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Die geplanten EEG-Sonderausschreibungen: Licht am Ende des Tunnels

Das Jahr 2017 wird für viele Akteure aus der Windbranche als verlorenes Jahr in die Geschichte eingehen. Der unerwartet große Erfolg von Bürgerenergiegesellschaften (BEG) in den ersten drei Ausschreibungsrunden hat genehmigte Projekte weitgehend aus den Zuschlägen verdrängt und damit für große Zukunftssorgen auf allen Ebenen der Wind-Wertschöpfungskette von Herstellern über Projektierer bis zu den Dienstleistern geführt. Im Kontext der aktuellen Regierungsbildung und einer sich abzeichnenden Verfehlung der Klimaziele für das Jahr 2020 will die Politik nun zeitnah reagieren und die absehbare Inbetriebnahme-Lücke möglichst rasch schließen. Zu diesem Zweck sind zusätzliche Ausschreibungsmengen geplant. Dieser enerviews zeigt den aktuellen Diskussionsstand betreffend dieser Sonderausschreibung und des Moratoriums für genehmigungsfreie BEG-Gebote auf.

„Fadenriss“ für die Windbranche
Das Bürgerenergieprivileg nach §36g EEG hat 2017 dazu geführt, dass Windenergieanlagen schon vor Erlangung der BImSchG-Genehmigung an den Ausschreibungen teilnehmen und in allen drei Runden nahezu alle Zuschläge auf sich vereinen konnten. Da sich ein Großteil dieser Projekte noch sehr früh im Projektentwicklungsstadium befindet und eine zeitnahe Inbetriebnahme daher nicht abzusehen ist, befürchtet die Branche eine abrupte Flaute beim Windenergieausbau. Ein solcher Fadenriss würde vor allem Hersteller von Windenergieanlagen aber auch alle anderen Elemente der Wertschöpfungskette betreffen und die Industrie als solche gefährden.

Klimaschutzziele für 2020 und politische Handlungsoptionen
Im Hinblick auf die Erreichung der Klimaziele für 2020 (Treibhausgasreduktion um mindestens 40% im Vergleich zum Basisjahr 1990) erweist sich das Bürgerenergie-Debakel aus 2017 als weiterer Sargnagel. Doch auch wenn die sich abzeichnende Neuauflage der großen Koalition das Erreichen der 2020-Ziele offiziell als nicht realisierbar erklärt hat, sieht der aktuell zur Abstimmung stehende Koalitionsvertrag weitreichende Maßnahmen zur Schließung der CO2-Lücke vor. Sollten diese Maßnahmen umgesetzt werden, sorgen sie für Licht am Ende des BEG-Tunnels der Windbranche.

Der GroKo-Koalitionsvertrag und das Thema Sonderausschreibungen
Der Koalitionsvertrag (Seite 71) sieht Maßnahmen im EE-Bereich vor, die Emissionsreduktionen von acht bis zehn Millionen Tonnen CO2 einsparen und Deutschland damit zumindest näher ans Klimaschutzziel 2020 bringen sollen. Mittel der Wahl dafür sind Sonderausschreibungen für Wind und Photovoltaik. Sage und schreibe vier Gigawatt Onshore-Windenergie und weitere vier Gigawatt Photovoltaik sollen zusätzlich zu den bekannten EEG-Mengen ausgeschrieben werden – jeweils zur Hälfte wirksam in den Jahren 2019 und 2020. Dies steht laut Koalitionsvertrag unter der nicht näher definierten Voraussetzung einer Aufnahmefähigkeit der „entsprechenden“ Netze. Trotzdem sorgt die Ankündigung zusätzlicher und recht kurzfristig verfügbarer Nachfragemengen bei der unter Druck stehenden Branche für Aufatmen.

Ein weiteres erwähnenswertes Element des Koalitionsvertrages ist die Forderung nach einer besseren Synchronisierung von Erneuerbaren Energien und Netzkapazitäten. Dies wäre in erster Linie dadurch zu erreichen, dass EE-Zubau zukünftig näher an den Verbrauchszentren im Westen und Süden stattfindet. Vor allem die südlichen Bundesländer Baden-Württemberg und Bayern würden nach nahezu erfolglosen Ausschreibungsrunden in 2017 deutlich profitieren.

Welches Instrument die mutmaßlich neue Bundesregierung hierzu anwenden wird – regionale Quoten oder Mindestmengen wären denkbar – bleibt vorerst abzuwarten. Sollte aber die Zubaugrenze von rd. 900 MW/a für das Netzausbaugebiet nach EEG 2017 bestehen bleiben, führt alleine die oben dargestellte Ausweitung der Ausschreibungsmenge zu einer de facto Quote: der zusätzliche Zubau von Wind würde dann außerhalb des Netzausbaugebietes stattfinden (müssen).

Und auch dem Thema Bürgerenergie widmet sich der Koalitionsvertrag. So sollen zukünftig ausschließlich bundesimmissionsschutzrechtlich genehmigte Windenergieprojekte an den Ausschreibungen teilnehmen können. Das derzeit bis Mitte 2018 befristete BEG-Moratorium würde damit zur Regel, die Ausnahme der Genehmigungsfreiheit für BEG damit dauerhaft abgeschafft. Hierdurch sollen die offensichtlichen Nachteile (Fadenriss und ungewisse Realisierungsquote) zukünftig vermieden werden.

Weitere Forderungen des Bundesrates sowie von Verbänden
Noch bevor die Bundesregierung in spe im Koalitionsvertrag auf die Probleme der Windbranche einging, haben einzelne Bundesländer im Bundesrat Initiativen gestartet und damit teilweise auch Forderungen von Erneuerbaren-Verbänden in ein Gesetzesvorhaben umgesetzt.

Bereits am 2. Februar hat der Bundesrat auf Antrag Nordrhein-Westfalens beschlossen, weitreichende Änderungen am EEG 2017 zu fordern. Dies in Form eines Gesetzentwurfs der zur Abstimmung an die Bundesregierung und den Bundestag geht. So sollen schon im aktuellen Jahr 2018 in der dritten und vierten Ausschreibungsrunde Wind Onshore zusätzliche Kapazitäten bezuschlagt werden. Die Rede ist von zusätzlich 450 MW in der Runde am 1. August und 950 MW am 1. Oktober. Daneben enthält der Vorschlag eine einmalige Verkürzung der Realisierungsfrist auf 21 Monate für die Auktionsrunde am 1. August – dies mit dem Ziel der kurzfristigen Schließung der erwarteten Ausbaulücke.

Wie der Koalitionsvertrag, jedoch nicht ganz so weitgehend, beinhaltet der Bundesratsbeschluss eine weitere Aussetzung der Genehmigungsfreiheit für BEG bis Anfang 2019.

Schon Ende des vergangenen Kalenderjahres haben Branchenverbände eine Anhebung des Ausschreibungsvolumens um ca. 1.500 MW in 2018 gefordert. Allen voran der Bundesverband der Windenergie e.V. (BWE), basierend auf einer von enervis erarbeiteten Studie zum Angebotspotenzial (die Studie kann hier heruntergeladen werden).

In welcher Form die zusätzlichen Ausschreibungsmengen der Bundesratsinitiative und des Koalitionsvertrages noch aufeinander abgestimmt werden, ist noch nicht klar. Ebenso ungeklärt aber spannend ist die Frage, welche Form der Ausschreibung für die Zusatzmengen gewählt wird – technologiespezifisch, technologieübergreifend oder sogar in Kombination mit Innovationsanreizen?

Fazit: Sonderausschreibungen und EEG-Anpassung
Die Ankündigung von Sonderausschreibungen sowie die Festlegung auf eine dauerhafte Aussetzung der BEG-Privilegien sorgen in der EE-Branche für verhaltenen Optimismus. Sollte die Regierungsbildung nun ohne weitere Überraschung voranschreiten und die neue Bundesregierung sich möglichst zeitnah der Baustelle EEG annehmen, so ist in der Tat mit einer Entspannung der Situation für genehmigte Windprojekte zu rechnen. Aber auch für den PV-Markt bedeutet die geplante Zusatzmenge von 4 GW eine umfangreiche Ausweitung des Nachfragepotenzials (bisher werden lediglich 600 MW/a für Freiflächen-PV ausgeschrieben).

Für den Windmarkt ist die Frage zu beantworten, ob es bei einer deutlich erhöhten Nachfrage zu einem kurz- bis mittelfristigen Engpass an genehmigten Projekten kommt. Hier kommt es vor allem auf die Perspektiven der Vielzahl derzeit beantragter BImSchG-Genehmigungen an, die bereits in den Startlöchern stehen. Diese laufenden BImSchG-Verfahren müssen nun rasch vorankommen, damit der erweiterten Nachfrage dann auch ausreichend Angebot gegenüber steht. In jedem Fall dürften die Verlockungen der geplanten Sonderausschreibungen die stark unterdurchschnittlichen Genehmigungsmengen des letzten Jahres wieder merklich verstärken.

Auch das Abschneiden der Windenergie in der ersten gemeinsamen Ausschreibungsrunde mit PV am 1. April sowie die Ausgestaltung der mutmaßlichen grenzüberschreitenden Ausschreibungen in diesem Jahr, stellen aktuell noch Unbekannte in der Frage nach Angebot und Nachfrage bei den künftigen Windauktionen dar.

enervis begleitet die Ausschreibungsmärkte für Wind und PV bereits seit ihrer Entstehung und bietet eine umfangreiche Palette an Beratungsleistungen zur Analyse und Prognose des Wettbewerbsniveaus, der Angebotsmengen sowie der erwarteten Gebotspreise an.

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enervis-Prognose bestätigt: strategische Gebote prägen erste KWKG-Auktion

Anfang Dezember hat die Bundesnetzagentur die erste Auktion von Fördersätzen für KWK-Anlagen zwischen 1 und 50 MW durchge-führt. Die veröffentlichten Ergebnisse bestäti-gen in weiten Teilen die im Vorfeld von enervis erarbeiteten Analysen und Prognosen (Link). Dennoch überraschen sie in einigen Details.

Auf Grundlage der Veröffentlichungen zum Ausgang der Auktion vom 1. Dezember kann die Angebotskurve annäherungsweise rekonstruiert werden (siehe Abbildung).
 
 
 

Abbildung 1: Rekonstruktion Gebotskurve

Den Zuschlag erhielten zwei größere KWK-Anlagen mit jeweils rund 30 MW sowie fünf kleinere mit Leistungen zwischen 1 und 10 MW. Auf Anlagen im oberen Bereich des ausgeschriebenen Leistungsintervalls von 1 bis 50 MW entfallen somit rund ¾ der ausgeschriebenen Leistungen.

Mit 4,99 Cent/kWh lag das höchste bezuschlagte Gebot in der Auktion deutlich unterhalb des maximalen Fördersatzes von 7,0 Cent/kWh. Der leistungsgewichtete Durchschnitt der Fördersätze betrug 4,05 Cent/kWh bei einem niedrigsten Gebot von 3,19 Cent/kWh. Geht man davon aus, dass sich eines der größeren Projekte aufgrund der grundsätzlich höheren Kosteneffizienz weit vorne in der Merit-Order platziert hat, so müssen alle anderen Projekte einen mittleren Gebotspreis von 4,62 €/MWh gehabt haben.

Von den ausgeschriebenen 100 MW wurden lediglich 82 MW bezuschlagt, und das obwohl Projekte mit einem Volumen von insgesamt 225 MW an der Auktion teilgenommen haben. Grund hierfür ist das Design der KWK-Ausschreibungen: Projekte werden in der Reihenfolge der Gebotshöhe berücksichtigt, gleichzeitig wird das Überschreiten der ausgeschriebenen Menge begrenzt (Stichwort: Merit-Order). Das erste nicht-bezuschlagte Projekt muss demnach rein rechnerisch ein Volumen von über 36 MW aufgewiesen haben.

Ausgang der Auktion bestätigt Prognosen
 enervis hat im Vorfeld der Ausschreibung im Auftrag der Wärtsilä Energy Solutions eine Prognose zum möglichen Auktionsausgang veröffentlicht. Das im November veröffentlichte White Paper wurde anhand eines Auktionsmodells und einer umfangreichen KWK-Projektdatenbank erarbeitet. Unsicherheiten hinsichtlich strategischer Gebotsaufschläge, also Gebote oberhalb eines rein kostenbasierten Wertes, und weiterer Kosten- und Erlöstreiber wurden über einen Monte-Carlo Ansatz abgebildet.

Das Ergebnis der Auktion bestätigt in vielen Aspekten die Prognose: Unter Berücksichtigung strategischer Gebotsaufschläge rechneten wir mit einem maximalen Fördersatz von 4,90 Cent/kWh – ein Wert der nah an die realisierten 4,99 Cent/kWh herankommt. Für strategisches Gebotsverhalten spricht neben unseren Modellierungen auch das höchste bezuschlagte Gebot. Der Wert von 4,99 Cent/kWh wurde so gewählt, dass er leicht unterhalb von 5 Cent/kWh liegt. Dies lässt vermuten, dass er sich nicht anhand der Kostenbasis des Projektes ergeben hat.

Bei einer kostendeckenden Gebotsstrategie ohne Berücksichtigung strategischer Gebotsaufschläge ergab sich in unseren Modellierungen ein Grenzzuschlag von 3,10 Cent/kWh. Dass das niedrigste Gebot von 3,19 Cent/kWh in der tatsächlichen Auktion diesem Wert sehr nahe kommt, ist plausibel. Aufgrund der Gebotsstruktur liegt es nahe zu vermuten, dass der Betreiber das zugehörige Projekt mit hoher Priorität umsetzen wollte und somit auf einen strategischen Gebotsaufschlag verzichtet hat.

Auch das Angebotsvolumen von 225 MW war grundsätzlich erwartbar. Letzte Analysen gingen von einer Projektpipeline oberhalb von 200 MW aus. Das Interesse an der Teilnahme hat sich gegenüber unserer Analyse erhöht. Wir waren davon ausgegangen, dass ein kleinerer Teil der Projekte an der Auktionsrunde teilnehmen würde.

Die richtige Gebotsstrategie entscheidet
 Aufbauend auf den Analysen zur ersten Ausschreibungsrunde bietet sich ein Ausblick auf die folgende Auktion am 1. Juni 2018 an. Zunächst bleibt festzuhalten: Da die nicht-bezuschlagte Leistung unterhalb 100 MW in die nächste Ausschreibungsrunde übertragen wird, werden auch in der nächsten Auktionsrunde im konventionellen Segment wieder annähernd 100 MW ausgeschrieben. Doch viele der nicht zum Zuge gekommenen Projekte werden sich auch in der kommenden Runde bewerben. Dies impliziert bereits ein Angebot von 143 MW, gegebenenfalls erweitert um neue Projekte. Der Wettbewerb könnte also zunehmen.

Die Ergebnisse der ersten KWKG-Auktion haben dabei richtungsweisenden Charakter für die folgenden Runden. Die Auktion zeigt, dass für gut platzierte Projekte Gebote oberhalb der Vollkosten möglich sind. Eine Teilnahme an der Auktion ist daher weiter hochattraktiv und sollte frühzeitig vorbereitet werden. Die Ausschreibungsteilnahme bleibt daher besonders ausgesprochen interessant und sollte, so zeigen es auch die Erfahrungen aus der letzten Runde, frühzeitig vorbereitet werden.

Voraussetzung für eine erfolgreiche Teilnahme an der Auktion ist allerdings, noch stärker als zuvor, den Markt richtig einzuschätzen und hierauf aufbauend das eigene Gebotsverhalten strategisch zu optimieren. Hier haben sich Auktionsmodellierungen als das Mittel der Wahl bewiesen.

Gern diskutieren wir diesen Thema mit Ihnen bei unseren öffentlichen Workshops:

  • am 07.02.2018 auf der E-World in Essen
  • am 21.02.108 in Berlin

Sollten Sie Unterstützung durch Auktionssimulation oder bei Bestimmung einer geeigneten Gebotshöhe benötigen, stehen wir Ihnen gern telefonisch zur Verfügung (030 695 175 17).

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Subventionsfreie erneuerbare Energien erobern europäische Strommärkte

Die Einführung von Auktionen hat in vielen europäischen Strommärkten zu einem deutlichen Rückgang der Stromerzeugungskosten von erneuerbaren Energiequellen (EE) geführt. Die durchschnittlichen Marktwerte für Photovoltaik (PV) und Onshore-Windenergie an Day-Ahead-Märkten haben in einigen Ländern Vollkostenniveau für EE-Strom erreicht – vor allem in Südeuropa und Großbritannien.
Subventionsfreie erneuerbare Energien werden die europäischen Strommärkte in den kommenden Jahren grundlegend verändern und sowohl Chancen, als auch Risiken für Investitionen in bestehende und zukünftige Anlagen mit sich bringen. Mehr erfahren Sie in diesen enerviews.

EE-Marktparität in Südeuropa und GB
Nach Jahren fallender Strompreise auf europäischen Großhandelsmärkten durch sinkende Brennstoff- und CO2-Preise, sind die Strommärkte nun wieder im Aufschwung. Steigende Brennstoffpreise und eine wahrscheinliche, mittelfristige Erholung der EU-ETS wecken Hoffnung auf höhere Strompreise in der Zukunft. Hinzu kommt, dass in den kommenden Jahren aufgrund von regulatorischen Eingriffen (nationale Ausstiege aus Kohle- und Kernenergieerzeugung) und alternden Erzeugungsportfolios (Ost- und Südosteuropa) eine umfassende Umstrukturierung des europäischen Kraftwerksparks bevorsteht. Das heutige hauptsächlich kohledominierte Preisniveau wird durch mehr erdgasbasierte Energieerzeugung steigen.

Gleichzeitig hat die Einführung von EE-Auktionen in den wichtigsten europäischen Strommärkten zu einem dramatischen Kostenrückgang in den letzten drei Jahren geführt (Abbildung 1).
Die jüngsten Auktionsergebnisse in Spanien zeigten Zuschläge von 0 €/MWh (jedoch mit einem impliziten Mindestpreis) sowie zwei deutsche Offshoreprojekte (für die Inbetriebnahme Mitte der 2020er Jahre). Diese Entwicklungen deuten auf eine subventionierungsfreie Zukunft der Erneuerbaren hin. Investitionen in PPA-basierte EE-Projekte stehen in den Startlöchern und werden in naher Zukunft erhebliche Veränderungen für Finanzierung und Investitionen in erneuerbare Energien nach sich ziehen.

Durchschnittliche Marktwerte Erneuerbarer Energien in Europa
Der Marktwert wird durch das erzeugungsgewichtete, technologiespezifische Mittel der Spotpreise im jeweiligen Marktgebiet bestimmt. Abhängig von der Technologie und dem Anteil der gesamten Erzeugung, unterscheiden sich die Marktwerte systematisch von den durchschnittlichen Spotpreisen.
Die durchschnittlichen Marktwerte in Europa zeigen ein deutliches Gefälle mit steigenden Preisen von Nord nach Süd (Abbildungen 2 und 3). Großbritannien stellt dabei mit seinem nationalen CO2-Preis und begrenzten Handelskapazitäten eine Ausnahme dar.
Das Erzeugungsprofil von PV in Mittagsstunden treibt die Preise für Solareinspeisung über die Baseload-Preise in Märkten mit geringem PV-Anteil. In Spanien, Portugal, Norditalien, Slowenien, Rumänien und Griechenland erreichten die PV-Preise dabei weit über 50 €/MWh. In Frankreich und Süditalien wurden für die PV-Erzeugung durchschnittliche Marktwerte von rund 43 €/MWh erzielt.

Höhere Volllaststunden und Saisonalität (Sommer/Winter) dominieren die Erzeugung von Windenergie. Auch ein höherer Anteil der Windenergie im Vergleich zu PV zeigt deutlichere Kannibalisierungseffekte: Die Marktwerte für Wind Onshore liegen in den untersuchten Marktgebieten um etwa 10% unterhalb der durchschnittlichen Basepreise.

In Norditalien wurden Marktwerte von über 55 €/MWh für Wind erreicht, während Großbritannien, Spanien, Portugal, Slowenien und Griechenland Preise von über 50 € / MWh aufwiesen.

Zukünftige Werttreiber von EE-Projekten
EE-Projekte werden ein immer höheres Marktrisiko tragen müssen – in Auktionen durch das Antizipieren von Markterlösen oder in Projekten außerhalb einer Förderung. Um die damit verbundenen Risiken und Chancen zu bewerten, müssen Investoren und PPA-Counterparts einschätzen, wie sich die Strommärkte über 20 – 25 Jahre (Projektlaufzeit) entwickeln.

Dies betrifft insbesondere folgende Fragen:

  • Welche Markt- und Mengenrisiken müssen bewertet werden?
  • Wie entwickeln sich Brennstoffpreise?
  • Wie werden sich Erzeugungs- und Nachfragestrukturen im Laufe der Zeit verändern?
  • Wie wird sich der Merit-Order Effekt zukünftiger EE-Projekte auf bereits bestehende Portfolios auswirken?

Im Rahmen der zunehmenden marktbasierten Vergütung von EE-Projekten, hat sich die enervis zu einem führenden Beratungsunternehmen mit erstklassigem Modellierungs-Know-how im Bereich der Bewertung von EE-Projekten entwickelt. Wir bieten unseren Kunden mittel- bis langfristige Marktszenarien mit einer integrierten Modellierung von Gebots- und Marktwerteffekten Erneuerbarer.

Für weiterführende Vertiefung und um mit Ihnen ausführlich zu diskutieren, möchten wir Sie herzlich am 06.03.2018 zu unserem Workshop in Berlin einladen. Detaillierte Informationen finden Sie unter dem folgenden Link.

Oder kontaktieren Sie unsere Marktexperten:
Tim Steinert Tel. +49 (0)30 695 175 23
Nicolai Herrmann Tel. +49 (0)30 695 175 34

enervis behält sich alle Rechte an dieser Veröffentlichung vor. Kein Teil dieser Publikation darf ohne die vorherige schriftliche Zustimmung von enervis reproduziert oder in irgendeiner Form verwendet werden. Diese Publikation basiert teilweise auf Informationen, die nicht von enervis kontrolliert werden. enervis lehnt ausdrücklich jede Haftung ab, die sich aus oder im Zusammenhang mit der Verwendung dieser Publikation ergeben.

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Alle Jahre … nicht schon wieder! Negative Strompreise am Day-Ahead Markt während der Feiertage

In den vergangenen Jahren hat sich eine Entwicklung eingestellt und verfestigt, die fast so sicher ist wie die Geschenke unter dem Weihnachtsbaum: negative Strompreise am Day-Ahead Markt während der Feiertage. Auch für das Jahr 2017 ist davon auszugehen, dass die Preise an der EPEX Spot vom 23. bis 26. Dezember wieder negativ werden. Hintergründe dieses besonderen „Weihnachtsgeschenks“ sowie einen Ausblick zur längerfristigen Entwicklung negativer Strompreise liefert dieser enerviews.

Negative Strompreise zwischen 24. und 26. Dezember

Eine Analyse historischer Strommarktnotierungen der vergangenen 9 Jahre, seit Einführung negativer Gebote am Day-Ahead Markt, bringt eine allgemein vermutete Tatsache zutage. Zwischen dem 24. Und 26. Dezember dieser Jahre traten im Durchschnitt 12 Stunden mit Großhandelsstrompreisen unter 0 €/MWh für die Gebotspreiszone DE-AT auf. Abbildung 1 zeigt den Verlauf für die Stundenpreise an der EPEX Spot für diesen Zeitraum seit 2008.

Mit Ausnahme von 2010 wies jedes der untersuchten Jahre an mindestens einem der drei Betrachtungstage negative Preise auf. Deren Anzahl nahm im Zeitverlauf auf insgesamt 28 Stunden im Jahr 2016 alleine an den Weihnachtstagen zu. Dass negative Strompreise eine Vielzahl von Ursachen haben, ist bekannt, die jährliche Häufung zu Weihnachten lohnt jedoch einen genaueren Blick.

Gründe für negative Strompreise
Die Ursachen für das Auftreten negativer Strompreise sind vielfältig, nachfolgende Auflistung bietet eine Übersicht über die Haupttreiber:

• Inflexibilität im konventionellen Kraftwerkspark: technische Restriktionen wie An- und Abfahrgradienten und damit verbundene Kosten machen das „Durchfahren“ negativer Preisstunden trotz der verbundenen Kosten wirtschaftlich rational

• Must-run-Betrieb, z.B. für Bereitstellung von Prozess- oder Fernwärme: Vor allem KWK-Anlagen im Fernwärmenetz oder in Industriebetrieben können ihre Leistung nur wenig drosseln, da weiterhin Wärme bereitgestellt werden muss.

• Vorhaltung von Leistung für Systemdienstleistungen: Wenn sich Kraftwerke zur Vorhaltung von (negativer) Regelleistung verpflichtet haben, müssen sie gemäß Fahrplan in Betrieb bleiben, um bei Abruf Regelleistung bereitzustellen.

• Marktprämie von Erneuerbaren Energien: Anlagen, die eine Vergütung nach dem Marktprämienmodell erhalten, werden so lange weiterbetrieben, wie der Day-Ahead Preis höher liegt als ihre negative Marktprämie. Bei leicht negativen Preisen ist der Betrieb aufgrund der arbeitsbasierten Förderung weiterhin vorteilhaft ggü. dem Herunterregeln. Eine Reaktion geförderter Anlagen erfolgt damit nur bei stark negativen Preisen.

• Inflexible Last: Stromnachfrager können ihren Bedarf nur bedingt kurzfristig in Abhängigkeit des Strompreises anpassen, d.h. bei negativen Preisen kann die Nachfrage nur begrenzt angehoben werden.

• Begrenzte Kuppelkapazitäten in benachbarte Märkte: Ein Überangebot an (günstigem) Strom könnte in Nachbarländer exportiert werden, was die Nachfrage erhöht und damit den Preis ansteigen lässt. Die Übertragungskapazitäten in diese Märkte sind aber technisch beschränkt und werden nur langsam ausgebaut.

• Handelsstrategien- und Zeitpunkte: Vor allem an Feiertagen und zum Teil Wochenenden wird das sogenannte „Sleeping“ beobachtet. Handelsabteilungen sind dabei nicht durchgehend besetzt und Kauf- und Verkaufsorders werden mehrere Tage im Voraus getätigt und bei erst kurzfristig auftretenden Abweichungen bzw. Extrempreisen nicht mehr angepasst.

Abbildung 2 zeigt für die Weihnachtsfeiertage des Jahres 2016 den Kraftwerkseinsatz nach Kraftwerkstechnologien sowie den stündlichen Day-Ahead Strompreis.

Diese Darstellung zeigt unter anderem, dass während negativer Strompreisen nur geringe Einsenkung der Einspeisung von Kernkraft oder Braunkohlekraftwerken stattfindet. Dazu kommt eine wochenend- bzw. feiertagsbedingte geringe maximale Stromnachfrage von nur ca. 60 GW (24.12.16 Samstag). Zur gleichen Zeit kann eine sehr hohe Einspeisung aus Erneuerbaren Energien (i. W. Wind) beobachtet werden, die bei etwa 30 GW liegt. Davon befinden sich fast alle Kapazitäten im Marktprämienmodell und bieten somit i.d.R. mit der negativen Marktprämie (technologiespezifisch) in den Markt. Aufschluss über dieses Gebotsverhalten bietet Abbildung 3, welche als Beispiel die Gebotspreiskurve für die 7. Stunde des 26.12.2016 an der EPEX Spot Day-Ahead Auktion zeigt.

Neben einem Angebotsblock von ca. 20 GW zum technischen Mindestpreis von -500 €/MWh, der zum größten Teil auf konventionelle Kraftwerke zurückzuführen ist, existiert ein weiteres Band von ca. 10-15 GW mit Gebotspreisen zwischen -65 und -80€/MWh. Bei einem Referenzmarktwert von ca. 24 €/MWh im Dezember 2016 für Wind ergibt sich für WEA mit anzulegenden Werten (inkl. Boni) von ca. 90-100€/MWh dieser Gebotspreiskorridor.

Entwicklung negativer Strompreise
Neben einem vertieften Verständnis der Hintergründe der alljährlichen negativen Strompreise zu den Weihnachtsfeiertagen ist natürlich für Marktakteure eine Einschätzung der zukünftigen Entwicklung negativer Strompreise von Belang. Denn das Auftreten negativer Strompreise führt nicht nur zu Erlösverlusten aller Kraftwerksbetreiber, die zu diesen Stunden am Strommarkt anbieten (müssen), sondern er führt auch bei den Betreibern größerer EEG-Anlagen mit Förderung nach dem EEG in vielen Fällen zum Ausfall der Vergütungszahlungen. Grundlage dafür ist der §51 im EEG 2017, der vorsieht, dass für Neuanlagen ab 2016 in Blöcken von 6 oder mehr aufeinanderfolgenden negativen Preisen am Day-Ahead-Markt keine Marktprämie ausbezahlt wird.

enervis berechnet regelmäßig im Rahmen von Strommarktmodellierungen die zukünftige Häufigkeit von negativen Strompreisen und 6-Stunden Intervallen. Abbildung 4 zeigt einen Ausschnitt aus einem aktuellen Szenario für die Jahre 2018 bis 2025.

Erkennbar wird, dass historisch gesehen das Jahr 2015 eine sehr hohe Anzahl negativer Strompreise gezeigt hat und die Anzahl 2016 dann leicht abgefallen ist. Die Modellierung der zukünftigen Häufigkeit zeigt einen erneuten Anstieg bis zum Jahr 2019, welcher dann von einem Rückgang bis zum Jahr 2021 abgelöst wird. Ein Unsicherheitsfaktor hierbei ist vor allem die Einspeisung aus Erneuerbaren Energien an bestimmten Feier- und Brückentagen sowie das Wetterjahr.

Doch was sind die Gründe für diese mögliche zukünftige Entwicklung? Folgende Auflistung gibt eine Übersicht über mögliche Treiber und deren Wirkung auf die Häufigkeit negativer Strompreise.

• Rückgang Inflexibilität: Alte Kern-, Braunkohle und Steinkohlekraftwerke gehen sukzessive vom Netz.
• EE am Regelenergiemarkt: Produkte am Regelleistungsmarkt werden flexibilisiert und Erneuerbare präqualifiziert, wodurch konventionelle Kraftwerke weniger Leistung vorhalten müssen
• Ausbau Kuppelkapazitäten: Übertragungsleitungen in andere europäische Staaten (AT, FR, PL, DK, NO) werden ausgebaut
• Rückgang Marktprämie aufgrund EE-Auktionsergebnissen: sinkende anzulegende Werte führen im Marktprämienmodell automatisch zu sinkenden Marktprämien und damit weniger stark negativen Geboten der EE
• Marktgetriebener EE-Ausbau mit positiven Grenzkosten und -geboten: EE-Projekte ohne Förderung bieten zu ihren (positiven) Grenzkosten, da nur so ein Deckungsbeitrag erwirtschaftet werden kann. Negative Gebote von EE-Anlagen außerhalb des EEG treten daher nicht mehr auf.
• Perspektivisch Anstieg der Stromnachfrage durch Sektorenkopplung: Kopplung des Stromsektors mit dem Verkehr- und Wärmesektor führt dazu, dass die Bruttostromnachfrage ansteigt und es weniger Stunden mit niedriger Residuallast gibt.

Fazit
In welchem Umfang die einzelnen Entwicklungen eintreten werden, muss im Rahmen von verschiedenen energiewirtschaftlichen Szenarien analysiert werden. Unter der Prämisse, dass langfristig ein Zubau von Erneuerbaren am Strommarkt ohne EEG-Förderung wirtschaftlich wird, lässt sich jedoch festhalten, dass die Wahrscheinlichkeit für das Auftreten negativer Strompreise deutlich absinkt.

Unter Umständen könnten somit bereits zur Mitte des kommenden Jahrzehntes kaum mehr Negativpreise an der Strombörse beobachtet werden. Zukünftige EE-Anlagen, die vornehmlich marktgetrieben errichtet werden, bewirken somit durch ihr geändertes Einsatzverhalten und die damit einhergehenden Ertragsreduzierungen, dass unter dem EEG heute errichtete Anlagen von den Auswirkungen des §51 entlastet werden.

Für EE-Projekte bedeutet das jedoch nicht automatisch eine Entwarnung im Hinblick auf Ertrags- und Erlösrisiken aus negativen Strompreisen. Denn wenn sie zukünftig zu ihren Grenzkosten in den Strommarkt bieten, so bedeutet dies, dass sie in den Stunden, in denen der Marktpreis unter den eigenen Kosten liegt, gar nicht betrieben werden. Somit entsteht an dieser Stelle im Vergleich zur technisch maximal möglichen Einspeisung ein Ertragsverlust, der bei der Planung der Anlagen berücksichtigt werden muss.

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Preisrutsch in der PV-Auktion: Photovoltaik zieht bei Vergütung mit Wind gleich

Nach den Ergebnissen der ersten beiden Ausschreibungsrunden für PV-Freiflächen war auch für die dritte Runde von weiter fallenden Gebotspreisen und einem großen Angebotsüberhang auszugehen. Die kürzlich von der Bundesnetzagentur veröffentlichten Ergebnisse für die Auktionsrunde am 01.10.2017 zeigen nun, dass zwischen den letzten zwei aufeinanderfolgenden Auktionsrunden eine Preissenkung von über 1 ct/kWh eingetreten ist. Dies bringt die PV-Vergütung auf einen Schritt in die Größenordnung der letzten Windausschreibung und könnte einen „Wettbewerb auf Augenhöhe“ für die gemeinsamen Ausschreibungen von Wind und PV in 2018 ermöglichen. Eine erste Analyse der PV-Ergebnisse und einen Blick auf mögliche Hintergründe liefern diese enerviews.

Kernergebnisse der 3. Ausschreibungsrunde
In der dritten PV-Auktionsrunde nach EEG 2017 in diesem Jahr wurden von der Bundesnetzagentur 200 MW ausgeschrieben. Auf diese Nachfragemenge traf ein Angebot von 754 MW, aufgeteilt auf 110 Einzelgebote, wovon 20 Gebote bezuschlagt wurden, was 222 MW entspricht. Damit war die dritte Ausschreibungsrunde mehr als dreifach überzeichnet.

Die Preisspanne der bezuschlagten Gebote unterlag wie schon in der letzten Auktionsrunde im Juni einem signifikanten Preisrückgang auf nur noch 4,29 ct/kWh bis 5,06 ct/kWh. Im mengengewichteten Mittel entspricht dies einer Reduktion um über 13% ggü. Juni 2017 auf nur noch 4,91 ct/kWh.

Eine Besonderheit der letzten beiden Ausschreibungsrunden, die eine erste Erklärung für das erneute Absinken der Gebotspreise liefert, ist die Öffnung für Freiflächenanlagen auf Acker- und Grünlandflächen in benachteiligten Gebieten nach §37 EEG 2017. Die wurde durch Öffnungsverordnungen in Bayern (max. 30 Zuschläge pro Jahr) und Baden-Württemberg (max. 100 MW pro Jahr) ermöglicht. In der 3. PV-Ausschreibungsrunde 2017 standen von diesem Kontingent in Bayern noch max. 12 Zuschläge und in Baden-Württemberg noch max. 90 MW zur Verfügung. Alle Zuschläge in Bayern entfielen in der letzten Runde auf Flächen in benachteiligten Gebieten, sodass das Kontingent für Bayern in 2017 voll ausgeschöpft wurde. Vier solcher Gebote aus Bayern mussten sogar auf Grund dieser Restriktion ausgeschlossen werden. Dieser Standortfaktor liefert auch eine wichtige Erklärung für die Regionalverteilung der Zuschläge (vgl. Abbildung 3), die einen deutlichen Schwerpunkt in Bayern hat.

Daneben wurden drei Gebote mit einer Losgröße von über 20 MW bezuschlagt, was nach EEG 2017 nur für PV-Installationen auf sonstigen baulichen Anlagen möglich ist, worunter u.a. Kiesgruben und Deponien fallen. Hierbei dürften Skaleneffekte der Anlagengröße für die Zuschläge ausschlaggebend gewesen sein. Zudem liegen einige der Zuschläge geografisch in unmittelbarer Nachbarschaft. Kostenersparnisse in Form von Synergien beim Netzanschluss könnten dort eine entscheidende Rolle für das wettbewerbliche Gebot gespielt haben.

Regionale Verteilung der Zuschläge

Im Hinblick auf die regionale Verteilung der Zuschläge zeigt sich in dieser Auktionsrunde ein starker Fokus auf Bayern mit insgesamt 12 Zuschlägen bzw. rund 45 MW. Die weiteren erfolgreichen Gebote verteilen sich auf die Bundesländer Baden-Württemberg, Hessen, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Mecklenburg-Vorpommern, wie Abbildung 2 zeigt. Die Verteilung ist in dieser Darstellung in der Auktionsrunde 10/17 nach Anzahl der Zuschläge aufgetragen. Hierbei erscheint der Anteil der bezuschlagten Leistung des Bundeslandes Bayern höher als tatsächlich (45MW).

Im Vergleich zu den in diesem Jahr bereits durchgeführten PV-Auktionen nach EEG 2017, aber auch im Vergleich mit den Ausschreibungen nach FFAV entfällt ein sehr großer Anteil der ausgeschriebenen Leistung erneut auf das Bundesland Bayern. Weiterhin ist auffällig, dass Brandenburg seit Einführung der PV Ausschreibungen im April 2015 zum ersten Mal keinen Zuschlag erhielt.

Entwicklungen in 2018
Allgemein dürften die für die Zuschläge in 2017 analysierten regionalen und projektspezifischen Erfolgsfaktoren in 2018 erhalten bleiben bzw. noch weiter an Bedeutung gewinnen. Neben den wieder frei werden Kontingenten aus Bayern und Baden-Württemberg in 2018 könnten im Zuge von weiteren Öffnungsverordnungen zusätzliche Bundesländer diesem Vorbild folgen.

Ein weiterer Faktor wird die ab Oktober 2017 greifende nun mehr vierteljährliche Überprüfung bzw. Senkung der Mindestimportpreise auf kristalline Photovoltaikprodukte aus China durch die EU-Kommission sein. Die neue Durchführungsverordnung sieht eine Unterscheidung von mono (23 ct/W) – und polykristallinen (19 ct/W) Solarzellen und Solarmodulen (42 bzw. 37 ct/W) für Unternehmen vor, die sich im Untertaking befinden. Eine quartalsweise Senkung der Mindestpreise ist bis zum 3. Quartal 2018 auf 18 bis 21 ct/W für Zellen bzw. 30 bis 35 ct/W für Module je nach Technologie zu erwarten. Diese Entwicklung hat zusätzlichen Einfluss auf die Angebotssituation in Deutschland.

Auch ist in diesem Jahr die eingereichte Gebotsmenge und letztlich auch die Überzeichnung je Ausschreibungsrunde stetig angestiegen, was für einen erhöhten Wettbewerbsdruck spricht, dessen Abbruch vorerst nicht abzusehen ist, da nicht bezuschlagte Bieter in Folgerunden erneut teilnehmen.

Neues Wettbewerbselement ab 2018 – gemeinsame Ausschreibungen PV und Wind
In 2018 werden auch in Deutschland gemeinsame Ausschreibungen von PV und Windenergie an Land (geregelt in der GemAV) mit einem Volumen von 400 MW pro Jahr in zwei Ausschreibungsrunden stattfinden. Vergleicht man die mengengewichteten Ausschreibungsergebnisse, wie in Abbildung 1 dargestellt, für Windenergie an Land (4,28 ct/kWh) vom 1. August 2017 mit denen der 3. PV-Ausschreibungsrunde in 2017 (4,91 ct/kWh) bzw. dem niedrigsten Gebot von 4,29 ct/kWh, zeichnet sich aktuell ein „Wettbewerb auf Augenhöhe“ zwischen Wind an Land und PV in den gemeinsamen Ausschreibungen ab. Auch wenn sich die GemAV größtenteils an den technologiespezifischen Ausschreibungsdesigns orientiert, gibt es weitere Besonderheiten zu berücksichtigen, welche die Komplexität des Verfahrens erhöhen und zwingend in die Gebotsbestimmung einfließen müssen. So werden Wind- bzw. PV-Gebote im Rahmen der GemAV abhängig von ihrem Standort mit sogenannten Verteilernetzkomponenten – einem Gebotspreisaufschlag – belegt, was deren Wettbewerbsfähigkeit u.U. stark beeinflussen kann. Ziel dieses komplexen Auktionsdesigns ist, laut Gesetzgeber, eine Verminderung des zusätzlichen Ausbaubedarfs der Verteilnetze aufgrund des starken Ausbaus von regional konzentrierten “EE-Monokulturen“, deren Erzeugung nicht vor Ort verbraucht werden kann und die Stromnetze daher zusätzlich belastet.

Fazit
Insgesamt gibt es somit eine Vielzahl von Gründen, welche für eine weiterhin angespannte Wettbewerbssituation in den Ausschreibungen für PV-Freiflächen sprechen und tendenziell für eine Annäherung der Gebotspreisniveaus für PV und Windenergie an Land sprechen. Auch werden die Preispannen der einzelnen Ausschreibungsrunden zunehmend kleiner – auch dies ist ein Ergebnis des zunehmenden Wettbewerbsdrucks. In Summe ergibt sich daher nicht nur für die technologiespezifischen, sondern auch für die gemeinsamen Ausschreibungen ein erhöhter Bedarf für eine vertiefte Untersuchung des Marktumfelds, um auch zukünftig Projekte erfolgreich im Ausschreibungswettbewerb platzieren zu können

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Daniel Peschel

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Erste KWKG Auktion am 01.12.: „Biete jetzt oder schweige für immer?!“

Die Bundesnetzagentur hat inzwischen die Regelungen für die erste Runde der KWKG Ausschreibung am 01.12.17 veröffentlicht. Damit beginnt nun die heiße Phase der Vorbereitung. Die Bieter sollten keine Zeit verlieren, die Erfahrung zeigt, dass Wirtschaftlichkeitsberechnungen, die Klärung von Detailfragen des Prozesses und nicht zuletzt interne Freigabeprozesse häufig länger brauchen als ursprünglich geplant. Gerade die Entwicklung einer Gebotsstrategie bereitet aktuell vielen Unternehmen Kopfzerbrechen. Was hierbei zu beachten ist, zeigen diese enerviews auf.

Wettbewerb?!
In den ersten Einschätzungen rund um die Auktion dominierte bei vielen Unternehmen der Eindruck eines schwachen Wettbewerbsfeldes. Ursprünglich lag es daher nahe, mit einem Gebot entsprechend des Maximalpreises in die Auktion zu gehen.

Aktuell ist jedoch ein Anstieg des Interesses an der Teilnahme erkennbar. Jedenfalls stehen inzwischen mehr als 100 MW Ausschreibungsmenge „in den Startlöchern“. Vor diesem Hintergrund gilt es, sich genau zu überlegen, mit welchem Gebotspreis man in die Auktion geht. In den meisten Fällen dürfte ein Gebot in Höhe des Maximalpreises nicht mehr die optimale Strategie sein.

Wie geht man nun vor, um sich dieser Fragestellung zu nähern?
Methodisch hat es sich in pay-as-bid Auktionen bewährt, hier in zwei Schritten vorzugehen, die im Folgenden erläutert werden.

Schritt 1: „Ehrlich machen“
Wichtiger noch als bisher wird eine möglichst genaue Einschätzung der Kosten-, Erlös- und Risikostruktur des eigenen Projektes. Dies bildet die Basis für die Ermittlung des so genannten Indifferenzpreises, der den Ausgangspunkt der Erarbeitung einer Gebotsstrategie darstellt. Der Indifferenzpreis ist derjenige Gebotspreis, bei dem es dem Bieter „egal ist“, ob er einen Zuschlag bekommt oder eben nicht.

Naturgemäß spielen die Kosten, insbesondere die Investitionskosten, eine gewichtige Rolle. Diese lassen sich relativ gesichert ermitteln, es gilt jedoch alle Optimierungsspielräume zu nutzen. Auktionen bedeuten Wettbewerb, jeder Wettbewerbsvorteil kann umgemünzt werden in eine höhere Zuschlagwahrscheinlichkeit oder eine bessere Projektrendite. Die Zeiten des „es passt schon“, die man hier und da beobachten konnte, sind vorbei. Genauigkeit zählt.

Im nächsten Schritt gilt es eine Abschätzung der zukünftigen Marktentwicklungen zu treffen (Strompreis, Gaspreis, Wärmeerlöse). Eine zentrale Basis einer geeigneten Gebotsstrategie ist dabei die Einschätzung der Entwicklung des Großhandelsstrompreises.

Wichtig ist, den Kalkulations- und Entscheidungsprozess zur Ermittlung des Indifferenzpreises möglichst objektiv zu gestalten. Hierbei gilt es die hausinternen Interessen im Blick zu behalten, ggf. lohnt sich der Einbezug einer neutralen Außenperspektive.

Im Ergebnis steht der, möglichst neutral ermittelte, Indifferenzpreis der Anlage. Im nächsten Schritt können dann strategische Gebotsaufschläge, also Gebote oberhalb des Indifferenzpreises, erwogen werden.

Schritt 2: „Strategische Gebotsaufschläge?!“
Festgehalten sei an dieser Stelle, dass die bekannte Projektpipeline die Nachfrage überschreitet, zumindest dann, wenn alle auch bisher noch nicht vollständig gesicherten Projekte teilnehmen. Jedoch werden voraussichtlich nicht alle bekannten Projekte schon in die erste Auktionsrunde bieten. Auch gehen viele Marktstimmen davon aus, dass strategische Gebotsaufschläge die erste Auktionsrunde prägen könnten.

Es bestehen also auch Erfolgschancen für Gebote oberhalb des Indifferenzpreises. Diese Chance gilt es zu nutzen!

Die „Kunst“ der Auktionsstrategie liegt darin, für das Projekt eine Gebotshöhe zu finden, die den jeweiligen Rendite- / Risikoappetit geeignet widerspiegelt. Dies sollte jedoch keine „Bauchentscheidung“ sein, sondern auf fundierter energiewirtschaftlicher Analyse basieren.

In einer solchen Situation ist die Festlegung einer Gebotsstrategie nicht trivial, sondern bedarf möglichst guter Kenntnisse über den Wettbewerb. enervis hat hierzu basierend auf Marktinformationen eine Datenbank zu den Projekten und Wettbewerbern aufgebaut. Im Ergebnis der Modellierung steht eine Einschätzung dazu, welche KWK-Leistungen mit welchem Gebotspreis in eine Auktionsrunde gehen können.

Abbildung 1 zeigt beispielhaft einen Output der KWK Datenbank und gibt einen Eindruck der Anzahl und Leistungsklassen (Größe der bubbles) die erfasst werden.

Prozess der Gebotsabgabe
Die Bundesnetzagentur legt nun nicht nur die Formblätter der Gebote vor, sondern beschreibt zusammenzufassend die Rahmenbedingungen.

So müssen die Bieter die Projekte im Marktstammdatenregister registriert haben. Im ersten Gebotstermin ist es jedoch ausreichend, wenn der Registrierungsantrag dem Gebot beigefügt wird.

Für jedes Gebot ist eine Sicherheit zu stellen. Die Sicherheit beträgt 70 Euro pro gebotenem Kilowatt KWK-Leistung: Die Sicherheit kann entweder zusammen mit der Gebühr überwiesen oder durch die Bürgschaft eines Kreditinstituts vorgenommen werden.

Handlungsoptionen
Gerade für „optionale Projekte“, also solche, bei denen kein zwingende Investitionsnotwendigkeit besteht, sollte die Teilnahme an der Auktion geprüft werden. So haben viele Energieversorgungsunternehmen Projektideen in der Planung, die regelmäßig abgeprüft werden, aber nicht zwingend zeitnah zur Absicherung der Wärmeversorgung von Kunden benötigt werden. Gerade für diese Anlagen ist eine Teilnahmen interessant. Bei kleineren oder größeren Anlagen kann die Dimensionierung so angepasst werden, dass die in der Auktionsteilnahme bestehenden Chancen genutzt werden können. Immerhin stellt die Teilnahme an der Auktion eine durchaus wertvolle Option dar. Die Gebühren einer Teilnahme an der Auktion liegen bei 1.138 €, insofern also eine kostengünstige Option.

Ein weiterer Punkt ist hervorzuheben: Die aktuelle Situation zeigt eindrücklich, dass eine frühzeitige Vorbereitung auf Auktionsrunden vorteilhaft ist. Dies dürfte gerade auch für die Auktionsrunde Mitte 2018 der Fall sein. Hier kann solide Planung auch ein Wettbewerbsvorteil sein, können so doch wirtschaftlichere Anlagekonfigurationen ermittelt werden. Hier kommen bei der Ausschreibung innovativer Systeme auch noch einmal deutlich komplexere Anlagenkonfigurationen „unter den Hammer“. Hier sollten die interessierten Unternehmen sehr frühzeitig in die Vorbereitung gehen, um ein abgesichertes und solide kalkuliertes Gebot vorbereiten zu können.

Eine Möglichkeit dafür bietet der enervis-Workshop „Ausschreibungen im KWKG 2017: Modellgestützter Ausblick mit dem enervis Auktionsmodell und Handlungsoptionen“ am 14.11.2017 in Düsseldorf.

Weitere Informationen zum KWKG-Auktionsmodell finden Sie hier.

enervis-Autor
Julius Ecke

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Ergebnisse einer Auktionssimulation zur ersten KWKG-Ausschreibung im Dezember 2017

Im Dezember 2017 werden erstmals die Fördersätze für KWK-Anlagen ausgeschrieben. Klar ist: Eine Teilnahme ist grundsätzlich attraktiv, jedoch besteht bei den Marktakteuren Unsicherheit in Bezug auf die Zuschlagswahrscheinlichkeit und eine geeignete Gebotsstrategie. Auktionsmodellierungen ermöglichen die Erarbeitung einer konkreten Strategie. Vor diesem Hintergrund fassen diese enerviews die aktuellen gesetzlichen Änderungen am Ausschreibungsdesign zusammen und illustrieren die Leistungsfähigkeit von Auktionsmodellierungen für die kommenden KWK Ausschreibung. Basierend auf einem Ausblick auf die Wettbewerbssituation in der Auktion werden erste Handlungsoptionen für Investoren abgeleitet.

Ausschreibungsdesign
Die Teilnahme an der Ausschreibung ist für alle KWK-Anlagen zwischen 1 MW und 50 MW verpflichtend.

Es werden weiterhin fixe Zuschlagzahlungen auf den erzielten Börsenpreis nach dem Pay-as-Bid Verfahren auktioniert. Die erste Ausschreibungsrunde ist für den 1. Dezember 2017 angesetzt. Danach sollen zweimal jährlich am 1. Juni und 1. Dezember jeweils 100 MW an elektrischer KWK-Leistung ausgeschrieben werden. Ab der zweiten Ausschreibungsrunde ist ein Anteil von 25 MW für „innovative KWK-Systeme“ vorgesehen. Damit sind KWK-Anlagen gemeint, die in Kombination mit einer Technologie zur erneuerbaren Wärmegewinnung (z.B. Wärmepumpen oder Geothermie) betrieben werden.

Der rechtliche Rahmen sieht für konventionelle KWK-Anlagen eine maximale Zuschlagszahlung von 7 ct./kWh vor. Für innovative KWK-Systeme beträgt der maximale Fördersatz 12 ct./kWh.

Darüber hinaus gibt es eine Deckelung der geförderten Energiemengen. Um eine flexiblere Anlagenfahrweise anzureizen, wird die Förderung pro Jahr für maximal 3.500 Volllaststunden gezahlt. Nur die ersten 3.500 Volllaststunden eines Jahres erhalten also eine Förderung. Diese Vollbenutzungsstunden gilt es also in die Stunden des Jahres mit möglichst guten Strompreisen zu legen. Je nach Anlagenkonzept eine vermarktungstaktische Herausforderung.

Zusätzlich ist die absolute Förderung für konventionelle KWK-Anlagen insgesamt auf 30.000 Volllaststunden und für innovative KWK-Systeme auf 45.000 Volllaststunden begrenzt. Umgerechnet entspricht die gesamte Förderung somit bis zu 2.100 €/kW für konventionelle KWK-Anlagen und bis zu 5.400 €/kW für innovative KWK-Systeme (jeweils bei Maximalsätzen).

Es lässt sich festhalten: Zumindest die Höchstsätze der Auktionen sind durchaus attraktiv, auch wenn Verschlechterungen an anderer Stelle (Vermiedene Netzentgelte) kompensiert werden müssen.

Pönalen und Zugangsvoraussetzungen
Für die Teilnahme an der Auktion wird weder eine Baugenehmigung noch eine Genehmigung im Sinne des Bundes-Immissionsschutzgesetzes vorausgesetzt. Der Anlagenstandort muss jedoch in Form einer postalischen Adresse bereits festgelegt werden. An die Bieter werden somit keine sehr weitreichenden Anforderungen gestellt.

Um dennoch eine hohe Realisierungsquote zu erzielen, ist für jedes bezuschlagte Gebot eine Sicherheit von 70 €/kW zu hinterlegen. Verstößt der Bieter gegen Mitteilungspflichten oder Ausschreibungsrichtlinien oder verzögert sich die Inbetriebnahme, wird die Sicherheit vollständig oder teilweise einbehalten. Erste Pönalen greifen, wenn die Aufnahme des Dauerbetriebs später als 48 Monate nach Zuschlag erfolgt. Die Sicherheiten entsprechen bei einem Projekt mit Investitionskosten von 1000 €/kW somit etwa 7 %.

Die Zugangs- und Pönaleregelungen sind also nicht extrem restriktiv sondern insgesamt als fair zu betrachten.

KWK-Auktionsmodellierung
Mit Fördersätzen von bis zu 7 ct./kWh ist die Teilnahme an den Ausschreibungen durchaus für viele Investoren attraktiv. Vor einer Teilnahmeentscheidung gilt es jedoch, eine Einschätzung der Wettbewerbssituation zu erarbeiten.

Die Erfahrungen aus anderen Märkten, beispielsweise im Windbereich, zeigen, dass Auktionsmodellierungen eine wichtige Rolle spielen, um den Marktakteuren eine Einschätzung der Wettbewerbsintensität zu ermöglichen. Darüber hinaus bilden Sie eine konkrete Basis für Wirtschaftlichkeitsberechnungen und die Entwicklung einer Gebotsstrategie.
Vor diesem Hintergrund hat enervis ein KWK-Auktionstool entwickelt. Das Tool basiert auf Markterkenntnissen aus dem KWK-Segment und unseren weitreichenden Erfahrungen zur Auktionsmodellierung (beispielsweise aus den Windauktionen).

Das Vorgehen gliedert sich hier in drei Schritte (siehe Abbildung 1):

  1. Als Basis dienen Marktrecherchen und Informationen zur Projektpipeline an KWK-Anlagen.
  2. Darauf aufbauend kann eine Abschätzung der Kosten- und Erlössituation der einzelnen Projekte vorgenommen werden.
  3. Abschließend wird eine Simulation des Gebotsverhaltens der Marktakteure durchgeführt.

Im Ergebnis der Modellierung steht eine Einschätzung dazu, welche KWK-Leistungen mit welchem Gebotspreis in eine Auktionsrunde gehen können.

Die Durchführung einer Monte-Carlos Simulation zu Parametern der Projekte und zum Gebotsverhalten ermöglicht es hierbei, eine Bandbreite für die weitere Risikoanalyse zu ermitteln.

Abbildung 2 zeigt den beispielhaften Output einer solchen Simulation. Dargestellt sind für eine Vielzahl von Simulationsläufen die Gebotskurven. Dort wo die Nachfrage („100 MW“) die Gebotskurven schneidet, kommt es zur Markträumung. Alle Gebote mit einem niedrigeren Gebotspreis würden einen Zuschlag erhalten.

Festgehalten sei an dieser Stelle, dass die bekannte Projektpipeline die Nachfrage überschreiten kann, zumindest dann, wenn alle auch bisher noch nicht vollständig gesicherten Projekte teilnehmen. Jedoch ist zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht abschließend klar, welche Anlagen wirklich auch bieten werden oder in welcher Runde dies geschieht. Darüber hinaus zeigen die Simulationsläufe eine relevante Streuung. Es besteht also durchaus Fantasie auch für „spekulative“ Gebote im Rahmen des Pay-as-Bid Verfahrens.

Handlungsoptionen für Investoren
Nachfolgende Abbildung 3 illustriert die Herausforderungen bei der Erstellung einer Gebotsstrategie mit der sich Investoren nun konfrontiert sehen. Aufgetragen ist hier der Zusammenhang zwischen der Höhe des Gebots (auf der X-Achse) und der Zuschlagswahrscheinlichkeit (orange Linie). Die graue Linie repräsentiert hierbei ein Maß für die erwartete Rentabilität des Projektes im Mittelwert der verschiedenen Szenarien.

Erwartungsgemäß liegt eine Gebotsstrategie mit einer Zuschlagswahrscheinlichkeit von „100%“ (grüner Punkt) deutlich links von einer renditemaximalen Strategie mit einer Zuschlagswahrscheinlichkeit von nur noch um die 50 % (blauer Punkt). Hier liegt also ein „Trade-Off“ vor.

Erkennbar ist aber auch, dass es zwischen diesen beiden Punkten ein interessantes Feld mit durchaus stabiler Zuschlagswahrscheinlichkeit und nur wenig abgesunkener Rendite existiert. Die „Kunst“ der Auktionsstrategie liegt nun darin, für das Projekt eine Gebotshöhe zu finden, die den jeweiligen Rendite- / Risikoappetit geeignet widerspiegelt. Dies sollte jedoch keine „Bauchentscheidung“ sein, sondern auf fundierter energiewirtschaftlicher Analyse basieren.

Bei den Auktionen des KWKG sogar noch mehr als bei anderen Märkten (z.B. Wind Onshore mit gleitender Marktprämie) ist eine zentrale Basis einer geeigneten Gebotsstrategie die Einschätzung der Entwicklung des Großhandelsstrompreises. Die Ergebnisse der jüngsten Offshore Auktion illustrieren eindrucksvoll, dass dabei der Fluch des Gewinners drohen kann. Ein Phänomen, dessen sich alle Teilnehmer einer Ausschreibung bewusst sein müssen: Wer sich bei der Bewertung vorhandener Unsicherheiten in seiner Gebotskalkulation am stärksten verkalkuliert und dabei die realen Kosten bzw. Risiken unterschätzt, der wird mit hoher Wahrscheinlichkeit die Ausschreibung gewinnen. Dies aber zu einem Preis, der sich später als zu optimistisch kalkuliert (d.h. für das Projekt als zu niedrig) erweist.

enervis verfügt über Marktmodelle, die zeitlich hochaufgelöste und langfristige Strompreisprognosen ermöglichen. Solche Marktmodellierungen bilden die Basis einer Gebotsstrategie und ermöglichen die Bewertung von Chancen / Risiken durch eine Szenarioanalyse. Sprechen Sie uns an, wir erörtern Ihre spezifische Ausgangssituation gern telefonisch mit Ihnen.

Fazit
Mit Fördersätzen von bis zu 7 ct./kWh ist die Teilnahme an den Ausschreibungen attraktiv, mindestens für größere Anlagen des Leistungsspektrums und Modernisierungen. Da die anteilige Einbehaltung von Sicherheiten erst nach einer Frist von 48 Monaten beginnt, ist auch eine Teilnahme von Anlagen in einem frühen Planungsstadium interessant.

Akteure mit einem gesicherten Standortzugriff sollten sich die Chance einer Teilnahme nicht entgehen lassen! Hierbei gilt es die Chance zu nutzen, dass sich in der ersten Auktionsrunde ggf. noch ein gemäßigter Wettbewerb einstellt.

Dazu wird unter anderem auch eine Einschätzung zur Marktlage in den Auktionen benötigt. enervis verfügt hierzu über eine umfangreiche Datenbasis zu den anstehenden Projekten und unterstützt sie gern mit dem enervis Auktionsmodell für KWK.

Gern diskutieren wir dieses Thema mit Ihnen bei unseren öffentlichen Workshops:

  • am 08.11. in Leipzig oder
  • am 14.11. in Düsseldorf

Alternativ stellen wir Ihnen die strategischen Implikationen mit einem Ausblick auf die Modellierung in einem Inhouse Strategieworkshop vor.

Wir unterstützen sie gern mit unserem enervis KWK-Auktionsmodell bei der Bestimmung einer geeigneten Gebotshöhe und stehen Ihnen telefonisch zur Verfügung (030 695 175 17).

enervis-Autor
Julius Ecke

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Im freien Fall? Ergebnisse und Hintergründe der zweiten Wind-Auktionsrunde vom 1.8.

Nach den Ergebnissen der ersten Ausschreibungsrunde für Onshore-Wind war für die zweite Runde von weiter fallenden Gebotspreisen und einem großen Angebotsüberhang auszugehen. Die am 15.8.2017 von der Bundesnetzagentur veröffentlichten Ergebnisse zeigen nun, dass eine Preissenkung von deutlich über 1 ct/kWh zwischen den zwei aufeinanderfolgenden Auktionsrunden eingetreten ist. Eine erste Analyse der Ergebnisse und einen Blick auf mögliche Hintergründe liefern diese enerviews.

Kernergebnisse der 2. Ausschreibungsrunde
In der zweiten Auktionsrunde am 1.8.2017 wurden von der Bundesnetzagentur 1.000 MW für Windenergie Onshore ausgeschrieben. Auf diese Nachfragemenge traf ein Angebot von 2.927 MW, aufgeteilt auf 281 Einzelgebote, wovon 14 Gebote für ungültig erklärt wurden. Von diesem Angebot wurden 67 Gebote bezuschlagt, was 1.013 MW bzw. 273 Windenergieanlagen entspricht. Damit war die zweite Ausschreibungsrunde fast dreifach überzeichnet, was sogar eine Steigerung ggü. der ersten Runde im Mai 2017 bedeutet.

Mit einem Grenzpreis von nur noch 4,29 ct/kWh (Punkt 1 in Abb. 1) wurde der Preis der ersten Auktionsrunde (5,78 ct/kWh) noch einmal deutlich unterboten. Auch der mengengewichtetet mittlere Zuschlagswert aller Zuschläge lag mit 4,28 ct/kWh (Punkt 2 in Abb. 1) deutlich unter dem Wert aus der ersten Runde (5,71 ct/kWh). Das niedrigste Gebot betrug 3,5 ct/kWh (Punkt 3 in Abb. 1) und liegt damit auch noch einmal unter dem niedrigsten Gebotswert aus der ersten Runde (4,20 ct/kWh). Die Kapazitätsgrenze von 322 MW im Netzausbaugebiet wurde in der zweiten Runde nicht ausgeschöpft, so dass es hier im Gegensatz zur ersten Ausschreibungsrunde nicht zu einer Preisdifferenzierung kommt.

Durch das Referenzertragsmodell werden diese Zuschlagswerte in eine standortspezifische Vergütungshöhe (anzulegender Wert) umgerechnet. Da die Standortgüte der Zuschläge nicht bekannt ist, wird hier der Korridor der anzulegenden Werte gezeigt. Abb. 1 zeigt, dass dieser für den höchsten Zuschlag – welcher für alle Bürgerenergiegesellschaften gilt – zwischen 5,53 ct /kWh am 70%-Standort und 3,39 ct/kWh am 150%-Standort liegt.

Regionale Verteilung der Zuschläge

Im Hinblick auf die regionale Verteilung der Zuschläge zeigt sich in der zweiten Runde ein starker Fokus auf die Bundesländer Brandenburg, Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern und Thüringen. Im Gegensatz zur ersten Runde ging kein einziger Zuschlag nach NRW. Abb. 2 zeigt die Verteilung der Zuschläge nach Bundesländern. Vor allem die südlichen Bundesländer Bayern, Baden-Württemberg, Saarland, Rheinland-Pfalz und Hessen erhielten wenige bis gar keine Zuschläge. Auch das in der ersten Runde stark vertretene Schleswig-Holstein verzeichnet einen deutlichen Rückgang der Zuschläge.

Rolle der Bürgerenergie in der zweiten Runde

Wie bereits im Vorfeld der Auktion erwartet, lag die Erfolgsquote von Geboten aus Bürgerenergiegesellschaften (BEG) mit ca. 91% der bezuschlagten WEA wieder sehr hoch. Eine Hintergrundrecherche von enervis zu den Bietergesellschaften lässt dabei in vielen Fällen einen Rückschluss auf professionelle Projektentwickler zu, die mit der Bieter-BEG in Verbindung stehen. In der zweiten Runde entfielen auf einen einzigen Projektentwickler rd. 67% der Zuschläge über BEG und nochmal ca. 3 % der Zuschläge über bereits genehmigte Projekte. Dies bedeutet eine starke Marktkonzentration durch die umfangreiche Nutzung des BEG-Modells. Abbildung 3 zeigt die Aufteilung der bezuschlagten WEA nach BEG bzw. nicht-BEG sowie den Anteil der erfolgreichen Bieter, die über ihre Gesellschaftsstruktur einem Projektentwickler zugeordnet werden können.

Konsequenzen für den Windmarkt
Durch die auf bis zu 4,5 Jahre verlängerte Realisierungsfrist für BEG-Zuschläge könnte es für viele Marktakteure zu einem „Fadenriss“ in der mittelfristigen Geschäftsentwicklung kommen. Der Gesetzgeber sieht diese Gefahr auch und hat daher zumindest für die ersten beiden Auktionsrunden in 2018 ein „BEG-Moratorium“ beschlossen. Ob dann jedoch eine Erholung der Zuschlagswerte möglich wird, ist fraglich. Denn aufgrund des bereits erfolgten Preisverfalls in den Auktionen in 2017 wird der Höchstpreis für die vierte Runde am 1.2.2018 auf ein sehr niedriges Niveau (ggf. sogar unter 5 ct/kWh) sinken.

Vorbereitung auf die nächste Auktionsrunde
Aus der nun abgeschlossenen zweiten Auktionsrunde verbleiben damit rd. 1.914 MW nicht bezuschlagte Gebote. Zusätzlich zu diesem Angebot sind für die kommende Runde am 1. November neue Genehmigungen zu erwarten. Unterstellt man, dass diese Kapazitäten sich wieder um einen Zuschlag bewerben, so ist die Ausschreibungsmenge von 1.000 MW zum 1.11.2017 perspektivisch bereits heute überzeichnet. Hinzu kommt eine große Wahrscheinlichkeit, dass wieder viele BEG-Gebote platziert werden.

Für die Abschätzung der Mengen und Gebotspreise aus genehmigten Projekten hat enervis ein umfassendes Auktionsmodell mit entsprechenden Datenbanken erstellt. Damit lassen sich Prognosen der Gebotspreise für die nächste Auktionsrunde sowie auch längerfristig erstellen. Auch ein Berechnungsmodul für die Abbildung potenzieller Gebote aus BEG-Projekten ohne Genehmigung ist integriert. enervis bietet sowohl die Nutzung dieses Auktionsmodells als auch die Erstellung von Auktionsstudien für die Windbranche an. Nähere Informationen zum Auktionsmodell gibt es hier:

www.wind-auktion.de

oder direkt bei den enervis-Autoren:
Dr. Nicolai Herrmann, Daniel Peschel

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Wind-Auktion: Unsicherheit beim Zubau – Politik reagiert kurzfristig!

In der ersten Ausschreibungsrunde für Onshore-Wind am 2.5.2017 wurden fast alle Zuschläge über eine Ausnahmeregelung vergeben. Unter Nutzung dieser Sonderregelung für Bürgerenergiegesellschaften (BEG) nach §36g EEG 2017 gingen rund 92% aller Zuschläge an Projekte, die noch nicht die normalerweise erforderliche Bau- und Betriebsgenehmigung haben. Diese unterliegen einer auf bis zu viereinhalb Jahre verlängerten Realisierungsfrist. Dieses Ergebnis bedeutet de facto die Abkehr von der eigentlich vom Gesetzgeber angekündigten „späten Ausschreibung“, welche eine Genehmigung als Gebotsvoraussetzung erforderte und damit auf zeitnahe Inbetriebnahme und hohe Realisierungsquoten ausgerichtet war. Die Folge könnte ein „Fadenriss“ im Windkraftausbau sein, der für alle Akteure der Branche Ungewissheit mit sich bringt. Auf diese drohende Investitionslücke von ca. 2 Jahren hat die Politik nun kurzfristig reagiert: die Befreiung von der BImSchG-Genehmigung für Bürgerenergieprojekte als Teilnahmevoraussetzung an der Auktion wird in 2018 für die ersten beiden Auktionsrunden ausgesetzt (Moratorium). Hierzu erfolgte am 29.06.2017 eine Anpassung des EEGs im Rahmen des Mieterstromgesetzes. Nachfolgend analysieren wir die Ergebnisse der ersten Windauktion, stellen die Hintergründe für dieses „Moratorium“ dar und diskutieren mögliche Konsequenzen für die Windbranche und die kommende Auktionsrunde am 1. August 2017.

„Späte“ Ausschreibung mit dem Ziel einer hohen Realisierungsquote
Das BMWi hatte für das Ausschreibungssystem bereits Anfang 2016 Leitlinien festgelegt. Die Kontinuität des EE-Ausbaus sowie eine hohe Realisierungsquote bezuschlagter Projekte sind darin als übergeordnete Ziele definiert. Ausgehend von dieser Prämisse wurde im EEG 2017 für Onshore-Wind eine „späte Ausschreibung“ als Standardfall vorgesehen. In diesem System können grundsätzlich nur Projekte bieten, die bereits eine Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) haben. Das Genehmigungsrisiko liegt also vor dem Gebot, was hohe Realisierungsquoten und einen reibungslosen Übergang aus der Preis- in die Mengensteuerung sicherstellen sollte. Dass es nun anders kam, liegt an einer Sonderregelung für im EEG 2017 §36g definierte Bürgerenergiegesellschaften (BEG).

Was zeigt das Auktionsergebnis?
Geplant als späte Ausschreibung mit der Genehmigung als allgemeine Zugangsvoraussetzung endete die erste Ausschreibungsrunde de facto als frühe Ausschreibung mit Zuschlägen vor allem an noch nicht genehmigte Projekte. Grund dafür ist die Nutzung der BEG-Sonderregelung nach §36g. Für BEG gilt ein Katalog von Vorteilen, wenn sie gewisse Anforderungen an die Gesellschaftsstruktur erfüllen (u.a. Beteiligung von mind. 10 Bürgern mit Wohnsitz vor Ort). Folgende Vorteile gelten für BEG, die normalen Bietern (Standardfall im EEG 2017) nicht zustehen:

  1. BImSchG-Genehmigung ist für die Gebotsabgabe nicht erforderlich (Standardfall: BImSchG-Genehmigung muss vor Gebotsabgabe vorliegen)
  2. Zuschlag ist nicht standortspezifisch und kann auch nachträglich noch innerhalb des Landkreises transferiert werden (Standardfall: Zuschlag ist mit Genehmigung verbunden und kann nicht transferiert werden)
  3. Realisierungsfrist beträgt 48 bis 54 Monate (Standardfall: 24 bis 30 Monate)
  4. Zuschlag wird nach Einheitspreisverfahren erteilt (Standardfall: Gebotspreisverfahren)
  5. Reduzierte Sicherheitsleistung von 15€/kW, Zweitsicherheit in gleicher Höhe bei Zuordnung der Genehmigung (Standardfall: 30€/kW vor Gebot)

Diese Ausnahmen wurden vom Gesetzgeber geschaffen, um von Bürgern vor Ort initiierten Windprojekten in einem verschärften Ausschreibungswettbewerb eine Chance auf Marktteilnahme zu sichern.

Diese Ausnahmen gewähren einen wesentlichen wettbewerblichen Vorteil: Mit den mutmaßlich nied-rigeren Stromgestehungskosten der weiter in der Zukunft liegenden Projekte (u.a. kosteneffizientere WEA-Typen, Herstellerverhandlungen können nach erfolgtem Gebotszuschlag erfolgen) können die tendenziell heute teureren BImSchG-Projekte in der aktuellen Ausschreibung verdrängt werden. Risiko-steigernd wirken sich bei einem solchen Gebot jedoch insbesondere mögliche zukünftige Erhöhungen der FK-Zinsen aus.

Aufgrund dieser wettbewerblichen Vorteile wurde die BEG-Regelung in der ersten Runde umfassend genutzt. Dies führte dazu, dass sich bereits das Angebot zur ersten Auktionsrunde zu rund 70% aus noch nicht genehmigten Projekten zusammensetzte (vgl. Abb. 1).

Noch deutlich höher war die Erfolgsquote von Geboten ohne Genehmigung in Bezug auf die Zuschläge: nur 8% (rd. 65 MW) aller bezuschlagten Projekte hatten bereits eine Genehmigung und müssen nun innerhalb von 24 – 30 Monaten nach Zuschlag in Betrieb gehen. 92% (rd. 742 MW) haben keine Genehmigung bzw. diese bisher zwar beantragt aber noch nicht erhalten (vgl. Abb. 2).

Was heißt das für den Windmarkt? Fadenriss droht
Für die bezuschlagten BEG-Projekte endet die Realisierungsfrist erst in viereinhalb Jahren Ende November 2021. Es kommt somit zu einer Verschiebung geplanter Inbetriebnahmen um rund 2 Jahre gegenüber dem ursprünglich vorgesehenen Zeitplan für genehmigte Projekte. Dies könnte zu einer Investitionslücke in der Windindustrie führen, da die Anschlussinvestitionen nach Auslaufen der momentanen „Errichtungswelle“ von Anlagen noch aus dem alten EEG nächstes Jahr vorerst ausbleiben. Die Gefahr eines solchen Fadenrisses für die Jahre 2019/2020 hat auch aufgrund einer gemeinsamen Verbändeinitiative die Politik erkannt und hat daher insbesondere die Befreiung von der BImSchG für die BEG für die Auktionsrunden zum 1.2.2018 und 1.5.2018 vorerst ausgesetzt (siehe Mieterstromgesetz vom 29.06.2017). Für die beiden nächsten Auktionsrunden am 1.8. und 1.11.2017 bleiben die BEG-Privilegien jedoch unverändert erhalten. Dies muss bei der Vorbereitung auf diese Auktionsrunden berücksichtigt werden.

Vorbereitung auf die nächste Auktionsrunde
Aus der ersten Auktionsrunde verbleiben rund 743 MW nicht bezuschlagte BEG-Gebote sowie rund 587 MW nicht-BEG-Projekte ohne Zuschlag. Zusätzlich zu diesem Angebot von 1.330 MW sind neue Genehmigungen zu erwarten. Damit ist das Auktionsvolumen von 1.000 MW zum 1.8. perspektivisch bereits überzeichnet.

Für die Abschätzung der Mengen und Gebotspreise aus genehmigten Projekte hat enervis ein umfassendes Auktionsmodell erstellt. Damit lassen sich Prognosen der Gebotspreisentwicklung für die nächste Auktionsrunde sowie auch längerfristig erstellen. Unter Berücksichtigung der Erfahrungen aus der ersten Runde wurde im enervis Auktionsmodell nun zusätzlich ein Berechnungsmodul für die Abbildung potenzieller Gebote aus BEG-Projekten ohne Genehmigung ergänzt. Damit lassen sich die Auswirkungen von zusätzlichem BEG-Angebot in Bezug auf die Angebotsmenge und Gebotspreisstruktur genau analysieren.

enervis bietet sowohl die Nutzung des Auktionsmodells als auch die Erstellung von Auktionsstudien für die Windbranche an. Bei beiden Produktvarianten stehen dem Auftraggeber zukünftig Sensitivitätsberechnungen bzw. eine Onlineschnittstelle zur Verfügung, über die der Anteil der Bürgerenergie im Auktionsergebnis individuell eingestellt und variiert werden kann. Nähere Informationen zum Auktionsmodell gibt es hier:

www.wind-auktion.de

Eine Klarstellung von enervis zu Presseartikeln in Zusammenhang mit unseren Rechercheergebnissen zu Bürgerenergiegesellschaften finden Sie außerdem hier.

enervis-Autoren
Dr. Nicolai Herrmann, Daniel Peschel

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH.
Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

„Wer bietet weniger?“ Erste KWK Ausschreibung 2017

Akteure im Strommarkt müssen sich auf Auktionen als Instrument zur Technologieförderung einstellen. Nach den, soweit bereits heute ersichtlich, erfolgreichen Wind-Ausschreibungen werden im Dezember diesen Jahres erstmals auch die Fördersätze für Kraft-Wärme-Kopplung-Anlagen auktioniert. Eine am 17. Mai von der Bundesregierung verabschiedete Verordnung hat nun Rahmenbedingungen und Design der Ausschreibungen festgelegt.

Ausschreibungsdesign
Die Teilnahme an der Ausschreibung ist für alle KWK-Anlagen zwischen 1 MW und 50 MW verpflichtend. Eine Übergangsregelung sieht vor, dass für Anlagen, die noch in 2016 bestellt wurden oder eine Genehmigung im Sinne des Bundes-Immissionsschutzgesetzes erhalten haben und noch in 2018 in Betrieb genommen werden, die Teilnahme an der Ausschreibung freiwillig ist. Eine Förderung für Anlagen, die zum Teil der Eigenversorgung dienen, von vermiedenen Netzentgelten profitieren oder mit Stein- oder Braunkohle betrieben werden, ist dabei ausgeschlossen. Auch entfällt mit Ausschreibungsteilnahme die zusätzliche Förderung für KWK-Anlagen, die eine Stein- oder Braunkohleanlage ersetzen.

Es werden weiterhin fixe Zuschlagzahlungen auf den erzielten Börsenpreis nach dem Pay-as-Bid Verfahren auktioniert. Die erste Ausschreibungsrunde ist für den 1. Dezember 2017 angesetzt. Danach sollen zweimal jährlich am 1. Juni und 1. Dezember jeweils 100 MW an elektrischer KWK Leistung ausgeschrieben werden. Ein sukzessiv steigender Anteil davon ist für sogenannte „innovative KWK-Systeme“ vorgesehen. Damit sind KWK-Anlagen gemeint, die in Kombination mit einer Technologie zur erneuerbaren Wärmegewinnung (z.B. Wärmepumpen oder Geothermie) betrieben werden. Eine ausführliche Definition findet sich im Verordnungstext. Die Abbildung zeigt die Ausschreibungstermine und die Zusammensetzung der jeweils ausgeschriebenen Leistung. Da nicht bezugschlagte Leistungen vorangegangener Auktionen erneut ausgeschrieben werden, kann sich das Volumen einzelner Ausschreibungen ggf. erhöhen.

An die Bieter werden dabei keine sehr strengen Anforderungen gestellt: Es wird weder eine Baugenehmigung noch eine Genehmigung im Sinne des Bundes-Immissionsschutzgesetzes vorausgesetzt. Der Anlagenstandort hingegen muss in Form einer postalischen Adresse bereits festgelegt werden. Darüber hinaus ist analog zum EEG eine teilweise Öffnung der Auktionen für das Ausland geplant. Für konventionelle KWK-Anlagen sind Gebote zwischen 1 und 50 MW zulässig. Für innovative KWK-Systeme sinkt die obere Gebotsgrenze auf 10 MW.

Fördersätze
Der rechtliche Rahmen sieht für konventionelle KWK-Anlagen eine maximale Zuschlagszahlung von 7 ct./kWh vor. Darüber hinaus gibt es auch eine Deckelung der geförderten Energiemengen. Um eine flexiblere Anlagenfahrweise anzureizen, wird die Förderung pro Jahr für maximal 3.000 Volllaststunden gezahlt. Nur die ersten 3.000 Volllaststunden eines Jahres erhalten also eine Förderung. Diese Vollbenutzungsstunden gilt es also in die Stunden des Jahres mit möglichst guten Strompreisen zu legen. Je nach Anlagenkonzept eine vermarktungstaktische Herausforderung.

Zusätzlich ist die absolute Förderung für konventionelle KWK-Anlagen insgesamt auf 30.000 Volllaststunden beschränkt. Für innovative KWK-Systeme beträgt der maximale Fördersatz 12 ct./kWh und die Förderung ist auf 45.000 Volllaststunden begrenzt. Umgerechnet entspricht die gesamte Förderung somit bis zu 2.100 €/kW für konventionelle KWK-Anlagen und bis zu 5.400 €/kW für innovative KWK-Systeme (jeweils bei Maximalsätzen).

Pönalen und Sicherheiten

Um trotz der geringen Anforderungen an die Ausschreibungsteilnahme eine hohe Realiserungsqoute zu erzielen, ist für jedes bezuschlagte Gebot eine Sicherheit von 100 €/kW zu hinterlegen. In Abhängigkeit von der Gebotsgröße entspricht dies bei KWK-Anlagen von 1-50 MW somit zwischen 100.000 und 5.000.000 € (bei nicht-innovativen Systemen). Verstößt der Bieter gegen Mitteilungspflichten oder Ausschreibungsrichtlinien oder verzögert sich die Inbetriebnahme, wird die Sicherheit vollständig oder teilweise einbehalten. Erfolgt die Aufnahme des Dauerbetriebes mehr als 54 Monate nach Zuschlag, erlischt der Anspruch auf Förderung.

Die Pönale fällt dabei leistungsspezifisch und nicht anlagenspezifisch an. Bei einer mit 2 MW bezuschlagten Anlage, die 54 Monate nach Zuschlag lediglich eine Leistung von 1,8 MW erzielt, wird also lediglich ein der Differenz von 0,2 MW entsprechender Betrag von 19.200 € einbehalten. Die obere Abbildung zeigt die leistungsspezifische Pönale in Abhängigkeit der seit dem Zuschlag vergangenen Zeit.

Fazit
Insgesamt setzen die KWK-Ausschreibungen den allgemeinen Trend fort, Fördermechanismen stärker marktbasiert und systemdienlich auszurichten. Ausdruck hiervon ist neben der Auktionierung von Fördersätzen vor allem die Deckelung der jährlichen Fördermengen. Dieser Trend stellt Anlagenbetreiber vor neue Herausforderungen und fordert Marktverständnis. Anstelle eines wärmeorientierten Dauerbetriebs treten Marktprognosen und Einsatzoptimierung.

Mit Fördersätzen von bis zu 7 ct./kWh ist die Teilnahme an Ausschreibungen grundsätzlich attraktiv, mindestens für größere Anlagen des Leistungsspektrums. Da die anteilige Einbehaltung von Sicherheiten erst nach einer Frist von 48 Monaten beginnt, ist auch eine Teilnahme von Anlagen in einem frühen Planungsstadium interessant. Dazu wird unter anderem auch eine Einschätzung zur Marktlage in den Auktionen benötigt. enervis verfügt hierzu über ein umfangreiche Datenbasis zur den anstehenden Projekten.

enervis verfügt auch über umfangreiche Marktmodelle, die zeitlich hochaufgelöste Preisprognosen ermöglichen, und berechnet darauf aufbauend die optimale Einsatzstrategie für Ihre KWKG-geförderte Anlage unter den jeweiligen Rahmenbedingungen. Sprechen Sie uns an, wir erörtern Ihre spezifische Ausgangssituation gern telefonisch mit Ihnen.

enervis-Autor
Julius Ecke

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Neue Herausforderung: Gemeinsame Ausschreibungen für Wind und Photovoltaik

Die erste Runde der technologiespezifischen Auktion für Onshore Windenergie ist gerade erst abgeschlossen worden, da steht der Branche schon die nächste Herausforderung ins Haus – die gemeinsame Ausschreibung für Windenergie und Photovoltaik. Am 11. April veröffentlichte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie einen Entwurf einer Verordnung zu den gemeinsamen Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land und Solaranlagen (GemAV). Eine der Voraussetzungen für die Genehmigung des EEG 2017 durch die EU war die Einführung von gemeinsamen Auktionen für Wind und PV. Aus diesem Grund soll möglichst noch vor der Sommerpause eine Verordnung erlassen werden, die die Details dieser Auktionen regelt.

Grundzüge der gemeinsamen Ausschreibung
Zielstellung der GemAV ist die Schaffung von Rahmenbedingungen für die gemeinsame Verauktionierung von jährlich 400MW installierter Leistung in den Jahren 2018 bis 2020, die sich auf die erneuerbaren Technologien Wind Onshore und Photovoltaik aufteilen werden. Die erste Auktion wird zum 1.4.2018 mit einem ausgeschriebenen Volumen von 200 MW stattfinden – eine weitere Runde folgt in 2018. Um diese Technologien in einer gemeinsamen Ausschreibung gegeneinander antreten lassen zu können, müssen aus Sicht des Gesetzgebers Grundlagen geschaffen werden, die auf der einen Seite einen fairen Wettbewerb ermöglichen und auf der anderen Seite auf Sonderregelungen verzichten, die zu Wettbewerbsverzerrungen führen – wie das Referenzertragsmodell und die Bürgerenergieprivilegien. Um der Gefahr vorzubeugen, dass in einem reinen Gebotspreiswettbewerb nur eine Technologie in einer Region (z.B. Wind an der Küste) zum Zuge kommt, wird die zunächst schlichte Idee um regulatorische Gestaltungselemente ergänzt. Damit soll eine regionale Zubausteuerung erfolgen, bei gleichzeitigem Erhalt einer hohen Wettbewerbsintensität. Aus diesem Grund enthält der Verordnungsentwurf eine ganze Reihe an neuen Designelementen und Rechengrößen wie etwa Portfolioquotienten, Verteilernetzausbaugebiete und regionale Höchstwerte.

Regulatorische Steuerung des Zubaus

Zwei grundlegende Zielstellungen der GemAV sind die Vermeidung von zusätzlichem Ausbau auf Verteilnetzebene sowie die Minimierung von stark erhöhten Renditen von Standorten mit besonders hohem Windaufkommen und somit geringen Stromgestehungskosten. Erreicht werden sollen diese Ziele zum einen durch die Einführung von Aufschlägen (Verteilernetzkomponente) auf die individuellen Gebote, welche die Reihung der Gebote untereinander beeinflussen soll, nicht aber die Höhe des anzulegenden Wertes. Auf diese Weise sollen Gebote aus Regionen mit einer bereits hohen installierten Leistung aus EE gekoppelt mit einer geringen zeitgleichen Maximallast verteuert und somit der Ausbau in diesen Regionen weniger attraktiv gestaltet werden. Darstellung 1 zeigt den Effekt der Verteilernetzkomponente auf die Reihung von Geboten.

Die Höhe der Verteilernetzkomponente hängt dabei vom Verhältnis der installierten Leistung aus Windenergie und PV ab (Portfolioquotient, PQ). Die Frage, ob in einem Landkreis überhaupt ein Aufschlag auf die Gebote vorgenommen werden muss, hängt jedoch darüber hinaus auch noch davon ab, ob es sich bei dem Landkreis um ein Verteilernetzausbaugebiet handelt. Dies wird über ein komplexes Verfahren ermittelt, bei dem nicht nur die installierte Leistung der unterschiedlichen Erneuerbaren Energien eine Rolle spielt, sondern auch weitere Faktoren wie Bevölkerung, Bruttowertschöpfung und die daraus resultierende synthetisch bestimmte Höchstlast des Landkreises. Einen ausschnittsweisen Überblick, wie die Einordung in Verteilernetzausbaugebiete aussehen könnte, zeigt Darstellung 2.

Im Dezember soll dann durch die Bundesnetzagentur bestimmt und veröffentlicht werden, bei welchen Landkreisen es sich um Verteilernetzausbaugebiete handelt und in welcher Höhe Aufschläge in Form von Verteilernetzkomponenten in den jeweiligen Landkreisen angewendet werden. Dabei stützt sich die BNetzA sowohl auf die Zahlen des neuen Marktstammdatenregisters sowie Statistiken zu Bevölkerung und Wertschöpfung.

Regionale Höchstwerte zur Minimierung von „windfall profits“
Ein weiteres Designelement der GemAV stellen die regionalen Höchstwerte für Windenergie dar, die ab 2019 die Höchstwerte der technologiespezifischen PV-Ausschreibung als Höchstwerte ablösen sollen. Die Einteilung der Landkreise in die drei Höchstwertzonen erfolgt nach mittlerer Windgeschwindigkeit.

In Abhängigkeit der Einordung in die Zonen werden sodann 100%, 116% oder 129% des Höchstwertes der technologiespezifischen Windauktionen als neuer regionaler Höchstwert festgelegt, wobei sich die Höhe der Faktoren an das Referenzertragsmodell für Windenergie aus dem EEG 2017 anlehnt.

Regionen mit bes. Flächenpotenzial
19 Landkreisen, die vom Braunkohletagebau dominiert werden bzw. wurden, kommt in der GemAV eine Sonderrolle zu. Diese stellen per Definition keine Verteilernetzausbaugebiete dar. Daneben soll in ihnen die maximale Gebotsgröße für PV-Anlagen von 10 MW auf 25 MW angehoben werden.

Als Begründung für diese Sonderregelung führt das BMWi an, dass in diesen Regionen ein gut ausgebautes Verteilnetz existiert, in dem durch den Wegfall konventioneller Erzeugungskapazitäten in den kommenden Jahren hohe Kapazitäten frei werden. Außerdem weisen diese 19 Landkreise besonders große, zusammenhängende Flächen auf, auf denen kostengünstig große PV-Freiflächenanlagen gebaut werden können.

Optimierungsmöglichkeiten für Akteure aus der Windbranche
Durch zwei neue jährliche Ausschreibungstermine ab 2018 ergeben sich für die Marktakteure Optimierungsmöglichkeiten in Bezug auf Gebotspreisfindung und Teilnahme an mehreren Auktionen. So können Gebote aus Landkreisen, die nicht oder nur in beschränktem Umfang durch Verteilnetzkomponenten benachteiligt werden, eine höhere Zuschlagswahrscheinlichkeit erwarten.

Schon allein aus diesem Grund ist die Kenntnis, welche Regionen von der GemAV zukünftig beeinflusst werden könnten, schon heute bei der Projektentwicklung und -akquise ein entscheidender Wettbewerbsvorteil. Eine Einschätzung dazu liefert enervis in Form einer Studie sowie bei einem GemAV-Workshop.

enervis-Autor
Daniel Peschel

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Klimaschutz durch Sektorenkopplung: Optionen, Szenarien, Kosten

Die Diskussion um Strategien und Maßnahmen der Sektorenkopplung ist im vollen Gange und wird sich im Verlauf des nächsten Jahres weiter intensivieren. enervis hat im Auftrag einer Gruppe gaswirtschaftlicher Unternehmen die Dekarbonisierung des Wärmemarktes untersucht. Diese enerviews beleuchten verschiedene Pfade zur Sektorenkopplung und prognostizieren mögliche Kosten dieser Pfade. Im Mittelpunkt stehen dabei der Wärmemarkt und die Betrachtung der Effekte von Kohleausstieg, Vollelektrifizierung und Einsatz von grünem Gas bis zum Jahr 2050. Die Studie kann hier heruntergeladen werden.

Aktuell steht unter dem Stichwort „Sektorenkopplung“ die Nutzung erneuerbaren Stroms insbesondere im Wärme- und Verkehrssektor im Fokus des energiepolitischen und -wirtschaftlichen Interesses. Dabei kommt der Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung eine besondere Aufmerksamkeit zu. Hier werden zentral zwei verschiedene Strategien diskutiert: So wird eine Elektrifizierung der Wärmeerzeugung, insbesondere durch die verstärkte Nutzung von elektrischen Wärmepumpen, erwogen. Andererseits kann auch durch die Erzeugung und Nutzung von synthetischem Gas − im Folgenden Power-to-Gas − der Wärmesektor dekarbonisiert werden.

Diese enerviews beleuchten verschiedene Pfade zur Sektorenkopplung und prognostizieren mögliche Kosten dieser Pfade. Im Mittelpunkt stehen dabei der Wärmemarkt und die Betrachtung der Effekte von Kohleausstieg, Vollelektrifizierung und Einsatz von grünem Gas bis zum Jahr 2050.

Diese verschiedenen Pfade haben naturgemäß weitreichende Auswirkungen auf den Gasmarkt und die Gasinfrastruktur.

Methodik & Szenarien

Diese Studie untersucht sechs verschiedene Szenarien, die die Bandbreite der möglichen Sektorenkopplungsstrategien – insbesondere hinsichtlich des Strom- und Wärmesektors – abbilden. Die Szenarien werden in einem kombinierten Strom- und Wärmemarktmodell ausgewertet. Die Modelle ermöglichen u.a. eine detaillierte Analyse der Wirkungen der Sektorenkopplung auf den Strommarkt sowie der Klimaschutz- und Kosteneffekte, die daraus folgen. Die Abbildung zeigt die betrachteten Szenarien.

Entwicklungen im Wärmemarkt
Alle modellierten Szenarien dieser Studie gehen von weiteren Effizienzanstrengungen und einem – aus heutiger Sicht – ambitionierten Rückgang des Nettowärmebedarfes um 25 % bis 2050 aus. Bei einer auf Kosteneffizienz ausgerichteten Entwicklung wird Erdgas bis 2050 weitgehend der Vorzug gegenüber anderen Energieträgern im Wärmemarkt gegeben (Szenarien „Weiter wie bisher“ und „Weiter wie bisher und Kohleausstieg“).

Zur weiteren Reduktion der CO2-Emissionen sind zusätzliche Maßnahmen notwendig. Soll diese Reduktion durch eine Elektrifizierung der Wärmerzeugung erfolgen, so ist zur Erreichung einer Einsparung von 80% der CO2-Emissionen im Wärmemarkt gegenüber 1990 ein moderater Anstieg des Strombedarfes im Wärmemarkt notwendig (Szenarien „Graue / Grüne Elektrifizierung“). Selbst in diesen Szenarien spielt Erdgas auch über 2040 hinaus eine substanzielle Rolle als wichtige Option zur kosteneffizienten Reduktion der CO2-Emissionen im Wärmemarkt.

Im Vergleich dazu steigen die benötigten Strommengen bei einer anvisierten Einsparung von 95 % der CO2-Emissionen massiv an (Szenario „Grüne Vollelektrifizierung“). Dies ist insbesondere darauf zurückzuführen, dass bei einer vollständigen Elektrifizierung auch Wärmebedarf mit hohen Temperaturniveaus elektrifiziert wird, für den statt der Wärmepumpentechnologie ineffizientere Direktheizer genutzt werden. In den Segmenten mit höheren Temperaturniveaus sind die Effizienzvorteile einer Elektrifizierung der Wärmerzeugung beim Endkunden ggü. Erdgastechnologien begrenzt.

Alternativ können diese Emissionsreduktionen auch durch die Bereitstellung einer großen Menge (mehr als 500 TWh/a) an synthetischem und bilanziell CO2-freiem Gas mittels Power-to-Gas erreicht werden (Szenario „Grünes Gas“).

Stromverbrauch und Spitzenlast
In den Szenarien „Graue Elektrifizierung“ und „Grüne Elektrifizierung“ wird die Wärmeversorgung soweit elektrifiziert, dass der Stromverbrauch nach anfänglichen Rückgängen wieder zunimmt und im Ergebnis 2050 auf einem Niveau etwas oberhalb des heutigen liegt (rd. 600 TWh).

Im Szenario „Grüne Vollelektrifizierung“ steigt der Stromverbrauch durch die Beiträge für den Wärmesektor deutlich an. Im Jahr 2050 liegt hier der Stromverbrauch bei rund 790 TWh.

Im Szenario „Grünes Gas“ steigt der Stromverbrauch bedingt durch den Einsatz von Power-to-Gas-Anlagen schnell und insbesondere ab 2025 deutlich an. Im Jahr 2050 beträgt der Stromverbrauch 1.450 TWh.

Betrachtet man die nationale Spitzenlast abzüglich der Beiträge Erneuerbarer Energien (Residuallastspitze) ergibt sich ein anderes Bild. In den Szenarien „Graue/Grüne Elektrifizierung“ und „Grüne Vollelektrifizierung“ steigt diese langfristig auf rund 80 GW, bzw. rund 104 GW in kalten Jahren an. Die Residuallastspitze im Szenario „Grünes Gas“ sinkt langfristig auf unter 50 GW, da die Power-to-Gas-Anlagen durch ihre systemdienliche Einsatzweise nicht zur Spitzenlast beitragen.

Ausbau der Erneuerbaren Stromerzeugung
Um diese Stromverbräuche emissionsfrei zu decken, kommt es zu einem z.T. massiven Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE). Der EE-Ausbau erfolgt dabei so stark wie notwendig um die CO2-Ziele zu erfüllen.

So liegt das auszubauende EE-Erzeugungspotenzial im Szenario „Grüne Vollelektrifizierung“ im Jahr 2050 bei rund 1.600 TWh und somit um den Faktor 2 über dem Stromverbrauch in Höhe von 790 TWh. Dies ist zurückzuführen auf die massive Abregelung sowie den Export von EE-Strom in diesem Szenario.

Wenn kein deutlicher Ausbau geeigneter alternativer Stromspeichertechnologien erfolgt, ist die Nutzbarkeit von EE-Erzeugung als „Wärmestrom“ begrenzt. Dies ist zurückzuführen auf die begrenzte Übereinstimmung von EE-Erzeugungsprofilen (insb. Wind und Einstrahlung) und den temperaturgetriebenen Verbrauchsprofilen der Wärmerzeuger. Mit steigender Anforderungen an die Dekarbonisierung sinkt der Grenznutzen jeder weiteren EE-Erzeugung, da diese mehrheitlich in die Abregelung bzw. in den Export geht, in beiden Fällen aber keine Beiträge zu Dekarbonisierung in Deutschland leistet.

Konventionelle Stromerzeugung & Back-Up
In allen Szenarien spielen Erdgaskraftwerke bei der Absicherung des Systems eine entscheidende Rolle. Sie tragen kosteneffizient zur CO2-Reduktion bei und übernehmen zunehmend wichtige Back-Up-Funktionen.

Der Leistungsbedarf in den Szenarien „Graue Elektrifizierung“ und „Grüne Elektrifizierung“ liegt um rd. 24 GW in der Spitze höher als in den Szenarien ohne Elektrifizierung der Wärmeerzeugung. In dem Szenario „Grüne Vollelektrifizierung“ liegt der Leistungsbedarf 29 GW über dem in den Szenarien mit niedriger Elektrifizierung bzw. 53 GW über dem Szenario „Grünes Gas“.

Durch die Elektrifizierung steigt der Leistungsbedarf ab dem Beginn der 2030er Jahre, wenn sich zeitgleich die Wirkung des Kohleausstieges intensiviert. Diese beiden Effekte addieren sich somit in ihrer Wirkung auf den Leistungsbedarf des Systems. Sollte der notwendige Ausbau von Back-Up-Kapazitäten nicht schnell genug erfolgen, um den Bedarf des Kohleausstieges und der Elektrifizierung zu kompensieren, so wäre aus energiewirtschaftlicher Sicht der Kohleausstieg insbesondere vor dem Hintergrund deutlich niedrigerer CO2-Vermeidungskosten vorrangig zu verfolgen.

Entwicklung des Gasverbrauchs
Erdgas spielt in allen Szenarien eine signifikante Rolle bis mindestens zum Jahr 2040. So sinkt der Erdgasverbrauch in den ambitionierten Dekarbonisierungsszenarien zwar ab, bleibt aber auch bis 2040 oberhalb von 50 % des aktuellen Niveaus. In den weniger ambitionierten Dekarbonisierungsszenarien liegt der Erdgasverbrauch auch langfristig auf einem recht hohen Niveau. So sinkt der Erdgasverbrauch nicht unter 65 % des heutigen Niveaus.

Durch einen beschleunigten Kohleausstieg wird die Rolle von Erdgas in der Verstromung auch über eine primäre Back-Up Funktion hinaus aktiviert. In diesen Szenarien spielt nicht nur Erdgas eine wichtige Rolle, sondern auch die Gasnetzinfrastruktur selbst, welche in Kombination mit den Gaskraftwerken eine Rolle als Flexibilitätsoption zum Ausbalancieren der EE-Einspeisung einnehmen kann.

Im Szenario „Grünes Gas“ liegt der Gasverbrauch inkl. synthetischer Gase auch langfristig etwa auf dem heutigen Niveau. Der Anteil grüner Gase ist hier entsprechend hoch und dominant. Auch in diesem Szenario mit erhöhten Effizienzanstrengungen im Strom- und Wärmesektor sowie einem massiven Ausbau der Sektorenkopplung ist die Gasverwendung und die dazugehörige Infrastruktur anschlussfähig. Die gasbasierten Wärmeerzeuger und Infrastrukturen werden hier auch langfristig ausgelastet und wirken effizienzsteigernd für das Energiesystem.

Entwicklung der CO2-Emissionen
Im Szenario „Weiter wie bisher“ kommt es zu einer Reduktion der Emissionen, insb. durch den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien im Stromsektor und den Rückgang der Kohleverstromung durch den altersbedingten Marktaustritt von Kohlekraftwerken. Eine „Dekarbonisierung“ entlang der politischen Ziele wird jedoch weder im Strom noch im Wärmesektor – und dementsprechend auch nicht insgesamt – erreicht. Im Ergebnis wird bis 2030 eine Reduktion um 47 % und bis 2050 um 71 % erreicht. Zur Einhaltung der politischen Ziele sind also weitere Maßnahmen notwendig.

Ohne einen beschleunigten Kohleausstieg ist eine effektive Dekarbonisierung von Strom und Wärme nicht möglich. Ein effektiver und zeitnaher Kohleausstieg stellt somit eine wichtige Voraussetzung erfolgreicher Klimaschutzanstrengungen dar. Der Kohleausstieg ist auch eine Vorbedingung für eine klimapolitisch sinnvolle Sektorenkopplung von Strom/Wärme. So zeigen Detailbetrachtungen, dass die Auslastung von Kohlekraftwerken durch eine Elektrifizierung der Wärmeerzeugung steigen kann („Graue Elektrifizierung“).

Die Szenarien zeigen auch, dass das ambitionierte -95% CO2-Ziel für 2050 über unterschiedliche Sektorenkopplungsstrategien erreicht werden kann. In Bezug auf die Effektivität der CO2-Zielerreichung ist die Sektorenkopplung per Power-to-Gas grundsätzlich gleichwertig mit der Sektorenkopplung per Elektrifizierung. So erreichen beide Szenarien („Grüne Vollelektrifizierung“ und „Grünes Gas“) bis 2050 das -95 % Ziel.

Systemkosten
Die beiden weitreichenden Sektorkopplungsstrategien („Grüne Vollelektrifizierung“ und „Grünes Gas“) liegen auf einem ähnlichen Systemkostenniveau, hier mit leichten Vorteilen für das Szenario „Grünes Gas“. Beide Szenarien weisen sehr hohe Systemkosten auf. Dies gilt insbesondere für das Szenario „Grüne Vollelektrifizierung, welches mittlere Mehrkosten von rd. 30 Mrd. Euro p.a. bis zum Jahr 2050 aufweist. Dies entspricht in Summe über den Betrachtungszeitraum rd. einer Billion Euro.

Orientieren sich die politischen Ziele an einer weitreichenden CO2-Reduktion (oberer Zielkorridor), so kann die Sektorenkopplung über den Gasmarkt unter den Annahmen dieses Szenarios (insb. einer starken Kostendegression bei Power-to-Gas) einen wichtigen Beitrag zur Kosteneffizienz des Systems leisten.

Eine vorzeitige technologische Festlegung, z.B. auf eine Elektrifizierung, würde dieses Potenzial ausschließen und begrenzt daher den Lösungsraum für eine kosteneffiziente und umfassende Dekarbonisierung. Gerade die Gasnetzinfrastruktur stellt langfristig eine wichtige energiewirtschaftliche Option dar.

Aus den Ergebnissen kann mittelbar auch geschlussfolgert werden, dass es, neben den beiden hier untersuchten „Extremszenarien“ („Grüne Vollelektrifizierung“ und „Grünes Gas“), die entweder eine weitreichende Elektrifizierung oder weitreichenden Einsatz von Power-to-Gas vorsehen, effiziente Mischszenarien zwischen diesen beiden Strategien gibt.

Die ermittelten CO2-Vermeidungskosten zeigen durch ihre Höhe klar auf, dass der Wettbewerb um eine kosteneffiziente Lösung im Wärmemarkt noch nicht abgeschlossen ist. Es werden weitere Entwicklungen und Innovationen benötigt, um die politisch vorgesehene Emissionsreduktion zu tragbaren Kosten zu erreichen. Bei den hier resultierenden Vermeidungskosten wären auch aktuell weniger im Fokus stehende CO2-Vermeidungsoptionen, wie beispielweise CCS, wirtschaftlich umsetzbar. Eine technologische Festlegung auf die weitere Entwicklung bis 2050 ist vor diesem Hintergrund verfrüht. Stattdessen ist ein Wettbewerb zwischen Technologien und Lösungsansätzen nötig.

Was bedeutet dies nun für die Marktakteure?
Die unterschiedlichen Sektorkopplungsstrategien haben weitreichende Auswirkungen auf nahezu alle Märkte und Wertschöpfungsstufen.

Die Marktakteure stehen nun vor der Aufgabe, die Auswirkungen auf ihren Markt und ggf. Ihre Marktposition zu bewerten und geeignete Strategien zu entwickeln. Es gilt die Risiken einzuschätzen und zukunftsfähige Konzepte zu entwickeln, um Chancen zu nutzen. Wir unterstützen Sie in der Strategiediskussion durch die Erstellung von Studien und Prognosen mit unserer enervis-Modelllandschaft.
Fragestellungen sind hier u.a:

  • Wie entwickelt sich das Volumen im Gasmarkt (Exploration, Import, Vertrieb)?
  • Wie ist die Perspektive Ihres Gas- oder Stromnetzes?
  • Welche Auswirkung hat die Sektorenkopplung auf den Strommarkt, den Strompreis und den Wert Ihres Kraftwerkes oder Speichers?
  • Welche Chancen liegen im Wärmemarkt begründet?
  • Wie steht es um die Wirtschaftlichkeit von P2G und Stromspeichern?
  • Was bedeutet die Sektorenkopplung für die südlichen Nachbarmärkte (Österreich, Schweiz)?

Daneben wird es wichtig sein, in der Diskussion der nächsten Jahre die Position des jeweiligen Unternehmens und der Branche energiewirtschaftlich fundiert zu begründen. Hier stehen wir Ihnen gern als Ansprechpartner für die externe Positionierung in der politischen Diskussion zur Verfügung.

enervis-Autoren
Julius Ecke, Sebastian Klein

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Regionale Wärmewende: Strom- oder Gasnetz?

Die Diskussion um die Ausgestaltung der Dekarbonisierung des Wärmemarktes ist seit der Verabschiedung des Klimaschutzplanes 2050 in vollem Gang. Zahlreiche Marktakteure haben sich mit ihren Einschätzungen zur sogenannten „Wärmewende“ zu Wort gemeldet. Es steht fest, dass zur Erreichung der politischen CO2-Ziele langfristig bis 2050 gravierende Einschnitte für fossile Energieträger anstehen. Fokus der Debatte war dabei stets die nationale Ebene. Doch welche Auswirkungen sind auf regionaler Ebene für Versorger, Netzbetreiber und Kommunen zu erwarten? Dies wird maßgeblich von der Umsetzung der Dekarbonisierung und der Ausgestaltung der Wärmewende abhängen und das Geschäft kommunaler Akteure in den nächsten Jahrzehnten bestimmen.

Der Wärmemarkt
Der Wärmemarkt ist mit einem Gesamtendenergiebedarf von ca. 1.300 TWh/a in den Segmenten Haushalte, GHD und Industrie einer der größten Absatzmärkte für fossile Brennstoffe und rückt nicht überraschend in den Fokus der Dekarbonisierung.

Geprägt durch lange Investitionszyklen reagiert er entsprechend träge auf sich ändernde Rahmenbedingungen. Jedwede Abschätzung der zukünftigen Entwicklung muss daher einen entsprechend langen Zeithorizont berücksichtigen. Das durch enervis entwickelte Wärmemarktmodell EWMMD erlaubt die Berücksichtigung sämtlicher relevanter Einflussfaktoren und erlaubt die Prognose des Wärmebedarfes sowie der zu dessen Deckung eingesetzten Technologien und Energieträger bis in das Jahr 2050.

Entwicklung des Netto-Wärmebedarfes
Zunächst ist die Entwicklung des Netto-Wärmebedarfes zu bestimmen, d.h. der technologie- und energieträgerunabhängige Bedarf an Raum- und Prozesswärme. Wesentliche Treiber sind dabei Effizienzgewinne im Gebäudebestand und in industriellen Produktionsprozessen sowie Bevölkerungsentwicklung und Wirtschaftswachstum.

In Abbildung 1 sind zwei mit EWMMD erstellte Entwicklungsszenarien skizziert. Das „Trendszenario“ zeigt die Entwicklung auf Basis des in die Zukunft fortgeschriebenen Trends der letzten Jahre von Effizienzgewinnen im Gebäudesegment und in Produktionsprozessen. Das „Effizienzszenario“ hingegen geht von einer Verdopplung der Sanierungsraten im Gebäudebestand sowie der Effizienzgewinne im Industrie und GHD-Bereich aus. Beiden Szenarien liegt eine rückläufige Bevölkerungsprognose sowie eine positive Entwicklung des BIPs zu Grunde.

Es ist deutlich erkennbar, dass trotz der angenommenen Effizienzgewinne der gesamte Wärmebedarf nur langsam reduziert werden kann. So liegt er im Jahr 2050 im Effizienzszenario lediglich 14% unterhalb des Trendszenarios. Eine erfolgreiche Dekarbonisierungsstrategie kann also nicht nur auf Effizienzgewinne abstellen oder diese gar als maßgeblich voraussetzen.

Endenergiebedarf und Technologieauswahl

Zentral für die Wärmewende ist die Frage, welche Technologien und Energieträger in Zukunft eingesetzt werden. Im Rahmen des EWMMD können dazu Technologieinvestitionen dynamisch simuliert werden. Im Trendszenario wird ein Vergleich auf Vollkostenbasis angestellt und günstigere Systeme werden bevorzugt verwendet. Dies ist in Abbildung 2 beispielhaft für ein herkömmliches Gassystem und ein Stromsystem (exemplarische Strom-Wärmepumpe) dargestellt. Zu beachten ist, dass insbesondere im Haushaltssektor Heizungstechnologien im Neubau, bei denen aufgrund der EnEV-Anforderungen singuläre Gassysteme faktisch ausgeschlossen sind, nur einen geringen Einfluss auf den Gesamtmarkt haben.

Es ist ersichtlich, dass im derzeitigen Marktumfeld das Gassystem die günstigste Alternative ist und daher bevorzugt verwendet wird. Dadurch erklärt sich die in Abbildung 3 dargestellte Entwicklung des Endenergiebedarfes bis 2050 im Trendszenario: der Gasbedarf im Wärmesektor erhöht seinen relativen Anteil und steigt auch absolut in den nächsten Jahren an, bis er schließlich aufgrund des generell sinkenden Nettowärmebedarfes wieder abfällt. Fernwärme und Strom können ihren Anteil behaupten, wohingegen Erneuerbare und Umweltwärme leicht zulegen. Öl erlebt einen massiven Rückgang.

Im Effizienzszenario findet hingegen eine erzwungene Elektrifizierung des Wärmemarktes statt, indem Strom-Wärmepumpen in den nächsten Jahrzehnten bevorzugt verwendet werden. Dies hat massive Einflüsse auf den Gasbedarf, der im Vergleich zum Trendszenario stark zurückgeht. Der Strombedarf steigt auf der anderen Seite stark an.

Welche Implikationen ergeben sich daraus?
Zum einen können in den Szenarien die eingesetzten Technologien und der sich ergebende Brennstoffbedarf prognostiziert werden. Dies erlaubt eine Abschätzung der sich jeweils wärmeseitig ergebenden und auf den Endkunden entfallenden Kosten. Denn im derzeitigen System muss der Endkunde die Investition in Dämmung und Heiztechnik übernehmen und schlussendlich die Energierechnung zahlen. Die Wärmewende wird zuallererst den Endkunden treffen.

Gleichzeitig müssen sich Versorger die Frage stellen, welche Auswirkungen verschiedene Entwicklungspfade auf Strom- und Gasnetze und Speicher haben. Welche Investitionen sind vor dem Hintergrund der aktuellen politischen Willensbekundungen in welche Systeme möglich und ggf. nötig? Lange Abschreibungsdauern machen eine detaillierte Betrachtung der Entwicklungspfade – auch und gerade – auf regionaler Ebene notwendig.

Regionalisierung der Ergebnisse
Die dargestellten Ergebnisse sowie sämtliche im Zuge der Diskussion um Sektorenkopplung und Wärmewende durch öffentliche oder private Institutionen erstellten Studien beziehen sich auf deutschlandweite Entwicklungen. Der Wärmemarkt ist jedoch stark von lokalen Gegebenheiten geprägt:

  • Unterschiede in der Verfügbarkeit (z.B. Netzanschluss) und bei Preisen (z.B. Netzentgelte) von Energieträgern
  • Unterschiede im Gebäudebestand und Energieeffizienz
  • Prognostizierte Bevölkerungsverschiebungen zwischen Stadt und Land
  • Unterschiedliche wirtschaftliche Tätigkeit und Entwicklung
  • Unterschiedliche klimatische Bedingungen

Das enervis-Wärmemarktmodell EWMMD erlaubt daher unter Berücksichtigung regionaler Faktoren eine Prognose des Wärme- und Endenergiebedarfes sowie der zum Einsatz kommenden Technologien und Energieträger auf 1 km² Ebene. Beispielhaft ist dazu in Abbildung 4 die Entwicklung des Netto-Wärmebedarfes auf Gemeindeebene im Trendszenario dargestellt. Deutlich sichtbar ist neben dem generell sinkenden Wärmebedarf eine Stadt-Land Verschiebung aufgrund regionalisierter Bevölkerungsprognosen.

Die regionalisierte Betrachtung der Auswirkung der Wärmewende ist für kommunale Akteure von kritischer Bedeutung: Für Gas- und Stromnetzbetreiber gilt es abzuschätzen, inwieweit zusätzliche Investitionen in die Netze in den verschiedenen Szenarien nötig sind und Handlungsentscheidungen daraus abzuleiten. Regionale Versorger können ihre Absatzmengen langfristig einschätzen.

Weiterhin können kommunalpolitische Implikationen, wie z.B. die Zusatzkosten der Wärmewende in verschiedenen Szenarien für die einzelnen Marktbeteiligten (Haushalte, GHD, Industrie, Versorger, Netzbetreiber) herausgearbeitet werden oder kommunale Energiebedarfsanalysen erstellt werden.

Gleichzeitig dient das EWMMD zur Abschätzung der Kosten auf Wählerebene für integrierte kommunale Klimaschutzkonzepte.

Fazit
Über die genaue Ausgestaltung der Wärmewende herrscht auch auf politischer Ebene keine endgültige Meinung. Sowohl politische Drohszenarien für alle fossilen Infrastrukturen aber auch Szenarien, in denen gerade diese Infrastruktur weiterhin das Rückgrat der Energieversorgung bildet, sind langfristig denkbar. Sowohl die eine als auch die andere Variante wird massive Auswirkungen auf Strom- und Gasverteilnetze sowie auf bestehende Fernwärmenetze haben. Welche das sind und wie darauf reagiert werden muss, kann anhand von Wärmemarktszenarien mit Hilfe des enervis-Wärmemarktmodelles herausgearbeitet werden.

Dies erlaubt es Stadtwerken, Kommunen und Netzbetreibern eine Einschätzung der zukünftigen Entwicklungspfade der Wärmewende herauszuarbeiten.

Welchen Herausforderungen muss sich das Unternehmen zukünftig stellen? Mit welchen Kosten werden die Wähler konfrontiert? Welche Auswirkungen haben bestimmte Entwicklungen auf den Industriestandort?

Haben wir Ihr Interesse geweckt? Sprechen Sie uns an oder diskutieren Sie mit uns auf unserem Workshop zum Wärmemarkt am 7. März 2017 in Köln.

enervis-Autoren
Sebastian Klein, Dr. Werner Klein

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Sind die Würfel schon gefallen? Auktion oder gesetzliche Bestimmung der Vergütungshöhe für Windenergieanlagen

Für alle neu genehmigten Windenergieprojekte mit mehr als 750kW Leistung ist ab diesem Jahr eine Teilnahme an Auktionen nach EEG 2017 verpflichtend, um eine Vergütung zu erhalten. Für alle Projekte, die noch im vergangenen Jahr genehmigt wurden, gibt es jedoch eine Übergangsregelung, die unter bestimmten Voraussetzungen noch eine Vergütung analog der Förderung nach dem EEG 2014 zusichert und somit keine Teilnahme an der Auktion erfordert. Doch der Gesetzgeber hat diese Regelung mit einigen Fallstricken versehen, um die Beteiligung an den Auktionen zu erhöhen.

Übergangsregelung vs. Auktion
Von der Pflicht zur Teilnahme an den Auktionen ausgenommen sind nach §22 EEG 2017 Windenergieanlagen, die bis zum 31.12.2016 genehmigt und vor dem 01.01.2019 in Betrieb genommen werden (Hinweis: für diese Projekte müssen die Genehmigungen zusätzlich noch bis zum 31.01.2017 an das Anlagenregister der BNetzA gemeldet werden). Durch eine schriftliche Erklärung gegenüber der Bundesnetzagentur bis zum 28.02.2017 können diese Anlagen jedoch auf den gesetzlich bestimmten Anspruch auf Zahlung verzichten und somit an den Auktionen teilnehmen.

Warum kann diese Option interessant sein? Zwei Punkte sind hier zu beachten: 1. die starke Degression der Fixvergütung und 2. die Abschätzung, wie viel Angebotsmenge der Ausschreibungsmenge von 800 MW zur 1. Auktion im Mai 2017 gegenübersteht.

Durch die zusätzlichen Vergütungsdegressionen im EEG 2017 wird die Fixvergütung unattraktiver, insbesondere wenn die Inbetriebnahmen erst 2018 erfolgen sollten. Abbildung 1 zeigt die Degression der Anfangsvergütung für Onshore Windenergie mit den Sonderdegressionsstufen von monatlich 1,05% zwischen März und August 2017 sowie dem erhöhten maximalen Degressionssatz von 2,4% ab der Absenkung im 3. Quartal 2017. Ersichtlich wird sofort, dass für Projekte, die noch in 2016 genehmigt wurden, aber erst in 2018 in Betrieb gehen, ein Verlust der Anfangsvergütung von etwa 15% bezogen auf das aktuelle Niveau zu erwarten ist.

Für die Marktakteure stellt sich an dieser Stelle die Frage, ob eine Teilnahme an den Auktionen oder eine klassische, gesetzlich bestimmte EEG-Vergütung für sie vorteilhafter ist.

Um diese Frage beantworten zu können, muss die absolute Höhe der Vergütung sowie die Laufzeit für beide Fälle ermittelt und die vorteilhaftere Variante abgeschätzt werden. Abbildung 2 zeigt die Höhe der durchschnittlichen EEG-Vergütung nach der Übergangsregelung für Windenergieanlagen für verschiedene Inbetriebnahmezeitpunkte in 2018 sowie für unterschiedliche Gebotspreise in Abhängigkeit der Standortgüte. Zu beachten ist, dass die Definition der Standortgüte im EEG 2017 von der Definition des EEG 2014 abweicht, d.h. durch die Neudefinition des Referenzertragsmodells im EEG 2017 weisen Standorte mit Nabenhöhen über 135m nach dem neuen Modell eine geringere und Standorte mit geringerer Nabenhöhe eine höhere Standortgüte auf.

Der Vergleich von Vergütungshöhe bei Inanspruchnahme der Übergangsregelung mit der erzielbaren Vergütung durch eine Teilnahme an den Auktionen zeigt, dass abhängig vom geplanten Inbetriebnahmedatum und dem Gebotspreis nicht pauschal eine der Varianten vorteilhafter ist. Besonders bei einer Standortgüte um 70% könnte die Auktion, wie in Abbildung 2 erkennbar in Bezug auf die Vergütungshöhe vorteilhafter sein, da im EEG 2017 eine Kompensation von Standortgüten bis zu 70% über das Referenzertragsmodell erfolgt. Im EEG 2014 bzw. nach der Übergangsregelung dagegen erfolgt keine weitere Korrektur mehr bei Standortgüten von weniger als 80%.

Der zweite Punkt richtet sich an die Angebotsmenge in der 1. Auktionsrunde. Hier kann eine hohe Teilnahmequote an der Übergangsregelung verknüpft mit einer geringen Menge neuer BImSchG-Genehmigungen von Januar bis Anfang April 2017 dazu führen, dass in der ersten Auktionsrunde keine deutliche Überdeckung der Ausschreibungsrunde erfolgt bzw. sich aus Sicht der Auktionsteilnehmer ein entspanntes Verhältnis einstellt. Dies würde bedeuten, dass ein Potenzial für höhere Zuschlagswerte besteht.

Welche Informationen werden benötigt?
Das Inbetriebnahmedatum kann relativ genau eingegrenzt werden und somit der daraus resultierende Vergütungssatz nach Übergangsregelung unter Annahme einer zukünftigen Leistungsentwicklung im relevanten Zeitraum ermittelt werden. Zur Bestimmung des möglichen Zuschlagspreises in den Auktionen stellen sich jedoch folgende Fragen, die fundiert beantwortet werden müssen:

  • Wie kann die Angebotsmenge für die kommenden Auktionsrunden eingeschätzt werden?
  • Welche Preise (Vergütungshöhen) ergeben sich unter Berücksichtigung der Markt- und Wettbewerbssituation in kommenden Ausschreibungsrunden?

Wie können diese Fragen beantwortet werden?
Die Frage nach der Wettbewerbssituation in der ersten Auktionsrunde kann zumindest teilweise mit den Veröffentlichungen der Bundesnetzagentur bezüglich neuer BImSchG-Genehmigungen von Januar bis April beantwortet werden. Für die Entscheidung bis Ende Februar („Nutzung der Übergangsregelung – ja oder nein“) kommt diese Information jedoch zu spät. Hier ist folgende Analyse vorzunehmen:

Wie groß sind die zu erwartenden neuen BImSchG-Genehmigungen und wie groß ist der Kapazitätsanteil der Projekte, die in die Auktion gehen, obwohl sie die Übergangsregelung nutzen könnten. Der Angebotsmenge in der Auktion kann man sich hier über Szenariobetrachtungen nähern.

Hierfür bedarf es umfangreicher Datenrecherchen und einer fundierten Marktmodellierung – beides bietet enervis mit dem Auktionsmodell Wind an. Dafür erheben wir insbesondere deutschlandweit und standortscharf die möglichen Angebotspotenziale und ermitteln die daraus resultierenden Gebotspreiskurven. Diese Gebotspreisentwicklungen sind den zukünftigen Fixvergütungen für die zu bewertenden Projekte gegenüberzustellen.

Fazit
Auch wenn viele Projekte noch im alten Jahr genehmigt wurden und somit generell von der Übergangsregelung Gebrauch machen können, ist nicht in jedem Fall sicher, dass dies auch die ökonomisch vorteilhafteste Entscheidung ist. Zur Entscheidungsfindung – Auktion oder Übergangsregelung – hilft eine detaillierte Analyse der Ausschreibungen bezüglich Angebotsmengen und erwarteter Zuschlagshöhen weiter.

Dafür bietet enervis Beratungsleistungen aufbauend auf dem enervis Auktionsmodell an. Sprechen Sie uns dazu gerne an.

Eine Gelegenheit ergibt sich auf der E-world am 08.02.2017 im Rahmen unserer kostenfreien Veranstaltung zum Thema Windauktion von 14:30 bis 17:00 (Details und Anmeldeformular).

enervis-Autor
Daniel Peschel

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Jahresendrally oder Auftakt eines Transformationsprozesses?

Betrachtungen und Analysen zur Situation der französischen Kernkraftwerke, den Auswirkungen auf den Strompreis sowie ein Ausblick auf ein Engpassmanagement zwischen Deutschland und Österreich

Ja ist denn heut schon Weihnachten? Das haben sich wohl einige Marktteilnehmer in den vergangenen Wochen mit Blick auf die day-ahead Strompreisnotierungen gefragt. Eine rasante Rally führte Stundenpreiskontrakte in Frankreich und der Schweiz bis in den – teils hohen – dreistelligen Bereich mit spürbaren Rückwirkungen auf das deutsche Marktgebiet. Turbulente Zeiten, auch in der Energiewirtschaft. Zwischendurch dann auch noch die Ankündigung (oder schon ein Beschluss?) der BNetzA zur Aufhebung der gemeinsamen Strompreiszone Deutschland/Österreich und der Einführung eines Engpassmanagements ab Mitte 2018. Wie ist dies einzuordnen und welche Auswirkungen ergeben sich daraus? Doch der Reihe nach.

Knappheitspreise in Frankreich

Bereits im Frühjahr 2016 räumte der französische Energiekonzern Areva Mängel beim Kraftwerksbau ein. Betroffen waren auch Bauteile für Atomreaktoren. Gemeinsam mit dem Kraftwerksbetreiber EDF sollten die Problemfälle im Einzelnen geprüft werden. Das Ausmaß der Ergebnisse war zu diesem Zeitpunkt noch vollkommen unbekannt. Auslöser waren erkannte Mängel im Reaktordruckbehälter des sich im Bau befindlichen Kernkraftwerks Flamanville (geplante Inbetriebnahme Q4 2018, geschätzte Gesamtkosten über zehn Mrd. Euro (ca. 6.500 €/kW)), woraufhin die französische Behörde für Nuklearsicherheit ASN eine eingehende Prüfung an 18 französischen Reaktoren ähnlicher Bauart veranlasste. Die Befürchtungen bestätigten sich. Unregelmäßigkeiten an den Stahllegierungen der Dampfreaktoren bei wenigstens 12 Reaktoren wurden festgestellt. Vor allem Bauteile eines japanischen Zulieferers wiesen Materialfehler auf. Daraufhin wurden von EDF Mitte Oktober 5 der untersuchten Anlagen sofort unplanmäßig heruntergefahren, die restlichen betroffenen Anlagen sollen unmittelbar in Intervallen für weitere Inspektionen vom Netz gehen. Vollkommen unsicher ist, wie lange die Stillstandszyklen andauern. Zur Einordnung: 75 % des französischen Stromverbrauchs werden durch Kernenergie gedeckt.

Insbesondere vor den anstehenden Wintermonaten mit sehr hohen Nachfragespitzen (2012: 103.000 MW / 01/2016: 89.000 MW) ist dies eine beunruhigende Nachricht.

Es wird befürchtet, dass etwa die Hälfte der 58 französischen Reaktoren (63.250 MW) von diesen technischen Problemen betroffen sind. Mitte Oktober waren dann 22 Reaktoren (22.700 MW) aufgrund von Instandhaltungsmaßnahmen bzw. Stillstandsanordnungen nicht am Netz. 17 Reaktoren davon sollten bis zum Jahresende wieder in Betrieb sein. Allerdings zeigten sich bei einigen Anlagen weitere Unregelmäßigkeiten, sodass die angestrebten Wiederinbetriebnahmezeitpunkte nicht zu halten waren.

Diese, das letzte halbe Jahr andauernden, Unsicherheiten mit immer neuen Mitteilungen, Ankündigungen von Stillständen, Verlängerung von Stillstandszeiten, verminderter Stromerzeugung und nicht zuletzt vielen offenen Fragen und unausgesprochenen Befürchtungen haben zu einer zunehmenden Nervosität an den europäischen Strommärkten geführt. Einerseits ist bislang offen, inwieweit diese Unregelmäßigkeiten auch andere europäische Kernkraftwerke betreffen. Technische Probleme in den belgischen und Schweizer Kernkraftwerken sind seit einiger Zeit bekannt. Aktuelle Veröffentlichungen zum fragwürdigen Umgang mit der Notfallkühlung von Reaktoren betreffen vor allem ältere Anlagen, insbesondere in Osteuropa. Andererseits zeigte sich die Nervosität rund um die Entwicklungen in den französischen Kernkraftwerken seit Oktober in deutlich steigenden day-ahead Strompreisnotierungen.

Eine durchaus nachvollziehbare Marktreaktion, wenn die Unsicherheiten um das Ausmaß der Unregelmäßigkeiten und die Bedeutung des französischen Kernenergiesektors für die europäische Stromversorgung in Betracht gezogen werden. Mitte November wurde dieses Bild jedoch etwas relativiert und die Lage scheint sich zu beruhigen. Wie angespannt die Situation allerdings noch immer ist, lässt sich aus einer Meldung von vergangener Woche ablesen. EDF kündigte an, dass 2 Reaktoren entgegen der Pläne erst Ende Dezember anstatt Ende November wieder ans Netz gehen. Hektik im Markt und Preisausschläge nach oben waren die Folge.

Erstaunlich ist zumindest, dass sich die Frontquartalnotierungen von diesen Entwicklungen bisher wenig beeinflusst zeigen.

Hier sehen wir (noch) relativ moderate Preise und keine hektischen Ausschläge. Es ist zu vermuten, dass die generelle Markteinschätzung wohl von einem temporären, kurzfristigen Problem ausgeht und (noch) keinen langfristigen Engpass im französischen Markt erwartet. Dies unter der Prämisse, dass die durch die ASN angeordneten technischen Überprüfungen im Verlauf des Winters koordiniert und im Zeitplan durchgeführt werden sowie keine weiteren Untersuchungen nach sich ziehen.

Vor dem Hintergrund dieser Unsicherheiten und der europäischen Tragweite von möglichen längerfristigen und massiven Kernkraftwerksausfällen in Frankreich, erscheint ein Blick auf das sich dann einstellende Stunden- und Tagesstrompreisniveau interessant und sinnvoll. Wirft man den Blick nochmal zurück ins Jahr 2016, stellt sich die Frage: Lassen sich die preislichen Auswirkungen solcher Marktentwicklungen, die scheinbar unvorhergesehen und radikal auftreten, tatsächlich antizipieren und glaubhaft im Rahmen von Szenarien modellgestützt abbilden?

Analysen, die wir in diesem Zusammenhang mit unserem Strommarkt-Fundamentalmodell durchgeführt haben, zeigen in einem ersten Schritt – im Sinne eines Backtesting des Jahres 2016 – inwieweit sich die Ausprägung und Entwicklung der diesjährigen relevanten Marktparameter (nicht nur des französischen Marktes) tatsächlich auf das day-ahead Strompreisniveau ausgewirkt und welches Strompreisniveau sich modellseitig eingestellt hat. Die Ergebnisse der Modellierungen zeigen, dass dem am Markt beobachtbaren Preisniveau bis Mitte November 2016 nicht nur in Höhe sondern auch in Struktur fundamentale Elemente zugrunde liegen können.

Infolge des Ausfalls der Kernkraftkapazitäten kamen im französischen Markt in der 2. Jahreshälfte vermehrt ältere GT und ölgefeuerte Kraftwerke mit sehr hohen Grenzkosten zum Einsatz. Zudem wurde von Frankreich verstärkt Strom (teuer) importiert. Auch in der Schweiz sind Knappheitstendenzen erkennbar (Ausfall von 2 Kernkraftwerken, geringes Wasserdargebot). Frankreich – sonst zuverlässiger Lieferant – gibt dieses Jahr, aus den skizzierten Gründen, deutlich weniger Strom an die Schweiz ab, so dass zeitweise ein ungewöhnlich hoher Stromfluss aus Italien in die Schweiz zu verzeichnen war. Aufgrund der Transitfunktion des Schweizer Marktes treten in der derzeitigen Marktsituation in Spitzenzeiten sonst eher unübliche (da teure) Handelsflüsse von Italien über die Schweiz nach Frankreich auf. Der italienische Kraftwerkspark ist vor allem durch Gaskraftwerke geprägt. Sollten diese gebraucht werden, steigt bei einem Einsatz auch das Strompreisniveau. Es lässt sich festhalten, dass das derzeitige Markt- und Preisgeschehen an den europäischen Strommärkten durchaus fundamental nachvollziehbar ist.

Sollten diese Turbulenzen mehr als eine Momentaufnahme sein, sondern eher den Auftakt eines grundsätzlichen Transformationsprozesses kennzeichnen, erscheint ein Blick auf künftige Strommarkt- und Strompreisentwicklungen durchaus empfehlenswert. Nicht nur, um die wichtigen Treiber des Marktes frühzeitig zu identifizieren und zu bewerten, sondern um unter sich ändernden Rahmenbedingungen zielgerichtet die eigene Marktpositionierung vorzunehmen.

Preisentwicklung Kraftwerkssteinkohle
In Anbetracht der Entwicklung des day-ahead Strompreisniveaus in 2016 sollte ein wichtiger Treiber allerdings nicht in Vergessenheit geraten: Der Einfluß der Steinkohlepreise auf das day-ahead Strompreisniveau 2016 in Deutschland war deutlich erkennbar. Die Flaute am Markt für Kraftwerkssteinkohle scheint seit etwa Mitte des Jahres vorüber. Zentraler Treiber war der chinesische Markt. Zwar lag der Kohleverbrauch in China 2016 unter den Werten des vergangenen Jahres. Allerdings führte eine konsequente Stilllegung alter, ineffizienter Kohleminen zu einem spürbaren Rückgang der chinesischen Förderung und zu einem deutlich höheren Importanteil. Im Verbund mit Förderrückgängen im asiatischen Raum erlebte der globale Preis für Kraftwerkssteinkohle einen deutlichen und sehr spürbaren Anstieg im Jahresverlauf. Infolge des immer noch großen Anteils an strompreissetzenden Steinkohlekapazitäten in Deutschland (und in Verbindung mit einem unterjährig wieder anziehenden Gaspreis, was der Wettbewerbsfähigkeit von Kohle zuträglich war) prägte die Entwicklung des Steinkohlepreises auch zu einem guten Teil die Strompreisentwicklung in 2016.

Engpassmanagement Deutschland Österreich
Mit dem Blick in die Zukunft rückt zudem eine aktuelle Entwicklung in den Fokus, die seit einiger Zeit von den Betroffenen höchst interessiert verfolgt wird: Die geplante Aufhebung der gemeinsamen Strompreiszone Deutschland/Österreich und die Einführung eines Engpassmanagements ab Mitte 2018.
Die europäische Regulierungsagentur Acer hat sich bereits im September 2015 für ein perspektivisches Engpassmanagement beim Stromtransport zwischen Deutschland und Österreich ausgesprochen. Begründet wird dies durch temporär sehr hohe Handelsflüsse (in der Spitze >10 GW) zwischen Deutschland und Österreich. Die tatsächliche Netzkuppelkapazität liegt lt. BNetzA deutlich unter diesem Wert. Weiterer Grund dafür waren die sogenannten Ringflüsse über Polen und Tschechien. Eine Überprüfung der momentanen Übertragungskapazität durch die BNetzA ergab, dass tatsächlich nur 3 bis 4 GW (n-1)-sicher über die Grenze Deutschland/Österreich übertragen werden können, ohne die Netze der Anrainer dafür mit in Anspruch zu nehmen. Daher stellte sich aus Sicht der Regulierer die Frage nach der Erforderlichkeit eines Engpassmanagements.

Auf Basis der Verordnung der EU-Kommission zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (CACM 08/2015) wird der Zuschnitt von Gebotszonen regelmäßig überprüft. Erste Überprüfungen und Vorarbeiten für die deutsch-österreichische Gebotszone haben bereits stattgefunden. In Konsequenz dieser Gemengelage hat die BNetzA die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber im Oktober 2016 aufgefordert, eine Engpassbewirtschaftung an der Grenze zu Österreich einzuführen. Das Engpassmanagement soll ab dem 3. Juli 2018 gelten. In aktuellen Studien der BNetzA (Bericht zur Reservebedarfsfeststellung (04/2016); Genehmigung Szenariorahmen Netzentwicklungspläne (06/2016)) werden Engpassszenarien zwischen Deutschland und Österreich als künftiger Basisfall modelliert. Schließlich hat Anfang November Acer einer Aufteilung der deutsch-österreichischen Strompreiszone zugestimmt.

Unter diesen Vorzeichen ist es inzwischen geboten, einer Preiszonentrennung erheblich höhere Aufmerksamkeit beizumessen als noch zu Beginn des Jahres. Insbesondere österreichische Versorger dürfte diese Konstellation direkt tangieren. Nach aktuellen enervis-Berechnungen würde durch eine Engpassbewirtschaftung der Grenzkuppelstelle Deutschland-Österreich – abhängig von der Höhe der technischen Begrenzung der Transferkapazität – das mittlere jährliche Großhandelsstrompreisniveau in Österreich kurzfristig um etwa 2% bis 15% ansteigen, wobei sich wesentliche Effekte unterjährig auf das Winterhalbjahr konzentrieren.

Allerdings, und das ist wiederum ein interessanter Aspekt für die deutsche EE-Branche, hätte eine Begrenzung der Grenzkuppelleistung mit Österreich sowie der Einsatz der Phasenschieber an den ostdeutschen Grenzen unmittelbar Einfluss auf Häufigkeit und Höhe von negativen stündlichen Strompreisen und damit, legt man die Regelungen im §51 EEG zugrunde, auf die Wirtschaftlichkeit von EEG-geförderten Windanlagen.

enervis verfügt über umfangreiche Marktmodelle zur Abbildung und Analyse von Strommärkten. Basierend auf ökonomischen und energiemarktspezifischen Fundamentaldaten erlauben diese Modelle zeitlich hochaufgelöste Strompreisprognosen und Marktanalysen. Auch als Onlinetools für die Nutzung in ihrem Unternehmen!

Die aktuelle Referenzstudie Strommarkt 2035 ist ab sofort erhältlich. www.strommarktmodell.de

enervis-Autor
Mirko Schlossarczyk

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„Wie der Wind dreht, so der Euro rollt“

Wind-Futures als neues Geschäftsfeld für Windmüller und konventionelle Kraftwerksbetreiber
Neue handelbare Produkte (“Wind-Futures“) ermöglichen die Besicherung von Windrisiken. Für eine solide Finanzierung von Windprojekten sind stetige Erträge von Vorteil und können unter Umständen zu besseren Finanzierungskonditionen führen. An dieser Stelle können Wind Futures als Instrument eingesetzt werden, um Schwankungen von Windertrag und damit auch Erlösen über die Betriebsdauer auszugleichen. Doch wer bietet sich als Gegenpart eines solchen Geschäfts beziehungsweise Produkts an und kann dabei von den Windmüllern eine Risikoprämie verlangen? Dies dürften insbesondere konventionelle Kraftwerke sein, die in Jahren mit niedriger Windauslastung höhere Deckungsbeiträge erzielen und umgekehrt. Diese enerviews analysieren die Ausgangslage und leiten Handlungsoptionen aus den neuen Produkten ab.

Gründe für Wind Futures

Erhebungen zeigen, dass abhängig vom Standort jährliche Ertragsabweichungen im Vergleich zum langjährigen Mittel in der Größenordnung von +/- 15% in der Vergangenheit durchaus aufgetreten sind. Abbildung 1 zeigt die Abweichung von der langjährigen mittleren jährlichen Vollbenutzungsstundenzahl von Windenergieanlagen in Deutschland.

Abhängig von der Finanzierungsstruktur und der Höhe der Rücklagen können die daraus resultierenden Erlösverluste erhebliche Auswirkungen auf die Finanzierungskonditionen haben. Eine Absicherung der jährlichen Winderträge mit Hilfe von Finanzprodukten wie den seit einiger Zeit diskutierten Wind Futures kann die Zahlungsströme über den Betriebszeitraum der Anlage vergleichmäßigen. Eine Reduktion des Risikos von Ertragseinbußen durch eine Reihung von Schwachwindjahren kann dann im nächsten Schritt zu einer Verbesserung der Finanzierungskonditionen führen. Denn wenn das Risiko einer Illiquidität durch geringe Erlöse und damit einer Gefährdung der Rückzahlung des Fremdkapitals wegfällt, so könnten die Anforderungen der Banken an Rücklagen und der Risikoaufschlag bei den Konditionen sinken.

Gerade vor dem Hintergrund der anstehenden Auktionen kann eine gute Hedging-Strategie somit einen relevanten Wettbewerbsvorteil ggü. anderen Projekten erschließen.

Wie funktioniert ein Wind Future aus Sicht von Windanlagenbetreibern?
Wind Futures sind börsengehandelte, standardisierte Derivate. Basis ist ein Index, dessen Wert von der Auslastung der installierten Windkapazitäten in Deutschland abhängt.

Einem jeden Kontrakt liegt dabei ein Basiswert zu Grunde, in diesem Fall die mittlere Auslastung der Windkapazitäten gemäß dem Index.

Dies sei im Folgendem an einem Beispiel verdeutlicht: Schließt ein Windanlagenbetreiber ein Handelsgeschäft über ein Jahr mit dem Basiswert von 2.200 Vollbenutzungsstunden ab und die mittlere jährliche Auslastung liegt am Ende des Jahres unter dem Basiswert, so ergibt sich daraus für den Betreiber ein Erlös (x €/%-Punkt, den der Index unter dem Basiswert liegt). Im umgekehrten Fall, es liegt ein Jahr mit mehr als 2.200 Vollbenutzungsstunden vor, ist der Betreiber nachschusspflichtig. Die Erlöse aus dem Wind-Future sind also gegenläufig zu den EEG-Erlösen, insgesamt, also in Summe aus den EEG-Erlösen und den Effekten aus dem Wind-Future, kommt es zu einer Vergleichmäßigung der Erlöse. Dies funktioniert dabei umso besser, je stärker die Auslastung eines Windanlagenportfolios mit den durchschnittlichen Auslastungen der Windkraftanlagen in Deutschland korreliert ist.

Nutzen für die Betreiber von konventionellen Kraftwerken
Das Interesse der Windkraftanlagenbetreiber an der Absicherung von Windrisiken ist offensichtlich. Doch wer bietet sich als Gegenpart eines solchen Geschäfts beziehungsweise Produkts an?

Dies dürften insbesondere konventionelle Kraftwerke sein, die in Jahren mit niedriger Windauslastung höhere Deckungsbeiträge erzielen und umgekehrt. So sind in Jahren mit niedrigem Windertrag der Strompreis und die Auslastung der Kraftwerke höher (und umgekehrt), die wirtschaftliche Position von Kraftwerken ist also gegenläufig zu der der Windkraftanlagenbetreiber.

Abbildung 2 illustriert diesen Effekt an einem beispielhaften Kohlekraftwerk und einer typischen Windkraftanlage.

Der Darstellung zugrunde liegt eine Modellierung der Strommarkterlöse für 5 verschieden stark ausgeprägte Windjahre mit dem enervis Fundamentalmodell.

Das Ergebnis zeigt eine gegenläufige Entwicklung von Deckungsbeiträgen bei Windenergie bzw. Kohlekraft. Ähnliche Effekte sind auch bei anderen konventionellen Kraftwerkstechnologien bzw. bei Speichern zu beobachten. Das bedeutet, dass in Jahren geringer Windenergieeinspeisung Kohlekraftwerke höhere Erlöse am Strommarkt realisieren können, da das Preisniveau insgesamt weniger durch die Windenergie geprägt wird. Die Auswirkung der steigenden Deckungsbeiträge für bestehende Kohlekraftwerke liegt kurzfristig bei etwa 40% des Effektes auf Windenergieanlagen. Das bedeutet, für 1 MW Windenergie, das über Wind Futures abgesichert wird, wird etwa die 2,5fache Leistung an konventionellen Kapazitäten als Counterpart benötigt.

Es zeigt sich also, dass konventionelle Kraftwerke, hier am Beispiel von Kohlekraftwerken, grundsätzlich gut geeignet sind, um als Counterpart von Windkraftanlagenbetreibern in Bezug auf Wind-Futures zu agieren. Da die Kraftwerke hier sowohl das Risiko von Windertragsschwankungen dämpfen, als auch ggf. die Finanzierungskosten der Anlagen dämpfen, könnten sie hierfür von Windmüllern ggf. eine Risikoprämie verlangen.

Handlungsoptionen
Der Handel mit strukturierten Finanzprodukten, ob an der Börse oder bilateral, bietet viele Chancen, jedoch auch Herausforderungen.
Windkraftanlagenbetreiber sollten prüfen, wie stark ihre spezifische wirtschaftliche Situation mit dem übergeordneten Windertrag korreliert ist. Darauf basierend gilt es eine Hedging-Strategie zu entwickeln und ggf. bilateral oder börslich umzusetzen. Für die Betreiber von Windenergieanlagen ist dabei zu bewerten, welche Menge von Wind Futures notwendig ist, um das Risiko aus Ertragsabweichungen auszugleichen und welcher Preis hierfür angemessen ist.

Für die Betreiber von konventionellen Kraftwerken stellt sich die Frage, wie sich Ihre Wirtschaftlichkeit in Abhängigkeit der Entwicklung des Underlyings (Auslastung des Windanlagenparks in Deutschland) entwickelt. Dies bestimmt, mit welchen Volumina und Preisen diese Anlagen eine gegenläufige Position zu den Betreibern von Windenergieanlagen einnehmen können und welche Risikoprämien ggf. verlangt werden können. Diese Berechnung sollten für die Erzeugungseinheit individuell durchgeführt werden. Hierfür müssen Szenarien mit einem Strommarktmodell ausgewertet werden, um eine Aussage über die Deckungsbeiträge des Kraftwerksportfolios in verschiedenen Windjahren zu treffen.

Für andere Akteure (Börsen, Händler, Investoren, Banken) gilt es, ein grundsätzliches Verständnis der wirtschaftlichen Zusammenhänge herzustellen.

Aktuell erarbeitet enervis eine Kurzstudie zu dieser Fragestellung. Gerne stehen wir Ihnen für diezbezügliche oder anderweitige Rückfragen zur Verfügung.

enervis-Autoren
Julius Ecke, Daniel Peschel

Nachdruck oder Veröffentlichung, ganz oder teilweise, nur mit schriftlicher Zustimmung der enervis energy advisors GmbH. Es wird keinerlei Gewähr für die Richtigkeit, Aktualität oder Vollständigkeit der hier bereitgestellten Informationen übernommen.

Neuer Marktwertatlas für die Bewertung von PV-Projekten in der Direktvermarktung

Im Rahmen der Auktionen für große PV-Anlagen und dem daraus entstehenden Kostendruck für die beteiligten Akteure wird die Bewertung aller Kosten- und Erlösparameter immer relevanter. Dies gilt sowohl bei der optimalen Vermarktung der Stromproduktion durch einen Direktvermarkter als auch bei der Bewertung der Investition selber durch Projektentwickler und Anlagenbetreiber. Wie hoch die Mehrerlöschancen oder Mindererlösrisiken für jeden Anlagenstandort in Deutschland sind, lässt sich mit gezielten Marktwertanalysen auch für Photovoltaik fundiert beantworten.

Marktprämienmodell – gesetzlicher vs. projektspezifischer Vergütungssatz
Durch die EEG Novelle 2017 ändert sich am grundsätzlichen Vergütungsmechanismus in Form des Marktprämienmodells für PV-Anlagen mit mehr als 100kWp installierter Leistung nichts. Somit ist es für Betreiber weiterhing notwendig, den energiewirtschaftlichen Wert ihrer EE-Anlage (im Sinne von Großhandelserlösen) zu kennen und auf dieser Basis den (Netto-)Vergütungssatz mit dem Direktvermarkter zu verhandeln.

Grundsätzlich besteht die Gesamtvergütung von direktvermarktetem PV-Strom aus dem projektspezi-fischen Marktwert und der gleitenden Marktprämie abzüglich der Direktvermarktungskosten. Während die Strommarkterlöse jeder PV-Anlage vom Netzbetreiber identisch in Höhe des bundesweiten Mittelwertes angenommen werden, weichen die projektspezifischen Marktwerte voneinander – und damit auch vom bundesweiten PV-Marktwert als Bemessungsgrundlage für die Berechnung der gleitenden Marktprämie – ab. Demzufolge differiert auch die tatsächliche projektspezifische Gesamtvergütung eines PV-Projektes von der gesetzlichen Einspeisevergütung – und zwar nach oben oder unten.

Marktwertatlas als Bewertungsinstrument
Der Marktwert von Photovoltaik wird hauptsächlich vom Anlagenstandort beeinflusst. Daneben spielen weitere standortspezifische Ausprägungen wie z.B. Ausrichtung und Neigungswinkel eine Rolle. Um diese Abweichungen fundiert bewerten zu können, sind umfangreiche Analysen notwendig, welche mit einem Marktwertatlas durchgeführt werden können, den enervis anbietet.

Abb1Der PV-Marktwertatlas visualisiert in Kartenform, wo und in welchem Umfang bei der Direktvermarktung von Strom aus Photovoltaik-Anlagen Zusatz- oder Mindererlöse gegenüber dem bundesweiten Marktwert für PV auftreten.

Die Abbildung links  zeigt Mehr- und Mindererlöse (in EUR/MWh) für ein historisches Beispieljahr mit Abweichungen zum bundesweiten PV-Marktwert, für eine bestimmte Kombination aus Neigungswinkel und geografischer Ausrichtung.

In diesem Beispieljahr ist zu sehen, dass die spezifischen Großhandelserlöse von PV-Anlagen im Süden Deutschlands unter den durchschnittlichen PV-Erlösen lagen. Je nach Standort können dabei Differenzen von bis zu +/- 1,00€/MWh auftreten.

Abb2Eine Begründung für diese Abweichungen zwischen den Regionen ist die unterschiedliche regionale Verteilung von PV-Kapazitäten in Deutschland, wie in der rechten Abbildung zu sehen (rot für hohe Leistung, blau für geringe Leistung). Denn erfährt eine Region mit hoher installierter PV-Leistung zu einem bestimmten Zeitpunkt eine hohe Einstrahlung, so prägt die daraus resultierende Einspeisung stark den Großhandels-Preis an der Strombörse („Merit-Order-Effekt“ der PV).

Einspeisung aus Regionen mit geringer installierter Leistung, die ggf. eher atypisch zum bundesweiten Portfolio stattfindet, prägt den Marktwert in einem geringeren Umfang, der individuelle Marktwert liegt daher tendenziell höher.

Auch Anlagen mit unterschiedlichen Neigungswinkeln oder Ausrichtungen (z.B. Süd/Süd-Ost Ausrichtung) sorgen für ein zeitlich vom Mittelwert abweichendes Einspeiseverhalten und produzieren somit mehr Strom in Zeiten höherer Spotmarktpreise, was den spezifischen Marktwert dieser Anlagenkonfigurationen erhöht. Analysen mit dem enervis PV-Marktwertatlas zeigen aber auch, dass es Unterschiede in Abhängigkeit von saisonalen Wetterlagen gibt, welche es historisch einzuordnen und zu bewerten gilt (z.B. ein mittleres PV-Jahr ggü. einem – ggf. regional – gutem/schlechten PV-Jahr).

Standardkatalog oder individueller PV-Marktwertatlas
Der Online PV-Marktwertatlas von enervis enthält mehrere Karten mit PV-Marktwertdifferenzen für die historischen Jahre 2012 bis 2015. In jedem neuen Kalenderjahr werden die Marktwertdifferenzen für das jeweils abgeschlossene Kalenderjahr hinzugefügt (Update). Eine Differenzierung der Kartendarstellung nach wesentlichen Ausprägungen (u.a. Ausrichtung und Neigungswinkel) in weiteren Karten kann vom Nutzer durchgeführt werden. Dafür stehen derzeit insgesamt 24 Karten zur Verfügung (2 Neigungswinkel und 3 Ausrichtungen, 4 Jahre). Individuelle Marktwertatlanten ergänzen diese Auswertung für besondere Anlagenkonfigurationen (z.B. 1- oder 2-achsig nachgeführte PV-Anlagen) oder eine höhere räumlich-zeitliche Auflösung. Alle diese Produkte sind im Online-Zugang erhältlich.

Typische Nutzer des PV-Marktwertatlas
Der PV-Marktwertatlas bietet eine einfache und direkte Optimierungshilfe – für Direktvermarkter ein „Must-Have“ für die schnelle Bestimmung wettbewerblicher Direktvermarktungskonditionen. Für Projektierer und Anlagenbetreiber ist der Marktwertatlas die Basis für die Bestimmung des Marktwertes des eigenen Portfolios sowie für die Standort- bzw. Technologiebewertung. Somit lassen sich Direktvermarktungsverträge optimiert verhandeln.

Methodik für den PV-Marktwertatlas
PV-Marktwertatlanten entstehen aus der kombinier-ten Analyse der räumlich und zeitlich fein aufgelösten Stromerzeugung aus Photovoltaik mit den zeitgleichen Strom-Börsenpreisen. Hierfür führt enervis historische Großhandels-Strompreise und bundesweite Photovoltaik-Marktwerte mit Globalstrahlungsdaten in der hohen räumlichen Auflösung von ca. 4x3km zusammen.

Leistungsumfang des Online PV-Marktwertatlas
Der PV-Marktwertatlas liefert Ihnen schnell und kosteneffizient auf Basis aktueller Berechnungen die benötigten Informationen zur Bewertung der Marktwerte von PV-Projekten in Deutschland. Wir bieten hierzu Karten und Daten der Marktwertdifferenzen von Photovoltaik für ausgewählte Neigungswinkel und Ausrichtungen an. Individuelle Erweiterungen, wie etwa eine Kombination mit Strompreisprognosen sind möglich. Weitere Informationen zum PV-Marktwertatlas finden Sie auch unter:
www.pv-marktwertatlas.de

Autoren bei enervis
Nicolai Herrmann, Daniel Peschel

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Fuel-Switch Kohle/Gas – Temporäres Phänomen oder nachhaltiger Trend?

Betrachtungen und Analysen zur aktuellen Situation von Steinkohlekraftwerken und GuD am Stromspotmarkt

Im Jahresverlauf lässt sich eine Entwicklung am Strommarkt beobachten, die zu Beginn des Jahres von den wenigsten Marktteilnehmern erwartet wurde: Moderne GuD haben sich in der Merit-Order-Kurve vor ältere Steinkohlekraftwerke geschoben. Zumindest für effiziente und moderne GuD-Anlagen steigen Einsatzzeiten und Profitabilität, da deren Grenzkosten im laufenden Jahr unter den Stromerzeugungskosten ineffizienter, alter Steinkohlekraftwerke liegen.

Der wesentliche Grund für diese Entwicklung ist auf den Rohstoffmärkten zu suchen. Sowohl für Steinkohle cif ARA als auch Gas TTF sanken die Spotpreise im Verlauf des Jahres 2015. Für Steinkohle cif ARA von etwa 60 USD/t im Sommer 2015 auf knapp unter 40 USD/t zu Beginn dieses Jahres. Der Gaspreis TTF fiel von einem Niveau von über 20 €/MWh Anfang 2015 auf etwas mehr als 10 €/MWh im Frühjahr 2016.

 

Auch der CO2-Preis hat eine durchaus turbulente Preisentwicklung hinter sich und notiert im September 2016 zwischen 4 bis 5 €/t, in 2015 bewegte sich der Preis noch im Bereich um die 8 €/t.

Durchaus beachtenswert sind die Preisentwicklungen der Commodities seit Anfang 2016. Infolge des nach wie vor hohen Überangebotes, geringer Nachfrage und hoher Lagerbestände notiert Gas TTF im Spotmarkt 2016 auf vergleichsweise niedrigem Niveau zwischen 10-15 €/MWh. Ein nachhaltiger Aufwärtstrend in die Preisregionen der vergangenen Jahre ist derzeit nicht auszumachen. Ein eindeutiger Grund für den Abfall des CO2-Preises in 2016 ist hingegen kaum identifizierbar. Unterschiedliche Einflussfaktoren drücken auf das Preisniveau, z.B. Eintrübung der weltweiten makroökonomischen Aussichten, geringerer Hedging-Bedarf der Energieversorger, höheres Angebot infolge geringerer Backloading-Kürzung, Brexit. Der Kohlepreis befindet sich hingegen inzwischen wieder nahezu auf Vorjahresniveau. Hauptsächlich verantwortlich dafür ist die anziehende Nachfrage aus Asien, insbesondere China. Dies infolge von Unwetterkapriolen und der Schließung unwirtschaftlicher Minen, welches zu spürbarem Nettoimportbedarf führt.

Die skizzierte Brennstoff- und CO2-Preisentwicklung der letzten zwei Jahre schlägt sich natürlich auch in den entsprechenden Stromerzeugungskosten von Kohle- und Gaskraftwerken in Deutschland nieder. Hier nachfolgend exemplarisch dargestellt für ein älteres Bestandssteinkohlekraftwerk mit einem durchschnittlichen Wirkungsgrad von 35% und für ein neues, effizientes GuD mit einem Wirkungsgrad von 61%.

Auch unter Berücksichtigung entsprechender Transportkosten an die Kraftwerksstandorte ergibt sich ein interessantes Bild: Seit Frühjahr 2016 ist auf Basis der zugrundeliegenden Brennstoff- und CO2-spotpreise ein Fuel-Switch bei den betrachteten Beispielkraftwerken erkennbar, der in diesem Fall zu einer höheren Wettbewerbsfähigkeit eines modernen GuD im Vergleich zu einem alten, ineffizienten Steinkohlekraftwerk führt. Dies gab es letztmals im Jahr 2011, so dass ein näherer Blick durchaus lohnenswert ist.

Mit Hilfe eines detaillierten Kraftwerkseinsatzoptimierungsmodells, mit welchem der erlösoptimierte Einsatz von verschiedenen Kraftwerkstypen unter vorgegebenen technischen und wirtschaftlichen Randbedingungen modelliert wird, ist enervis in der Lage, hochaufgelöste Einsatzoptimierungen und Wirtschaftlichkeitsberechnungen für unterschiedliche Kraftwerkstechnologien durchzuführen.

Unter Anwendung dieses Tools wurde der Einsatz des Steinkohlekraftwerkes (35%) und des GuD (61%) am Stromspotmarkt (hier aus Vereinfachungsgründen ohne Regelenergievermarktung und Wärmeerlöse) der Jahre 2015 und 2016 modelliert. Datenbasis sind Ist-Werte (01/2015 – 09/2016) Steinkohle API2, Gas TTF, EUA CO2, stündliche EEX-Spotpreise sowie kraftwerkstypische sonstige Einsatzkosten. Für die Monate 10-12/2016 wurden die Werte 09/2016 fortgeschrieben.

Die Modellierungsergebnisse stützen die auf Basis der betrachteten Erzeugungskosten formulierte These, der in 2016 häufigeren Einsatzzeiten und etwas höheren Profitabilität (auf die Grenzkosten, Vollkosten erwirtschaften neue GuD genauso wie neue Steinkohlekraftwerke trotzdem nicht) neuer GuD und des momentan stärker zunehmenden wirtschaftlichen Drucks auf alte Steinkohleanlagen.

Interessant ist vor diesem Hintergrund ein Blick in die nähere Zukunft und eine Abschätzung für den Terminmarktzeitraum 2017 bis 2019. Für die Brennstoff- und CO2-Preisnotierungen dieser Jahre wurden aktuelle Futurenotierungen (Stand EEX Ende September 2016) herangezogen. Die Prognose der Stromspotpreise auf Stundenbasis erfolgte auf Basis der Projektion eines aktuellen enervis Best Guess Strommarktszenarios, welches mit Hilfe des fundamentalen enervis Strommarktmodells erstellt wurde und sehr wahrscheinliche Marktentwicklungen bis 2019 unterstellt.

Die derzeitigen Terminmarktnotierungen der Jahre 2017 bis 2019 für Steinkohle API2 und Gas TTF verlaufen in ihrer Tendenz allerdings unterschiedlich. Steinkohle wird auch für die Frontjahre in etwa auf dem derzeitigen Spotpreisniveau für etwas unter 60 USD/t gehandelt. Eine klassische Contango-Situation herrscht beim Gaspreis. Hier liegen die Frontjahresnotierungen zwischen 15 und 16 €/MWh deutlich über dem heutigen Preisniveau. Der gehandelte CO2-Preis steht robust bei etwa 4 bis 5 €/t für die kommenden Jahre.

Aus dieser Konstellation der Brennstoff- und CO2-Preise schließt sich tendenziell der Erzeugungskostenspread Kohle/Gas wieder, da der Gaspreis stärker anzieht und verhältnismäßig höher notiert. Die Betrachtungen zeigen, dass sich für die Frontjahre 2018 und 2019, basierend auf den derzeitigen Futurenotierungen, der Fuel-Switch zwischen dem exemplarisch betrachteten Bestandssteinkohlekraftwerk (35%) und dem neuen GuD (61%) wieder umkehren sollte.

Herausfordernd bleibt die Lage am Strommarkt trotzdem – grundsätzlich für beide Kraftwerkstypen. Aufgrund der mittelfristigen Strukturveränderungen im Kraftwerkspark sind folgende Entwicklungen absehbar: Sofern das betrachtete Steinkohlekraftwerk bis 2019 am Netz bleibt, könnte es – fundamental betrachtet – in dieser Zeit über den Merit-Order Effekt vom Kernenergieausstieg (Abschaltung Gundremmingen B in 2017), der Stilllegung weiterer alter Steinkohlekraftwerksblöcke sowie der Überführung von Braunkohleanlagen in die Sicherheitsreserve theoretisch zunächst etwas profitieren. Abzuwarten bleibt, wie sich im Zuge des Ausschreibungsverfahrens der Zubau von Windenergieanlagen in den kommenden Jahren entwickeln wird und welche Wind-Einspeisestrukturen – auf Basis meteorologischer Daten in den Jahren 2017 bis 2019 – sich einstellen werden. Die Szenariomodellierung zeigt, dass sich die unterstellten Stromerzeugungskosten und die skizzierten Marktentwicklungen im Vergleich zu 2016 eher neutral auf Einsatzzeiten und Profitabilität für das betrachtete Steinkohlekraftwerk auswirken.

Gleichfalls ambitioniert bleibt die Lage für neue GuD. Bei isolierter Betrachtung eines Einsatzes nur am Spotmarkt (ohne Regelenergie- und Wärmevermarktung) wird sich – unter der Prämisse der für die Frontjahre angenommenen Brennstoffpreisnotierungen – der in 2016 beobachtete Fuel-Switch in den kommenden Jahren höchstwahrscheinlich wieder umkehren. Aus den Ergebnissen der Szenariobetrachtung wird ersichtlich, dass ein steigender Gaspreis stärker auf Einsatzzeiten und Profitabilität des GuD drücken könnte, als das sich die eher vorteilhaften Strukturveränderungen im Kraftwerkpark positiv auswirken. Dies sind Indikatoren und Anzeichen dafür, dass die – auf neue GuD bezogenen – günstigen Entwicklungen in 2016 lediglich ein Strohfeuer gewesen sein könnten und keinen nachhaltigen Trend eingeleitet haben.

Letztlich bleibt festzuhalten, dass die Entwicklung des Gaspreises nach wie vor hohe Aufmerksamkeit bei der Bewertung von GuD und Steinkohlekraftwerken verdient. Im aktuellen Marktumfeld können bei einem gewissen vergleichbaren Erzeugungskostenlevel unterschiedlicher Kraftwerkstypen – selbst durch scheinbar kleinere Preisverschiebungen einzelner Commodities – Strukturverschiebungen in der Einsatzreihenfolge der Kraftwerke entstehen, die unmittelbar Einfluss auf Einsatz und Profitabilität der Anlagen haben können.

Die Szenariomodellierung zeigt allerdings auch: Sollte das Gaspreisniveau in Zukunft dauerhaft niedrig auf dem Niveau des Jahres 2016 liegen (10-12 €/MWh) und der Steinkohlepreis gleichzeitig konstant über 60 USD/t notieren, dies auch in Verbindung mit einem CO2-Preis jenseits 5 €/t, könnte sich aus dem Lichtblick für neue, effiziente GuD in 2016 durchaus ein Trend entwickeln und zugleich alte, ineffiziente Steinkohleanlagen stark unter Druck setzen.

enervis verfügt über umfangreiche Marktmodelle zur Abbildung und Analyse von Strommärkten. Basierend auf ökonomischen und energiemarktspezifischen Fundamentaldaten erlauben diese Modelle zeitlich hochaufgelöste Preisprognosen und Marktanalysen. www.strommarktmodell.de

enervis-Autor
Mirko Schlossarczyk

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„Jetzt erst Recht“: der alte, neue § 51 im EEG 2017 und die Häufigkeit negativer Preise am Day-Ahead Markt

Der § 24 im EEG 2014 hat das Thema “negative Strompreise“ zu einer wichtigen Herausforderung für die Windbranche gemacht. Der damit einhergehende Erlösausfall trifft alle in Betrieb gehenden Windenergieanlagen über 3,0 MW. Negative Strompreise werden in Zukunft vermehrt auftreten und sind daher als Erlösrisiko in der Projektentwicklung, -finanzierung und -akquise zu bewerten. Der angepasste § 51 des ab 01.01.2017 geltenden EEG manifestiert dieses Drohpotenzial langfristig, denn entgegen der Erwartungen nimmt das neue EEG keine Verknüpfung der § 51-Regelung mit dem Intraday-Markt vor, was die Erlösverluste gedämpft hätte.

Die Höhe der zu erwartenden Erlösverluste wird maßgeblich durch die Verfügbarkeit von Flexibilitäten im Strommarkt bestimmt. Eine mögliche Aufteilung der deutsch-österreichischen Marktzone spielt dabei mittelfristig eine entscheidende Rolle.

§ 24/§ 51 im EEG 2017
Ein wichtiger Streitpunkt im Entstehungsprozess des EEG 2017 war die Regelung zur Aussetzung der Zahlung der Marktprämie bei negativen Strompreisen. Der Vorläufer zu dieser Regelung, der § 24 im EEG 2014, wurde häufig kritisiert wegen seiner unklaren Definition auf welchen Märkten – Day-Ahead allein oder in Kombination mit Intraday – Intervalle von mindestens 6 negativen Preisstunden auftreten müssen. Seit der Verabschiedung des EEG 2017 am 08.07.2016 im Bundestag steht nun fest, dass das Auftreten von negativen 6-Stunden Blöcken lediglich am Day-Ahead Markt ausreicht, um die Marktprämie nach EEG für diesen Zeitraum auf 0 €/MWh zu verringern.

Relevanz
Vor allem Anlagenbetreiber sehen sich demnach bei einer zukünftig steigenden Anzahl von Stunden mit negativen Preisen mit einem immer größeren Erlösrisiko konfrontiert. Auch für Direktvermarkter besteht ein erhöhtes Kostenrisiko bei Abschluss von Direktvermarktungsverträgen. Denn wird das Auftreten von negativen 6-Stunden Blöcken nicht korrekt prognostiziert, so trägt der Direktvermarkter das Risiko für Ertragsausfälle, was sich negativ auf die Konditionen der Direktvermarktungsverträge auswirken kann.

Um diese Erlösrisiken des § 51 zu quantifizieren, benötigen Banken, Investoren und Projektentwickler eine unabhängige Einschätzung zu folgenden Fragen:

  • Mit welchen Häufigkeiten treten zukünftig negative Preise und 6-h-Blöcke nach § 51 auf?
  • Wie fällt die Erzeugung von Windenergieanlagen in verschiedenen Regionen mit diesen negativen Preisen zusammen?
  • Auf welche Erlösabschläge müssen sich Investoren, Finanzierer und Projektentwickler durch den §51 zukünftig einstellen?

Zukünftige Entwicklung negativer Preise
Ein stetig steigender Anteil der Einspeisung von fluktuierenden Erneuerbaren Energien sowie ein Mangel an Flexibilität sowohl auf Erzeuger- als auch auf Verbraucherseite sind zentrale Einflussgrößen, die die Häufigkeit von negativen Preisen am Day-Ahead Markt in den kommenden Jahren bestimmen. Für die Entwicklung in der mittleren Frist stellt vor allem die aktuelle Debatte über die Aufteilung der deutsch-österreichischen Preiszone eine große Unsicherheit dar. Zur Zeit gibt es keine handelsseitige Engpassbewirtschaftung an der Grenze zur Alpenrepublik. Die aktuelle Debatte um eine Preiszonenaufteilung würde die maximal verfügbaren Exportkapazitäten in Zeiten hoher Windeinspeisungen deutlich reduzieren und so die Anzahl negativer Preisstunden verstärken.

Zur Abschätzung der zukünftigen Entwicklung der Anzahl negativer Preisstunden am Day-Ahead Markt hat enervis eine Studie erstellt, die drei verschiedene Entwicklungspfade aufzeigt. Die Szenarien tragen den durch das verabschiedete Strommarktgesetz gestiegenen Flexibilisierungsanforderungen (EOM 2.0) Rechnung. Für das Referenzszenario wird ein energiewirtschaftlicher Prämissensatz unterstellt, der die gesetzlichen Rahmenbedingungen (Ausbaukorridor EEG 2017) und aktuelle Commodity-Preise abbildet.

Als wesentlicher Einflussfaktor für das Auftreten von negativen Preisen wurde das Themenfeld Flexibilität identifiziert. Aus diesem Grund wird im Szenario „Flex +“ mit zusätzlichen Flexibilitäten durch Batteriespeicher und elektrische Heizkessel, die am Spotmarkt teilnehmen, gerechnet. Diese Marktteilnehmer führen zu einer Erhöhung der Nachfrage in Stunden mit erwartbar geringen oder negativen Strompreisen und somit zu einer Stabilisierung des Preisniveaus, was letztendlich zu einer geringeren Häufigkeit negativer Strompreise führt.

Das Szenario „Flex -“ dagegen bildet einen Strommarkt mit verminderten Flexibilitäten ab, indem die Exportkapazitäten aus dem Marktgebiet Deutschland eingeschränkt werden. Konkret bedeutet dies, dass an den Grenzkuppelstellen zwischen Deutschland und Österreich ein Engpassmanagement eingeführt und somit die Entwicklung der nutzbaren Exportkapazität auf 3,7 GW in 2019 bis 5,6 GW in 2025 eingeschränkt wird. Des Weiteren findet auch an den anderen Grenzkuppelstellen nur ein verzögerter Ausbau der Handelskapazitäten im Vergleich zu den anderen Szenarien statt. Geringere Kapazitäten zum Handel mit anderen Strommärkten führen in Stunden mit hohem Energieangebot, beispielsweise aus Erneuerbaren Energien, zu einer geringeren Nachfrage als in der Referenz. Dies erhöht die Wahrscheinlichkeit des Auftretens negativer Preise. Abbildung 1 zeigt die absolute Häufigkeit negativer Preise, unterteilt in die oben beschriebenen Szenarien.

Schon in den Jahren 2017-2020, welche bereits heute große Relevanz für die Akteure der Energiewirtschaft haben, steigt die Häufigkeit der negativen Preise im Referenzszenario. Die Aufteilung der deutsch-österreichischen Preiszone zeigt dabei einen besonders großen Hebel: Im Jahr 2020 steigt die Anzahl negativer Preisstunden auf 180 im Flex- Szenario ggü. rund 100 und 115 Stunden im Flex+ und Referenzszenario.

Fazit
Auch mit der Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes wird die Bedeutung negativer Preise auf die Wirtschaftlichkeit von EE-Anlagen nicht abnehmen. Eine steigende Zahl dieser Stunden schon in den kommenden Jahren kann zu erheblichen Ertragseinbußen für die Betreiber von Windenergieanlagen führen. Antworten auf die wichtigen Bewertungsfragen liefert die neue enervis §51-Studie, die das Thema eingehend untersucht und damit eine quantifizierte Risikobewertung erlaubt. Inhalt der Studie ist die modellbasierte Quantifizierung der Häufigkeit und zeitlichen Struktur negativer Preise, §51 Stunden und korrespondierenden Erzeugungsmengen bis zum Jahr 2040 vor dem Hintergrund der Regelungen im EEG 2017.

enervis-Autoren
Daniel Peschel, Tim Steinert

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