Produktion von Wasserstoff darstellen.

Auch das deutsche Wirtschafts- und Energieministerium (BMWI) hat zuletzt mit 52 Millionen Euro in Wasserstoff investiert und fördert damit das Norddeutsche Reallabor. In dieses Projekt, investieren aktuell 50 beteiligte Unternehmen, Länder und wissenschaftliche Einrichtungen insgesamt 300 Millionen Euro über fünf Jahre.

Ziel der Untersuchung ist es, wie die Sektoren Industrie, Verkehr und Wärmeversorgung auf Grundlage von grünem Wasserstoff gekoppelt werden können. Dabei soll die komplette Wasserstoffwertschöpfungskette abgebildet (Quelle: Montel).

Passend zum Thema Wasserstoff: Live-Online-Training “Gamechanger Wasserstoff” am 15. und 16. Juni 2021

Verschärfung des EU ETS für neues Klimaziel möglich

Mitte April 2021 hat die EU das europäische Klimagesetz geändert und zwar konkret, in welcher Höhe Emissionen verringert werden sollen. Ziel ist es, die Emissionsreduktionen zu erhöhen von 40 Prozent auf 55 Prozent bis 2030. Das könnte den Gesetzgeber zwingen, das europäische Emissionshandelssystem (EU ETS) in kommenden Verhandlungen weiter zu verschärfen.

Im Juni 2021 finden weitere Verhandlungen über die Reformen der grünen Politik statt. Ein Kernthema der Diskussion der „Fit for 55“-Vorschläge könnte sein, die ETS anzupassen.

Mögliche Korrekturen des EU-ETS wären beispielsweise die Erhöhung des linearen Reduktionsfaktors über die derzeitigen 2,2 Prozent hinaus. Der lineare Reduktionsfaktor legt fest, wie schnell das Angebot an Zertifikaten jedes Jahr reduziert wird.

Andere Änderungen könnten stattfinden im Rahmen der Reduktion der frei an die Industrie vergebenen Zertifikate oder der Anpassungen der Marktstabilitätsreserven.

Auch könnte die sektorale Erweiterung des EU-ETS auf Sektoren wie das Bauwesen, den Straßenverkehr oder auch den maritimen Verkehr im Juni im Gespräch sein (Quelle: EURAKTIV)

Kalter April und CO₂ treiben Preise

Der April 2021 ist mit einer Durchschnittstemperatur von 2 Grad unter der Norm der kälteste April seit 1997. Damit sorgt das Wetter für einen Anstieg der Commodity-Preise. Vor allem der Gasverbrauch und damit die Gaspreise waren betroffen.

Mitte des Monats fielen die Gaspreise zwar etwas – vermutlich wegen Preiskorrekturen nachdem der Preis stark gestiegen war. Nichtsdestotrotz war Ende des Monats aufgrund der anhaltend niedrigen Temperaturen wiederum ein Aufwärtstrend beim Frontjahr Gas zu beobachten, wie in Abbildung 1 zu sehen ist (Quelle: Montel).

Abbildung 3: prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2021 (rote Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Dezember 2021 (orangenfarbene Linie), des Frontjahres Gas am TTF (gelbe Linie) und des Frontjahrs Kohle (grüne Linie) von Anfang März bis Ende April 2021 (Quelle: Montel).

Auch die EUA-Preise hielten den positiven Trend aus dem März aufrecht und erlebten im April weiter einen deutlichen Anstieg. Sie erreichten zuletzt mit 48,40 EUR/Tonne ein weiteres Rekordhoch. Dies hatte auch deutlichen Einfluss auf das Frontjahr Strom: Mit 59,50 EUR/MWh lagen die Preise zwischenzeitlich auf dem höchsten Wert seit dem 17. Juni 2011.

Wenig Sonne drückt erneuerbare Erzeugung

Der Anteil an erneuerbare Energien an der Nettostromerzeugung war mit 51,1 Prozent im April etwa 10 Prozent niedriger als im Vorjahr. Grund hierfür waren vor allem die ungewöhnlich kühlen Temperaturen und geringen Sonnenstunden Anfang April. Zwar kam es Ende des Monats wieder zu mehr Solareinspeisung, jedoch war die Solareinspeisung mit 6,13 TWh vergleichsweise niedrig.

Dies ist auch in Abbildung 2 zu erkennen, in der die Stromerzeugung aus verschiedenen Technologien und die Day-Ahead-Preise im April 2021 für Deutschland dargestellt sind.

Abbildung 4: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im April 2021 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Für einen Großteil des Anteils der erneuerbaren Energien war hingegen die Windkraft verantwortlich und das vor allem Monatsanfang. Während der Ostertage drückten extreme Winde kombiniert mit einer niedrigen Nachfrage die Grundlastpreise auf ein 10-Monatstief.

Am Ostermontag fiel der Day-Ahead-Preis auf – 17 EUR/MWh und lag damit sogar auf dem tiefsten Stand seit Mai 2020. Dabei fielen die Werte in den Stunden zwischen 01:00 und 17:00 Uhr so stark, dass sich die Preise zwischen -9,47 EUR/MWh und -52,73 EUR/MWh bewegten (Quelle: Montel). Insgesamt lag die Windeinspeisung im April bei 9,67 TWh.

Was passierte im März 2021 auf dem Energiemarkt? Hier gehts zum vorherigen Blogbeitrag.

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Ende April hat das Bundesverfassungsgericht das Klimaschutzgesetz, welches Ende 2019 verabschiedet wurde, in Teilen als verfassungswidrig erklärt. Zuvor sind mehrere Klagen von einigen Klimaschutzorganisationen eingegangen. Es wurde kritisiert, dass die Verringerung der Treibhausgasemissionen unzureichend ist und die bislang gegebenen Ziele den globalen Anstieg der Durchschnittstemperatur nicht mehr unter 2 Grad halten können. Die Karlsruher Richter fordern bis 2022 entsprechende Nachbesserungen (Quelle: PV-Magazine).

Bereits weniger als zwei Wochen später hat die Bundesregierung in der zweiten Maiwoche einen neuen Entwurf vorgelegt. Die nationale Emissionsreduktion bis 2030 soll damit von 55 Prozent auf 65 Prozent gegenüber dem Basisjahr 1990 ansteigen. Im Jahr 2040 wird eine Emissionsreduktion von 88 Prozent angestrebt. 2045 soll Treibhausgas-Neutralität erreicht werden und nach dem Jahr 2050 sollen negative Treibhausgasemissionen verwirklicht werden. Das bedeutet, dass CO₂ aus der Atmosphäre zurückgeholt wird.

Besonders die Energiewirtschaft soll einen Großteil der Emissionsreduktionen tragen. Dies wird auch in Abbildung 1 deutlich. Der neue Entwurf sieht vor, dass bis 2030 ein Drittel mehr CO₂ eingespart werden soll. Statt den ursprünglich geplanten 175 Mio. Tonnen darf die Energiewirtschaft 2030 nur noch 108 Mio. Tonnen emittieren. Auch im Verkehrs- und Industriesektor wurden die zulässigen Jahresemissionsmengen reduziert. So wurden die maximalen Emissionen des Verkehrssektors in 2030 von 95 Mio. Tonnen auf nur noch 85 Mio. Tonnen begrenzt. Die Reform des Klimaschutzgesetzes soll noch diesen Sommer und damit noch in dieser Legislaturperiode erfolgen (Quelle: Bundesministerium für Umwelt).

Abbildung 1: Sektorale Emissionspfade nach dem neuen Klimaschutzgesetz in Mio. Tonnen (Quelle: Energy Brainpool).

In unserer Analyse zum neuen Klimaschutzgesetz diskutieren wir im Detail die Auswirkungen der neuen Emissionsziele auf die Energiewirtschaft. Klar ist: Der Kohleausstieg muss vor 2030 stattfinden oder es wird ein höherer Anteil von erneuerbaren Energien benötigt.

Befreiung von EEG-Umlage für grünen Wasserstoff

Am 19. Mai beschloss das Kabinett ein Verordnungspaket zur Umsetzung des EEG 2021. Das Paket regelt unter anderem die EEG-Umlagebefreiung für Grünstrom zur Wasserstoffproduktion und soll zum Januar 2022 in Kraft treten.

Die Umlagebefreiung gilt dabei nur für Strom aus Erneuerbaren-Anlagen, die keine EEG-Förderung erhalten. Weiterhin muss 85 Prozent des verwendeten Grünstroms aus der deutschen Gebotszone kommen. 15 Prozent können aus einer Preiszone stammen, die mit der deutschen elektrisch verbunden ist. Außerdem ist die EEG-Umlagebefreiung auf 5.000 Vollbenutzungsstunden des Elektrolyseurs begrenzt. Um die Marktentwicklung zu begünstigen gibt es keine Festlegung zu den Standortkriterien für Elektrolyseure. Diese werden erst ab 2024 erfolgen (Quelle: Energate).

Die Gesetzgebung sieht vor, dass Unternehmen grundsätzlich zwischen zwei Varianten wählen können. Zum einen eine Reduzierung der Umlage über die besondere Ausgleichsregelung oder zum anderen eine komplette Befreiung von der EEG-Umlage. Artikel § 69b EEG 2021 sieht eine vollständige EEG-Umlagebefreiung für grünen Wasserstoff vor. Voraussetzung ist wie bereits erwähnt, dass der Wasserstoff per Definition des EEG „grün“ ist. Artikel § 64a EEG 2021 sieht eine unbürokratische Anwendung der besonderen Ausgleichsregelung vor: Für stromkostenintensive Unternehmen wird die EEG-Umlage auf Antrag auf 15 Prozent begrenzt, sofern die elektrochemische Herstellung des Wasserstoffs den größten Beitrag zur gesamten Wertschöpfung des Unternehmens ausmacht. Hierfür muss der Wasserstoff nicht unweigerlich grün sein. Eine Nutzung beider Begünstigungen ist ausgeschlossen.

CO₂-Leitkontrakt mischt den Terminmarkt ordentlich auf

Abbildung 2: Prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2021 (orangene Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Dezember 2021 (rote Linie), des Frontjahres Gas am TTF (gelbe Linie) und des Frontjahrs Kohle (grüne Linie) von Anfang April bis Ende Mai 2021 (Quelle: Montel).

Bis Mitte Mai gab es zu Beginn bullishe Signale von CO₂, Gas und Kohle. Diese wiederum trieben das Stromfrontjahr in die Höhe. Am 14. Mai handelt das Cal 22 mit einem 12,5 Jahreshoch auf 68,90 EUR/MWh. Fünf Tage später, am 19. Mai verlor das Frontjahr fast 2 EUR mit einer Korrektur des CO₂-Preises nach unten (Quelle: Montel). Gegen Ende des Monats folgt das Frontjahr den schwächeren CO₂-Preisen und verlor seit seinem 12,5 Jahreshoch annähernd 5 Prozent.

Der CO₂-Leitkontrakt stieg bis Mitte des Monats um 18 Prozent und erreichte ein Rekordhoch von 56 EUR/t. Aufgrund von Gewinnmitnahmen und der Einführung des Handels mit britischen Emissionszertifikaten fiel der EUA-Preis anschließend um 10 Prozent und handelte bei 49 EUR/t.

Gas- und Kohlepreise folgten dem CO₂-Leitkontrakt. Der Gaspreis wurde auch durch die niedrigen Speicherstände und unterdurchschnittlichen Temperaturen gestützt (Quelle: Montel).

Auf und Ab bei der Windenergie

Der monatliche Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland im Mai lag bei knapp 60 Prozent. Wenig Schwankungen gab es bei der Solareinspeisung. Diese lag tagsüber bei durchschnittlich 20 GW. Im ersten und letzten Drittel des Monats war besonders die Windeinspeisung hoch und lag teilweise bei knapp 45 GW. Zu diesen Zeiten ist die Residuallast ins Negative gerutscht, obwohl viele konventionelle Kraftwerke ihre Leistung reduziert haben, um den Stromüberschuss zu kompensieren. Der Stromüberschuss floss dabei vor allem als Export in die Nachbarländer. Gegen Mitte des Monats musste jedoch Strom importiert werden, da die Einspeisung erneuerbarer Energien sehr gering war (Quelle: Energy Charts).

Abbildung 3: Stromerzeugung und Verbrauch im Mai 2021 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool)

Was passierte im April 2021 auf dem Energiemarkt? Hier gehts zum vorherigen Blogbeitrag.

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

Der „EU Energy Outlook 2050“ zeigt die Entwicklung des „EnergyBrainpool“-Szenarios für EU-27, UK, 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-27 (zzgl. UK, NO und CH) nach Energieträger, Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“ [1], “TYNDP 2020” [3]

Die aktuelle Klimadebatte zeigt Wirkung, somit haben sich mittlerweile insgesamt 10 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 ansteigende Anzahl PPA-basierter Projekte insbesondere für Solaranalagen. 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 Prozent am Kraftwerkspark.

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

Die Kapazitäten von Kernkraft- und Kohlekraftwerken verringern sich um mehr als 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-27 (zzgl. UK, NO und CH), Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“, “TYNDP 2020” [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 2020 („Sustainable Development“) und eigene Berechnungen Energy Brainpool

Die Entwicklung der wichtigsten Commodities basiert bis 2040 auf dem „Sustainable Development“ Szenario des World Energy Outlooks (WEO) 2020 der IEA [2]. In diesem Szenario sind drei Ziele definiert: Stabilisierung des Klimawandels, saubere Luft und ein universeller Zugang zu moderner Energie.

Die Preise für Gas, Öl und Steinkohle sinken vom heutigen Niveau aus. Seit dem letzten Update des World Energy Outlooks sind vor allem die Gaspreise deutlich gesunken, was vor allem auf die europäische Wasserstoffstrategie zurückzuführen ist. Weitere Informationen zu den Änderungen im World Energy Outlook 2020 können Sie in unserem Blogbeitrag nachlesen. 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 2022 bis 2050 sind vor allem Primärenergie- und CO₂-Preise relevant. Es wird eine Stagnation der Strompreise trotz steigender CO₂-Preise beobachtet. Der Grund: Hohe Einspeisungen aus Wind- und 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). Im Vergleich zu der letzten Ausgabe des EU Energy Outlooks haben sich die Strompreise durchschnittlich um 13 Prozent verringert. Grund hierfür ist die Absenkung der angenommenen Gaspreise basierend auf dem WEO.

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

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

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

Welche Erlöse können Windkraftanlagen erzielen?

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

Der Vermarktungswert ist der durchschnittliche mengengewichtete Strompreis, den Windkraftwerke am Spotmarkt erzielen können. Es werden nur Erzeugungsstunden mit positiven Strompreisen berücksichtigt (inklusive 0 EUR/MWh). Ab dem Jahr 2030 steigt der Vermarktungswert der Windenergie an und stagniert dann ab 2045 – 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.

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 steigenden Commodity-Preise und Preise für Emissionszertifikate. 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. Die hohen Extrempreise steigen mit der Zeit kontinuierlich an, während die niedrigen Extrempreise nach 2030 auf einem nahezu konstanten Niveau bleiben. Grund hierfür sind die Flexibilitätsoptionen wie z. B. Elektrolyseure, Wärmepumpen und Elektromobilität, welche bei der zukünftigen Stromversorgung zunehmend an Bedeutung gewinnen.

Leistungsspezifische Erlöse fluktuierender erneuerbarer Energien

Abbildung 9: leistungsspezifische Erlöse Wind Onshore im Jahr 2030 in EUR2019/kW ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 10: leistungsspezifische Erlöse Solar im Jahr 2030 in EUR2019/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 Papern „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 Commoditiy-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 EUR2019/MWh der jeweiligen Szenarien ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

* EU-27 inkl. UK, 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-2020

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

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Am 23. Juni wurde das „Klimaschutz-Sofortprogramms 2022“ der Bundesregierung beschlossen. Grund für dieses Programm waren die neuen Emissionsminderungsziele der EU und das neue Klimaschutzgesetz, welche verstärkte Maßnahmen erfordern. Die Bundesregierung verfolgt mit dem Programm das Ziel, Deutschland zum Vorreiter des Klimaschutzes zu machen, hierfür sind nun Mittel von rund 8 Mrd. EUR zur Finanzierung vorgesehen (Quelle: Bundesfinanzministerium).

Klimaschutz-Sofortprogramm light

Dabei enthält das Klimaschutz-Sofortprogramm eine Vielzahl sektoralen Maßnahmen, die die Sektoren Energie, Industrie, Gebäude, Verkehr, Landwirtschaft, Landnutzung sowie auch übergreifende Maßnahmen miteinschließen. Eine Zusammenfassung der beschlossenen Maßnahmen ist in Abbildung 1 dargestellt. Die Einführung einer bundesweiten Photovoltaikpflicht für Neubauten und bei größeren Dachsanierungen, die im Entwurf des Programms enthalten war, wurde jedoch am 23. Juni nicht beschlossen.

Abbildung 1: Maßnahmen des „Klimaschutz-Sofortprogramms 2022“ nach Sektoren (Quelle: Energy Brainpool).

Windausschreibung: mehr als 1000 MW vergeben

Die Ergebnisse der Ausschreibung für Onshore-Wind vom 1. Mai wurden im Juni veröffentlicht. Dabei wurden für die ausgeschriebene Menge von 1.243 MW 127 Gebote über insgesamt 1.110 MW bezuschlagt. Die Ausschreibung war also mit nur 89,3 Prozent der ausgeschriebenen Menge unterzeichnet und das, obwohl die ausgeschriebene Menge aufgrund drohender Unterzeichnungen zuletzt von 1.500 MW aus 1.243 MW reduziert wurde (Quelle: Montel). Für die letzte Ausschreibungsrunde im Februar über 1.500 MW waren nur Angebote über 718 MW angereicht worden. Dies ist auch in Abbildung 2 zu erkennen.

Abbildung 2: Ausschreibungsmengen und einreichte Mengen der Onshore-Windausschreibungen seit 2017 (Quelle: Energy Brainpool).

Zum ersten Mal seit 2017 sind im Mai wieder mehr als 1000 MW an Kapazität vergeben worden. Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert lag in dieser Ausschreibungsrunde bei 5,91 ct/kWh, wobei der höchste Gebotswert 6,00 ct/kWh und der niedrigste Gebotswert 5,68 ct/kWh betrug (Quelle: Bundesnetzagentur). Die meisten Zuschläge erhielten mit insgesamt Projekte aus Schleswig-Holstein (295 MW) und Niedersachsen (263 MW).

Trotz der positiven Entwicklung bei den eingereichten Mengen, gab es bei dieser Ausschreibungsrunde auch eine andere Seite der Medaille. 43 der erfolgreichen Gebote waren bereits im Februar 2018 erstmals bezuschlagt worden. Da die Projekte nicht entsprechend ihrer Frist errichtet wurden, sind die entsprechenden Zuschläge zum 1. März dieses Jahres verfallen. Dieser Tatsache wirkt sich natürlich zulasten des bisherigen Windkraftausbaus aus – finanziell profitieren können davon jedoch die Investoren der Projekte, welche sich erneut an der Mai-Ausschreibung beteiligen konnten (Quelle: Montel).

Schwache Erneuerbare in Q1 2021

Im ersten Quartal 2021 lieferten die Erneuerbaren insgesamt 21 Prozent weniger Strom als noch im Vorjahresquartal. Dies geht aus einem Bericht der AGEB hervor. Ursache hierfür war vor allem die geringe Einspeisung der Windkraft.

Die Stromerzeugung der Windenergie lag im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 35 Prozent (Onshore) bzw. 17 Prozent (Offshore) niedriger. Dies hatte, trotz stabiler PV-Einspeisung, einen deutlich höheren Anteil der fossilen Energieträger an der Energieversorgung im Vergleich zu 2020 zur Folge. Dies ist auch in Abbildung 3 zu erkennen (Datenquelle: AGEB).

Abbildung 3: Veränderung der Stromerzeugung in Q1 2021 im Vergleich zum Vorjahreszeitraum nach Energieträgern in Prozent (Quelle: Energy Brainpool).

Der Braunkohleeinsatz stieg um 26,3 Prozent, der Verbrauch von Steinkohle um 8,8 Prozent. Auch beim Erdgas gab es im ersten Quartal 2021 eine Zunahme von 10,5 Prozent. Bei dem Verbrauch vom Erdgas spielten – neben der niedrigen Einspeisung der Erneuerbaren – aber auch die überdurchschnittlich kalten Temperaturen und die damit einhergehend gestiegene Nachfrage nach Wärme eine Rolle. Mineralöl verzeichnete einen Rückgang von 19,4 Prozent in den ersten drei Monaten des Jahres. Als Grund hierfür nennt die AGEB insbesondere den durch die Corona-Pandemie eingeschränkten Flugverkehr. Der vermehrte Einsatz fossiler Energieträger ließ die CO₂-Emissionen des Energiesektors steigen (Quelle: pv-magazine).

Die PV lieferte ähnlich viel Strom wie 2020, sodass die 6,0 Prozent Rückgang der erneuerbaren Einspeisung gänzlich auf den Rückgang der Windenergie zurückzuführen sind.

Insgesamt fiel der Primärenergieverbrauch im ersten Quartal 2021 um 0,8 Prozent im Vergleich zum Vorjahr. Ursache dafür war vor allem die aufgrund der Corona-Pandemie um 3,4 Prozent gesunkene Wirtschaftsleistung Deutschlands und die durch steigende CO₂-Preise höheren Energiekosten (Quelle: pv-magazine).

Neue Rekorde am Terminmarkt

Im Juni gab es bullishe Signale bei allen Commodities, was die Strompreise deutlich nach oben trieb. Am 29. Juni erreichte das Stromfrontjahr für Deutschland so sogar sein 13-Jahreshoch mit 71,20 EUR/MWh. Angetrieben wurde der Preisanstieg vor allem durch wieder steigende CO₂-Preise, die sich Ende des Monats wieder den 56 EUR/t annäherten (Quelle: Montel). Die prozentuale Preisentwicklung der Commodities ist in Abbildung 4 zu sehen.

Abbildung 4: Prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2021 (rote Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Dezember 2021 (orangenfarbene Linie), des Frontjahres Gas am TTF (grüne Linie) und des Frontjahrs Kohle (gelbe Linie) von Anfang Mai bis Ende Juni 2021 (Quelle: Montel).

Das Frontjahr Gas stieg im Laufe des Monats ebenfalls deutlich und zeigte am Ende des Monats ein Plus von 32 Prozent (Quelle: Montel) gegenüber Anfang Mai. Damit war auch Gas im Juni ein Preistreiber am Energiemarkt. Grund hierfür: hohe Nachfrage sowie niedrige Speicherstände aufgrund der kalten Temperaturen in den vergangenen Monaten (Quelle: Montel).

Auch Kohle erreichte erneut Rekordhöhen. Der Frontmonat zeigte Ende Juni ein 10-Jahreshoch mit 122 USD/t, angetrieben von den heißen Temperaturen in Asien und damit einhergehenden Kühlungsbedarf sowie niedrigen Lagerbeständen (Quelle: Montel).

Viel Sonne und wenig Wind am Spotmarkt

Der Anteil der Erneuerbaren an der Stromerzeugung lag im Juni mit 48,3 Prozent etwas niedriger als noch im Mai. Zwar verzeichnete die Solareinspeisung mit 20,6 Prozent der Stromerzeugung aufgrund einer hohen Zahl an Sonnenstunden einen Rekord für den Monat Juni, die Erzeugung aus Wind lag jedoch vergleichsweise niedrig. Mit nur 4,48 TWh lag die Einspeisung von Wind knapp 2 TWh niedriger als noch im Vorjahr, was die Ursache für den niedrigen Anteil der Erneuerbaren war (Quelle: EnergyCharts). In Abbildung 5 sind die Stromerzeugung und der Verbrauch im Juni 2021 dargestellt.

Abbildung 5: Stromerzeugung und Verbrauch im Juni 2021 in Deutschland (Quelle: Energy Brainpool).

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„Fit for 55“- Klimapaket: Europas neue Klimaziele

Am 14. Juli hat die EU-Kommission ein umfangreiches Gesetzespaket vorgelegt, welches die Weichen für das neue Klimaziel stellt. Es enthält Entwürfe für zwölf Gesetzgebungsverfahren, die in kommenden Monaten verhandelt und verabschiedet werden sollen. Es wird eine Reduktion der CO₂-Emissionen von 55 Prozent – statt bisher 40 Prozent – im Vergleich zum Referenzjahr 1990 bis 2030 angestrebt. Für das Erreichen dieses Zieles nimmt der CO₂-Preis eine Schlüsselrolle ein. Es ist geplant die CO₂-Obergrenze im europäischen Emissionshandelssystem (EU ETS) zu senken und auf Schiffstransport und Luftfahrt auszuweiten (Quelle: Montel). Das angestrebte Ziel für die Nutzung von erneuerbarer Energie bis 2030 wurde auf 38 bis 40 Prozent des Bruttoenergieverbrauchs erhöht – zuvor lag das Ziel bei 32 Prozent (Quelle: pv Magazine).
Weitere Details zu den Auswirkungen auf die europäische und die nationale Klimapolitik können Sie hier nachlesen.

Deutlich überzeichnete PV-Ausschreibungen für Freiflächen- und Dachanlagen

Abbildung 1: Ergebnisse der PV-Ausschreibungen des ersten und zweiten Segments (Quelle: Energy Brainpool).

Mitte Juni wurden die Ergebnisse des ersten und zweiten Segments, welche beide am 1. Juni ihren Gebotstermin hatten, veröffentlicht. Beide Segmente waren deutlich überzeichnet.

Im ersten Segment können Gebote von Anbietern mit Freiflächenanlagen größer als 750 kW teilnehmen. Insgesamt wurden 242 Gebote im Umfang von 1.130 MW eingereicht. Damit wurde die ausgeschriebene Menge von 510 MW um das doppelte überschritten. 95 Gebote mit einer Gesamtleistung von 513 MW werden einen Zuschlag erhalten. Die im Gebotsverfahren ermittelten Zuschlagswerte liegen zwischen 4,69 ct/kWh und 5,69 ct/kWh. Der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert liegt bei 5 ct/kWh (Quelle: Bundesnetzagentur).

Erstmalig wurden auch Ausschreibungen für das zweite Segment durchgeführt. Solaranlagen auf Gebäuden und Lärmschutzwänden mit einer installierten Leistung größer als 300 kW können Gebote abgeben. Es sind 168 Gebote mit einem Volumen von 213 MW eingegangen. Mit einer ausgeschriebenen Menge von 150 MW waren auch diese deutlich überzeichnet. Es konnten nur 114 Gebote im Umfang von 152 MW bezuschlagt werden. Die Zuschlagswerte liegen zwischen 5,35 ct/kWh und 7,89 ct/kWh. Der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert liegt in der ersten Runde bei 6,88 ct/kWh (Quelle: Bundesnetzagentur).

Dieses Jahr steht noch jeweils eine weitere technologiespezifische Ausschreibung für die beiden Photovoltaik-Segmente an. Für Freiflächenanlagen findet diese am 1. November statt, wobei ein vorläufiges Volumen von 509,52 MW vorgesehen ist. Die nächste Ausschreibungsrunde für Dachanlagen hat wieder ein Volumen von 150 MW und findet zum 1. Dezember statt (Quelle: pv Magazine).

Dritte Runde der Kohleausschreibung leicht unterzeichnet

Abbildung 2: Ergebnisse der Kohleausschreibungen (Quelle: Energy Brainpool).

Es war eine Menge von 2.480 MW ausgeschrieben. Trotz großer Beteiligung waren diese Ausschreibungen leicht unterzeichnet. In Summe gingen elf Gebote mit einer Menge von insgesamt 2.133 MW ein. Allen Bietern war es somit möglich, einen Zuschlag zu erhalten. Die Gebote variierten zwischen einer Leistung von 8,4 MW bis 717 MW. Der mengengewichtete durchschnittliche Zuschlagswert liegt bei 102.799 Euro pro MW. Zum 31. Dezember 2022 sollen nur noch maximal 15 GW Steinkohle- und Braunkohle-Kleinanlagen in Deutschland am Stromnetz sein und trotz leichter Unterzeichnung wird dieses Ziel höchstwahrscheinlich erreicht werden.

Die nicht bezugschlagten Mengen werden in der kommenden Ausschreibungsrunde, die am 1. Oktober stattfindet, berücksichtigt (Quelle: Bundesnetzagentur).

Frontjahr Strom erreicht neuen Rekordpreis

Im Juli 2021 sanken die Commodity-Preise zunächst bis sie gegen Ende des Monats anstiegen und sich wieder auf das Niveau vom Anfang des Monats einpendelten. Der Frontjahreskontrakt für Strom hat sich am Ende des Monats mit steigenden CO₂-Preisen einem 13-Jahreshoch angenähert. Der Kontrakt erreichte fast das Niveau vom 5. Juli bei 75,60 EUR/MWh – dem höchsten Fronjahr-Preis seit 2008 (Quelle: Montel). Nachdem die EU-Kommission Mitte Juli das Ziel der CO₂-Reduktion für 2030 angehoben hatte, hat sich erneut ein Seitwärtstrend bei den EUA-Kontrakten eingestellt. Es wird geschätzt, dass sich auch in den folgenden Monaten der CO₂-Preis zwischen 50 EUR/t und 60 EUR/t bewegt (Quelle: Montel). Neben dem Frontjahr Strom erreichte das Frontjahr Kohle, bedingt durch einen Angebotsmangel, ein Zehn-Jahreshoch bei 95,70 USD/t. (Quelle: Montel).

Auf dem Ölmarkt herrscht Bewegung und Unsicherheit, weil sich die OPEC+ auf eine Erhöhung von 0,4 Mio. bbl/Tag ab August 2021 geeinigt hat. Diese Erhöhung soll Ende des Jahres noch einmal  neu bewertet werden (Quelle: Montel).

Die prozentuale Preisentwicklung der Commodities ist in Abbildung 3 (Quelle: Montel ) zu sehen.

Abbildung 3: Prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO₂-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2022 (rote Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Dezember 2021 (orangenfarbene Linie), des Frontjahres Gas am TTF (grüne Linie) und des Frontjahrs Kohle (gelbe Linie) von Anfang Juni bis Ende Juli 2021 (Quelle: Montel).

Höchstpreise und negative Preise am deutschen Kurzfristmarkt

Der Anteil der Erneuerbaren an der Stromerzeugung lag im Juni mit 48,9 Prozent auf dem gleichen Niveau wie im Vormonat aber um 5 Prozent unter dem Wert im Vorjahr. Die Nettostromerzeugungsmenge von den erneuerbaren Energieträgern betrug im Juli knapp 19 TWh.

Am 4. Juli brach die Erzeugung von Wind und Solar unerwartet ein und die Windeinspeisung lag 8,8 GW unter der Norm. Das führte zu einem Rekordanstieg des Day-Ahead-Preises. Die Grundlast stieg auf ein 13-Jahreshoch von 109,04 EUR/MWh, die Spitzenlast lag bei 118,12 EUR/MWh. (Quelle: Montel). Dahingegen erreichte die Solareinspeisung am 19. Juli rund 27,4 GW, d. h. etwa 6,7 GW über der Norm. Aufgrund dessen rutschten die Strompreise auf dem Day-Ahead-Markt ins Minus und sanken bis zu -5 EUR/MWh (Quelle: Montel).

In Abbildung 4 (Quelle: Energy-Charts) sind die Stromerzeugung und der Verbrauch im Juli 2021 dargestellt.

Abbildung 4: Stromerzeugung und Verbrauch im Juni 2021 in Deutschland (Quelle: Energy-Charts).

Was passierte im Juni 2021 auf dem Energiemarkt? Hier geht es zum vorherigen Blogbeitrag.

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Ausschreibungsmenge wurde bei den Innovationsausschreibungen gekürzt

Auch in dieser Ausschreibungsrunde konnten, wie bei den bereits stattgefundenen Innovationsausschreibungen am 1. April, ausschließlich Anlagenkombinationen teilnehmen, d. h. Erneuerbare-Energie-Anlagen mit mindestens zwei unterschiedlichen Erzeugungstechnologien. Alle Gebote waren ausschließlich kombinierte Photovoltaik-Speicher-Kraftwerke. Es war ein Gesamtvolumen von 250 MW ausgeschrieben. Sechs Gebote wurden wegen Formfehlern ausgeschlossen. Auch ohne diese Ausschlüsse war die Runde unterzeichnet und die Gesamtmenge wurde aufgrund der gesetzlichen Mengensteuerung gekürzt. Die gesetzliche Mengensteuerung sieht vor, dass bei Unterzeichnung nur Gebote bis 80 Prozent der Gebotsmenge der zugelassenen Gebote erreicht oder überschritten werden, an der Ausschreibung teilnehmen können. Letztlich wurden nur 16 von 23 Angeboten mit einem Volumen von 156 MW bezuschlagt. (Quelle: Montel).

Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert lag bei dieser Ausschreibungsrunde mit 4,55 ct/kWh höher als letztes Mal mit 4,29 ct/kWh. Demnach waren auch der niedrigste Gebotswert (3,99 ct/kWh) und der höchste Gebotswert, der noch einen Zuschlag bekommen hat (5,48 ct/kWh) höher als in der vorherigen Runde (Quelle: pv-magazine).

Abbildung 1: Ergebnisse der dritten Innovationsausschreibungen (Quelle: Energy Brainpool).

Hohe CO₂-Preise lösen Rekordeinnahmen aus Emissionshandel aus

Bedingt durch den beständigen Anstieg des CO₂-Preises erhält der Bund Rekordeinnahmen durch den Emissionshandel. Die Auktionseinnahmen fließen vollständig in den sogenannten Energie- und Klimafonds (EKF). Mit dem EKF sollen Maßnahmen zum Klimaschutz finanziert werden. Im ersten Halbjahr 2021 lagen die Erlöse bei 2,4 Mrd. Euro. Damit wird die Jahressumme 2020 von knapp 2,7 Mrd. Euro bereits in Kürze übertroffen. Auch die bisherigen Rekordeinnahmen 2019 von 3,2 Mrd. Euro werden nach Einschätzung der Emissionshandelsstelle dieses Jahr übertrumpft werden. In Abbildung 2 wird der rasante Anstieg der CO₂-Preise im Vergleich zu den Vorjahren deutlich (Quelle: DEHSt).

Abbildung 2: Jahreserlöse und Entwicklung des volumengewichteten Durchschnittspreises in der 3. und 4. Handelsperiode des europäischen Treibhausgas-Emissionshandelssystems (Quelle: Energy Brainpool).

Noch höhere Einnahmen werden im nationalen Emissionshandel erwartet. Seit Anfang des Jahres sind für Kraftstoffe, Heizöl und Gas 25 EUR/t CO₂ fällig. Bis 2025 wird der CO₂-Preis auf 55 EUR/t angehoben. Das Bundesfinanzministerium erwartet davon für 2021 Erlöse von gut 7,4 Mrd. Euro (Quelle: Tagesschau).

Deutschland will rasant die Ladeinfrastruktur ausbauen

Die erste Ausschreibungsrunde für den Ausbau der Ladeinfrastruktur in Deutschland wurde eröffnet. Das Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur (BMVI) hat für die Verbesserung der Infrastruktur vom Mittel- und Langstreckenverkehr ca. 1000 Schnellladestandorte mit mindestens 150 kW bis 2023 ausgeschrieben. Dafür stehen rund 2 Mrd. Euro zur Verfügung. Die Ausschreibung erfolgt in zwei Teilausschreibungen. Im ersten Teil werden Autobahn-Lose ausgeschrieben. Das sind ca. 150 bis 200 Standorte an den Bundesautobahnen, die in vier bis fünf Lose aufgeteilt werden. Im zweiten Teil werden Regionallose ausgeschrieben. Hier müssen Bieter geeignete Standorte innerhalb von ca. 900 Suchräumen der 23 Regionallose finden. Diese Suchräume geben ein bestimmtes Gebiet, z. B. rund um einen Verkehrsknotenpunkt vor. In Abbildung 3 sind die Regionen dargestellt (Quelle: BMVI).

Abbildung 3: Deutschlandnetz mit den Regionen, Losen und Suchräumen (Quelle: Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur).

Außerdem wurde Mitte August bekannt gegeben, dass das BMVI bis 2025 insgesamt 500 Mio. Euro für den weiteren Aufbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur in Deutschland zur Verfügung stellt. Es wird angestrebt, 50.000 Ladepunkte zu errichten, davon sollen rund die Hälfte Schnellladestationen sein. Vom 31.08.2021 bis zum 18.01.2022 können Unternehmen, Städte und Gemeinden, öffentliche Einrichtungen und Privatpersonen Förderanträge stellen und bis zu 60 Prozent der förderfähigen Kosten erstattet bekommen (Quelle: BMVI).

Gaspreis mischt den Terminmarkt ordentlich auf

Mit 150,50 USD/t hatte der Kohlepreis sein 13-Jahreshoch erreicht bis er einem abrupten Fall der Gaspreise folgte. Derzeit steigt der Kohlepreis wieder an. Er wird durch ein geringes Angebot, anhaltende Nachfrage und wieder steigende Gaspreise gestützt. Aufgrund der niedrigen Lagerbestände und befürchteter Lieferschwierigkeiten steigt der Gaspreis beständig (Quelle: Montel). Dessen Verlauf hat auch einen Einfluss auf den Frontjahr Strom und auf den EUA-Leitkontrakt. Gegen Ende des Monats erreichte der CO₂-Preis ein Allzeithoch von 59,85 EUR/t. Der Strompreis reagiert auf diese Entwicklungen und zeigt einen tendenziell steigenden Verlauf (Quelle: Montel). Die prozentuale Preisentwicklung der Commodities ist in Abbildung 4 zu sehen.

Abbildung 4: Prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO2-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2022 (rote Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Dezember 2021 (orangenfarbene Linie), des Frontjahres Gas am TTF (grüne Linie) und des Frontjahrs Kohle (gelbe Linie) von Anfang Juli bis Ende August 2021 (Quelle: Montel).

Wenige Sonnenstunden und viel Regen

Der August war geprägt von kühlen Temperaturen und wenig Sonne. Die Zahl der Sonnenstunden lag 30 Prozent unter dem Vorjahreswert (Quelle: Montel). Der durchschnittliche Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland betrug 52,80 Prozent, was sowohl über dem Jahresdurchschnitt liegt als auch fünf Prozentpunkte über dem Vorjahreswert (Quelle: Energy-Charts).

Es gab neue Rekorde an den Kurzfristmärkten. Der Cal 22 stieg auf ein Intraday-Hoch von 86,90 EUR/MWh. Das ist das höchste Niveau seit Juni 2008. Der Frontmonat stieg sogar auf ein Allzeithoch von 102 EUR/MWh. Gestützt werden die Preise durch hohe Brennstoffpreise und geringere Windeinspeisung (Quelle: Montel). In Abbildung 5  sind die Stromerzeugung und der Verbrauch im Juni 2021 dargestellt.

Abbildung 5: Stromerzeugung und Verbrauch im August 2021 in Deutschland (Quelle: Energy-Charts).

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Die Preise der Frontmonate und Quartale für die Brennstoffe Steinkohle und Gas lagen in den vergangenen Wochen auf über 13-Jahres- und sogar Allzeithochs. Auf Seite der Kohlepreise führte global anziehende Stromnachfrage zu höheren Verbräuchen. Zusammen mit gleichzeitigen Liefereinschränkungen aufgrund von Streiks und Wetterereignissen in Kolumbien und Australien führte dies zu stark ansteigenden Preisen. So haben sich die Preise des API 2-Index für Steinkohle von knapp 70 USD/Tonne Anfang 2021 auf bis zu über 160 USD/Tonne im September mehr als verdoppelt.

Rekordhochs bei Kohle- und Gaspreisen

Die Gaspreise in der EU haben sich aufgrund des kalten ersten Halbjahres und geringer Speicherfüllstände nach oben bewegt. Auch geringe Lieferungen aus Russland und Lieferungen von Flüssigerdgas (LNG) in dem noch höherpreisigen asiatischen Raum haben dazu beigetragen. Seit Beginn des Jahres hat sich der Preis verdreifacht: Am liquidesten Gashandelspunkt in der EU, dem niederländischen TTF, stieg der Preis für das vierte Quartal 2021 von etwa 17 EUR/MWh Anfang 2021 auf über 55 EUR/MWh Anfang September.

Abbildung 1 stellt die normierten Preise der Terminmarktkontrakte Q4 2021 für den Steinkohlepreisindex API2 und den europäischen Referenzgaspreis am Handelspunkt TTF in den Niederlanden von Beginn 2020 bis zum 09. September 2021 dar. Aus der normierten Preisbewegung seit Beginn des letzten Jahres wird ersichtlich, dass sich die Preise insbesondere ab dem 2. Quartal 2021 sehr stark nach oben bewegt haben.

Abb. 1: normierte Preise Q4 2021 für API 2 Kohle und TTF Gas von Anfang 2020 bis Anfang September 2021 (Quelle: Energy Brainpool).

Kohleverstromung kommt zurück

Die Stromnachfrage in Europa ist gegenüber dem pandemie-induzierten Einbruch im Jahr 2020 wieder gestiegen. Gleichzeitig war die Windenergieeinspeisung gegenüber dem Durchschnitt im ersten Halbjahr 2021 sehr gering. In Deutschland hat die Stromerzeugung durch Windenergieanlagen an Land gegenüber dem Vorjahr einen Rückgang um 21 Prozent verzeichnet, die Offshore-Anlagen einen Rückgang um 16 Prozent. Somit haben vermehrt thermische Kraftwerke Strom erzeugt. Die steigenden Brennstoffkosten und auch die höheren CO₂-Preise von über 50 EUR/Tonne hatten somit einen preissteigernden Effekt auch auf die Strompreise.

Die genannten Effekte aus geringer Erzeugung aus erneuerbaren Energien und höherem Verbrauch führten zumindest in Deutschland zu einem deutlichen Plus der Kohleverstromung (Quelle: Fraunhofer ISE). Braunkohlekraftwerke, die zwar mit steigenden CO₂-Preisen, jedoch nicht mit steigenden Brennstoffkosten kalkulieren mussten, erlebten im ersten Halbjahr 2021 einen Anstieg der Stromerzeugung von fast 38 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Ebenso lag die Erzeugung der Steinkohlekraftwerke bis Ende Juni 2021 um 39 Prozent über den Werten aus den ersten sechs Monaten des Jahres 2020. Dennoch lag die Erzeugung aus Kohlekraft im ersten Halbjahr 2021 immer noch unter den Werten aus dem Jahr 2019. Abbildung 2 stellt die prozentualen Veränderungen in der Nettostromproduktion der unterschiedlichen Erzeugungstechnologien im ersten Halbjahresvergleich 2020 zu 2021 dar.

Abb. 2: prozentuale Veränderung der Stromerzeugung im Vergleich 1. Halbjahr 2020 zu 1. Halbjahr 2021 (Quelle: Energy Brainpool).

Fuel Switch oder Backswitch?

Trotz der stark gestiegenen Gaspreise findet in der Gesamtansicht immer noch ein Fuel Switch von Kohle zu Gas statt. So erzeugten die deutschen Gaskraftwerke in den ersten sechs Monaten dieses Jahres knapp 19 Prozent mehr Strom als in 2020 und 25 Prozent mehr Strom als in 2019. Der Anstieg der Kohleverstromung ist somit vor allem getrieben durch geringe erneuerbare Erzeugung und einer erhöhten Stromnachfrage, teilweise aber auch durch die hohen Gaspreise in diesem Jahr. Ein eindeutiger Backswitch von Gas zurück zur Kohle lässt sich jedoch trotz steigender Kohleverstromung in Deutschland noch nicht ausmachen.

Wichtig ist in diesem Zusammenhang vor allem das Verhältnis der Preisanstiege zwischen Kohle, Gas und CO₂ zueinander. Liegt der Anstieg der CO₂-Preise prozentual über dem Anstieg der Gaspreise, und steigen die Steinkohlepreise ebenfalls weiter, so sind die Erzeugungskosten der Steinkohlekraftwerke aufgrund höherer CO₂-Intensitäten der Stromerzeugung in den meisten Fällen immer noch höher als die Stromerzeugungskosten moderner und effizienter Gaskraftwerke. Auch Braunkohlekraftwerke rutschen bei noch höheren CO₂-Preisen als bisher langsam aber sicher in die Verlustzone. Dies würde je nach Gaspreis entweder zu einer höheren Gaserzeugung in Deutschland oder höheren Importen von Strom zur Deckung des Bedarfs führen. In den vergangenen Wochen lag der Anstieg der Gaspreise jedoch prozentual über dem der CO₂-Preise, sodass Kohlekraftwerke teilweise wieder Gaskraftwerke aus dem Markt treiben.

In jedem Fall zeigt die derzeitige Entwicklung, die komplexen Zusammenhänge am Energiemarkt und das Zusammenspiel der verschiedenen Commodity-Preise mit den Verschiebungen im Erzeugungsmix auf.

Lernen Sie mehr über den Terminmarkthandel für Energie in unserem Live-Online-Training „Der Terminmarkt zur Optimierung des Stromhandels“ am 6. und 7. Oktober 2021.

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Null-Cent-Gebote der Ausschreibungen für Offshore-Windenergie

Die Bundesnetzagentur hat am 9. September 2021 die Ergebnisse der ersten Ausschreibungen für Offshore-Windenergie mit voruntersuchter Fläche bekannt gegeben. Der Gebotstermin findet seit diesem Jahr immer am 1. September statt. Die bezuschlagten Windparks sollen ab 2026 in Betrieb gehen. Das Ausschreibungsvolumen richtet sich jeweils nach dem Flächenentwicklungsplan. Durch den Zuschlag erhält man den Anspruch auf einen Netzanschluss und das Recht, den Offshore-Windpark 25 Jahre lang zu betreiben (Quelle: BNetzA).

Dieses Jahr waren drei Flächen mit einem Ausschreibungsvolumen von insgesamt 958 MW ausgeschrieben. Zwei Flächen (N-3.7 und N-3.8) liegen in der Nordsee, eine Fläche in der Ostsee (O-1.3). Den Zuschlag für die Fläche N-3.7 (225 MW) hat die RWE Renewables Offshore Development Two GmbH erhalten. EDF Offshore hat den Zuschlag für die Fläche N-3.8 (433 MW) erhalten. Für die Fläche O-1.3 ging der Zuschlag an die RWE Renewables Offshore Development One GmbH (300 MW). Der Zuschlagswert auf allen drei Flächen ist 0 ct/kWh, d. h. die Bietenden wollen den erzeugten Strom ohne Geld aus der EEG-Förderung vermarkten und verdeutlichen gleichzeitig das große Interesse der Bewerber:innen. In zwei Fällen fiel die Entscheidung durch das Los, weil mehrere Bewerber Null-Cent Angebote abgegeben hatten (Quelle: BWO).

Ausgang der Bundestagswahlen – wie sieht die zukünftige Klimapolitik aus?

Der Wahlausgang der Bundestagswahlen stellt die Weichen der Klimapolitik in Deutschland. Derzeit finden Sondierungsgespräche statt, besonders die Grünen und die FDP vertreten zum Teil ziemlich unterschiedliche Ansichten. Während sich die FDP für die Digitalisierung der Energiewende einsetzt, sehen die Grünen staatliche Regulierungen als die richtige Lösung an (Quelle: DNR). Doch es lassen sich auch wichtige gemeinsame Ziele finden. Beide Parteien wollen das Genehmigungsverfahren verschlanken, um den Bau von Solar- und Windparks schneller auszubauen. Es ist ihnen wichtig, die Recyclingquote zu erhöhen und die Kreislaufwirtschaft weiter voranzutreiben. Sie befürworten die Renaturierung der Moore als CO₂-Speicher. Sowohl die FDP als auch die Grünen setzen bei der Klimapolitik auf die geschickte CO₂-Bepreisung. Beim Thema Verkehr und Mobilität sind sich beide Parteien einig, dass die Ladestation-Infrastruktur für mehr Elektromobilität ausgebaut werden muss. Hierbei wollen die Grünen ab 2030 nur noch emissionsfreie Autos neu zulassen. Die FDP schließt das komplett aus. Auch beim Thema Klimaneutralität ab 2050 gehen die Meinungen auseinander. Die FDP will die Klimaneutralität erst 2050 erreichen, die Grünen hingegen streben Anfang 2040 an (Quelle: DW).

Nationaler Emissionshandel – Zertifikatverkauf startet

Über den September waren die Vorbereitungen für die Einführung des nationalen Emissionshandelssystems (nEHS) voll im Gange. Seit 5. Oktober 2021 ist nun der Verkaufsstart (Quelle: EEX).

Das EU ETS und das nEHS funktionieren beide nach dem „Cap and Trade“-Prinzip. Der zentrale Unterschied ist, dass das EU ETS ein „Downstream“-Emissionshandel ist. Der nEHS funktioniert hingegen nach dem „Upstream“-Prinzip. Das bedeutet, dass beim EU ETS diejenigen bezahlen müssen, die CO₂ ausstoßen. Beim nEHS müssen die Teilnehmer Zertifikate erwerben, die die Brennstoffe inverkehrbringen. Damit sind Unternehmen gemeint, die fossile Brennstoffe vertreiben oder liefern. Alle Brennstoffe, die bei der Verbrennung CO₂-Emissionen ausstoßen, werden miteinbezogen. Dazu zählt auch die Biomasse. Dabei werden die Sektoren Wärme und Verkehr mitberücksichtigt, welche ein großes CO₂-Reduktionspotential aufweisen. Wie Abbildung 1 zeigt, startet das nEHS von 2021 bis 2025 mit einem Festpreis. In diesem Zeitraum sind die Preise für die Zertifikate der jeweiligen Jahre bereits festgesetzt. Ab 2026 werden die CO₂-Preise innerhalb eines Preiskorridors bestimmt. Der Mindestpreis beträgt 55 EUR/t CO₂ und der Höchstpreis 65 EUR/t CO₂ (Quelle: DEHSt).

Abbildung 1: CO₂-Bepreisung im nationalen Emissionshandel (Quelle: Energy Brainpool)

Extrem hohe Gas-, Strom- und Kohlepreise

Die Preise für Strom, Gas und Kohle handeln auf Mehrjahreshochs. Das liegt an der rapide gestiegenen Nachfrage, bedingt durch die erwarteten unterdurchschnittlich niedrigen Temperaturen. Abbildung 2 (Quelle: Montel) zeigt, dass besonders der Gaspreis aufgrund des geringen Speicherstands im September eine steile Entwicklung erlebt hat. Die Preise befanden sich auf dem Höchststand. Der Frontmonat handelte über 85 EUR/MWh. Das Frontjahr erreichte ein Rekordhoch von knapp über 60 EUR/MWh (Quelle: Montel).
Der Kohlepreis ist auf ein 13-Jahreshoch gestiegen und das Frontjahr handelte bei 144,50 USD/t. Der extrem hohe Preis wird durch niedrige Temperaturprognosen, einem geringen Spot-Angebot sowie einem geringen Gasangebot gestützt. Die niedrigen Füllstände der Gasspeicher erhöhen die Gewinnmargen der Kohlekraftwerke merklich (Quelle: Montel).
Der Anstieg der Gaspreise und eine allgemeine bullishe Stimmung sorgte auch am Strommarkt für neue Allzeithochs. Das Cal 22 Base erreichte 129,44 EUR/MWh und ein Ende ist noch nicht in Sicht. Der CO₂-Preis entkoppelte sich frühzeitig vom Verlauf der explodierenden Gas- und Strompreise und bewegte sich um die 60 EUR/t CO₂. Am Ende des Monats erreichte der EUA-Leitkontrakt dennoch ein neues Allzeithoch bei 65,77 EUR/t CO₂ (Quelle: energate-messenger).

Abbildung 2: Prozentuale Preisentwicklung des deutschen Stromfrontjahres (candle sticks), der CO₂-Zertifikate mit Lieferung Dezember 2022 (rote Linie), der Ölsorte Brent mit Lieferung im Dezember 2021 (orangenfarbene Linie), des Frontjahres Gas am TTF (gelbe Linie) und des Frontjahrs Kohle (grüne Linie) von Anfang September bis Anfang Oktober 2021 (Quelle: Montel)

Wenig erneuerbare Stromerzeugung und Höchstpreise am deutschen Kurzfristmarkt

Mit 41 Prozent lag der Anteil erneuerbarer Energien bei der Stromerzeugung sowohl deutlich unter dem Vormonat als auch unter dem Jahresdurchschnitt von 47 Prozent. Gegen Ende des Monats kündigten sich hohe Windeinspeisungen an, die für diese Jahreszeit üblich sind.

Neben den Rekorden auf dem Terminmarkt gab es auch auf den Kurzfristmärkten neue Preisspitzen. Der Gaspreis auf dem Day-Ahead-Markt ist auf über 65 EUR/MWh gestiegen (Quelle: Montel). Der Strompreis kletterte auf dem Day-Ahead-Markt am Ende des Monats auf 130,23 EUR/MWh und somit auf ein neues Allzeithoch (Quelle: energate-messenger). In Abbildung 3 (Quelle: Energy-Charts) sind die Stromerzeugung und der Verbrauch im September 2021 dargestellt.

Abbildung 3: Stromerzeugung und Verbrauch im September 2021 in Deutschland (Quelle: Energy-Charts)

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