Archiv der Kategorie: Newsletter Artikel

22. Juli 2021

Europäisches Klimagesetz

Im Dezember 2019 kündigte die Europäische Kommission den „European Green Deal“ an, eine detaillierte Vision, um Europa bis 2050 zum ersten klimaneutralen Kontinent zu machen. Der Green Deal umfasst Ziele für verschiedene Sektoren und die Schaffung von unterstützenden Mechanismen und legislativen Maßnahmen zur Erreichung dieser Ziele. Eine dieser legislativen Maßnahmen ist das Europäische Klimagesetz, welches das Klimaneutralitätsziel für 2050 festlegt und somit die Rechtsgrundlage für langfristige Treibhausgasneutralität schafft.

Im März 2020 legte die Europäische Kommission den ersten Entwurf für das europäische Klimagesetz vor. Im September 2020 folgte eine überarbeitete Version, welche anschließend vom Europäischem Parlament und dem Rat der Europäischen Union diskutiert und verhandelt wurde (informeller Trilog). Die Einigung auf einen gemeinsamen vorläufigen Gesetzesentwurf folgte schließlich im April 2021, die formale Annahme durch das Europäische Parlament und den Rat der EU im Juni 2021. Die Umsetzung des Klimagesetzes ist als Verordnung geplant. Das finale Klimagesetz ist somit nach Unterzeichnung und Veröffentlichung im Amtsblatt unmittelbar gültig und Bedarf keiner Umsetzung mehr in nationales Recht. Zum aktuellen Zeitpunkt (22.07.2021) ist das Klimagesetz noch nicht in Kraft getreten.

Ziel des aktuellen enerviews ist es, Ihnen einen Überblick über die bereits bekannten Inhalte sowie den Status Quo des europäischen Klimagesetzes zu geben. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Für weitere Informationen und Rückfragen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung.

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.

24. Juni 2021

German Power Market Asset Report 2021

Ein wachsender Anteil erneuerbarer Energien am Markt, große Umstrukturierungen im konventionellen Kraftwerkspark, aufkommende Speichertechnologien, Unsicherheiten bei den zukünftigen Brennstoff- und CO₂-Preisentwicklungen: Marktteilnehmer müssen stets aktuelle Trends und die zentralen Treiber für die Profitabilität unterschiedlicher energiewirtschaftlicher Anlagen im Auge behalten. Hierzu stellt die Analyse von Deckungsbeiträgen nach wie vor eine bewährte Möglichkeit dar, die Rentabilität einzelner Anlagen zu bewerten.

Vor diesem Hintergrund erhalten Sie in dieser enerviews+ Ausgabe exklusive Einblicke in den enervis „German Power Market Asset Report 2021“. Der Fokus liegt dabei auf verschiedenen Einsatzsimulationen und Wirtschaftlichkeitsberechnungen von Kohle- und Gaskraftwerken.

Die Ergebnisse zeigen, dass die spezifischen Deckungsbeiträge der Gaskraftwerke in den letzten Jahren tendenziell gestiegen sind, während Betreiber von Kohlekraftwerken sich aktuell in einem schwierigen Marktumfeld wiederfinden. Die simulierten KWK-Kraftwerke schneiden etwas besser ab als reine Kondensationsanlagen, allerdings hängt deren Rentabilität auch bedeutsam von der Höhe der zusätzlich erzielbaren Wärmeerlöse ab.

Unter den gesetzten Prämissen (u.a. moderate CO₂-Preisentwicklung, Kohleausstieg 2038) weist auch die Prognose auf eine mittelfristig leicht steigende Wirtschaftlichkeit eines neuen GuDs hin, das von einem höheren Preisniveau und Marktaustritten anderer (z.T. kohlebefeuerter) Anlagen profitieren kann.

Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an, mit exklusiven Einblicken in den enervis „German Power Market Asset Report 2021“ . Weitere Informationen zum vollständigen Report finden Sie hier auf unserer Website.

Für weitere Informationen und Rückfragen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung.

27. Mai 2021

CO₂-Preis, Kohleausstieg 2030 und Entwicklung Strompreis sowie EE-Marktwert

Die neuen, deutlich ambitionierteren EU-Klimaschutz- und CO₂-Minderungsziele 2030 sind beschlossen. In diesem Kontext – und nach dem Urteil des BVG zum Klimaschutzgesetz – hat sich die Bundesregierung auf die Verschärfung der deutschen Emissionsziele geeinigt und das Klimaschutzgesetz neu aufgelegt. Deutschland soll bis 2045 klimaneutral werden und insbesondere die CO₂-Minderungsziele 2030 für die Energiewirtschaft wurden spürbar angehoben. Ein Kohleausstieg vor 2038 wird damit wahrscheinlicher. Zudem notiert der CO₂-Preis am EU ETS seit geraumer Zeit stabil über 40 €/t.

Ein Kohleausstieg bis 2030 in Verbindung mit höheren EU ETS CO₂-Preisen lässt das Strompreisniveau unter fundamentalen Gesichtspunkten steigen. Diese Entwicklungen führen in Deutschland bereits in 2030 zu einem höheren Bedarf an Gaskraftwerken und langfristig 2035/40 zu deutlich mehr EE-Kapazitäten. Eine direkte Konsequenz sind spürbar geringere CO₂-Emissionen der Stromerzeugung in 2030. Erwartbar sind allerdings auch höhere Marktwerte Wind Onshore und PV, da sich ein höheres Strompreisniveau in Verbindung mit einem geringeren Grundlastsockel positiv auf die Erlösoptionen Erneuerbarer auswirkt.

Das Preisniveau am EU ETS wird in den kommenden Jahren einer der zentralen Treiber des künftigen Strompreisniveaus sowie der strukturellen Veränderungen am Strommarkt sein und spielt demzufolge eine wesentliche Rolle bei der Profitabilität und Bewertung der verschiedenen Erzeugungstechnologien. Insbesondere für Kohlekraftwerke, neue Gaskraftwerke und EE-Anlagen könnten sich bei einem dauerhaft hohen CO₂-Preis und einem zunehmend kohleunfreundlichen regulatorischen Umfeld strategische Fragestellungen wie Weiterbetrieb, Investitionsstrategien und das Gebotsverhalten in den jeweiligen Auktionen (Stilllegung bei Steinkohle, Zubau bei EE) neu stellen. Ein Zubau neuer gasgefeuerter Erzeugungsanlagen rückt bereits bis 2030 ins Blickfeld.

Im aktuellen enerviews werden diese Entwicklungen mittels Szenarioanalyse abgebildet und die Auswirkungen für die Prognosejahre 2030, 2035 und 2040 quantifiziert. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Für weitere Informationen und Rückfragen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung.

20. April 2021

Photovoltaik-Freiflächenausschreibung

Mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz 2021 wurden einige wichtige Ausschreibungsregeln für Photovoltaik-Freiflächen angepasst, die den Wettbewerb in den kommenden Jahren prägen werden. Es existieren nun zwei Ausschreibungssegmente für Photovoltaik: Freiflächen-Anlagen (1. Segment) und Aufdach-Anlagen (2. Segment).

Dieser enerviews gibt Ihnen einen kurzen Überblick zu den wichtigsten Informationen über die Photovoltaik-Freiflächenausschreibungen. Die Schwerpunkte liegen dabei auf der Regulatorik und Wettbewerbsanalyse.

Die wichtigsten drei Fakten seien hiermit vorweggenommen:

Die maximale Gebotsgröße für Freiflächenanlagen beträgt nun 20 MW, wodurch tendenziell größere EEG-geförderte Projekte realisiert werden könnten.
Der Höchstwert für Gebote beträgt nur noch 59 €/MWh.
Die nächste Ausschreibung findet am 1. Juni mit einem Volumen von 510 MW statt.

Die Effekte dieser neuen Rahmenbedingungen adressieren wir in unseren PV-Auktionsstudien, in denen umfangreiche Informationen zur erwarteten Wettbewerbsintensität verarbeitet werden.

Der wichtigste Input ist dabei unser PV-Projekt-Datensatz, der als Grundlage für eine stochastische Auktionsmodellierung dient, mit welcher die Zuschlagswahrscheinlichkeit in Abhängigkeit des Gebotswertes in der Ausschreibung prognostiziert wird. Dadurch kann die Gebotshöhe entsprechend dem Risikoappetit angepasst werden.

Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Zurzeit aktualisieren wir unseren PV-Projekt-Datensatz und werden Sie bei Bedarf in Kürze mit Wettbewerbsanalysen und Auktionsstudien zur nächsten Ausschreibungsrunde unterstützen können.

Für weitere Informationen und Rückfragen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung.

23. März 2021

Europäische Herkunftsnachweise für Grünstrom – Preisprognosen in eine ungewisse Zukunft

Europäische Herkunftsnachweise (HKN) für Grünstrom (Guarantees of Origin, GoO) werden von Verbrauchern und Energieversorgern dazu genutzt, ihren eingekauften bzw. verbrauchten grünen Strom zu zertifizieren. Mit dem Herkunftsnachweis wird dokumentiert, dass eine Megawattstunde Grünstrom (d. h. Strom aus erneuerbaren Energien), tatsächlich produziert und dem Verbraucher zugeordnet wurde. Der Handel von HKN ist vom Strommarkt entkoppelt und stellt einen separaten Markt dar, welcher daher einer eigenen Analyse bedarf.

In Deutschland dürfen HKN nur für solchen Grünstrom herausgegeben werden, der keine EEG-Förderung erhalten hat. Aus diesem Grund sind HKN insbesondere bei der Bewertung von PPA- und Post-EEG-Projekten von Relevanz. Die Umsätze durch den Verkauf der ausgegebenen HKN können die Rentabilität dieser Projekte maßgeblich beeinflussen.

Für den europäischen HKN-Markt lässt sich anhand von Langfrist-Szenarien eine Prognose zukünftiger Preis- und Mengenentwicklungen von HKN vornehmen. Der HKN-Preis-Forecast von enervis nutzt dafür einen modellbasierten Ansatz zur Prognose von technologie- und regionsspezifischen HKN-Preisen und HKN-Mengen. Diese Preisszenarien sind mit dem enervis Strommarktmodell gekoppelt und können zur Bewertung der oben genannten Projekte verwendet werden. Das HKN-Modell von enervis deckt einen Großteil der relevanten europäischen Strommärkte ab.

Ziel dieses enerviews ist es, Ihnen einen kurzen Überblick über den aktuellen Stand des europäischen HKN-Markts zu geben und Ihnen den HKN-Preisforecast von enervis vorzustellen.

Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Für weitere Informationen und Rückfragen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung und laden Sie hiermit auch herzlich zu unserem kostenfreien Webinar am 25. März 2021 ein, in dem der europäische HKN-Markt detailliert beleuchtet wird.

23. Februar 2021

Status quo: Marktparität von PV und Onshore-Wind in Europa – Update 2021

Im Jahr 2020 ist das Interesse an förderungsfreien EE-Projekten und Power Purchase Agreements (PPA) in europäischen Märkten trotz Coronapandemie hoch. Insgesamt wurden rund 12 GW an Wind und PV-Projekten außerhalb von Fördersystemen angekündigt. Dabei müssen Chancen und Risiken einer entsprechenden Investition bzw. eines Vertragsabschlusses sorgfältig abgewogen werden. Tiefergehende Analysen dazu zeigen wir auch dieses Jahr wieder in unserem Market Parity Report.

Hierfür ist die Betrachtung des aktuellen wie zu erwartenden Stromgroßhandelspreisniveaus und insbesondere des Niveaus der technologiespezifischen Marktwerte im Verhältnis zu den Vollkosten (LCOE) relevant. Neben einer Einschätzung zukünftiger Kannibalisierungseffekte infolge zunehmender EE-Durchdringung und damit einhergehender Reduktion von absoluten Marktwerten sind u.a. Technologie- und Wetterrisiken, aber auch mögliche Chancen bei der individuellen Bewertung zu berücksichtigen.

Geringe Strompreise im Großhandel und folglich niedrigere Marktwerte von PV und Onshore Wind wurden im vergangenen Jahr u. a. durch pandemiebedingte Nachfrageeffekte sowie ein allgemein geringes Gaspreisniveau verursacht. Die zugrundeliegenden Faktoren haben sich bereits im 2. Halbjahr 2020 zum Teil sehr deutlich erholt. Gehandelte Futures in den Terminmärkten für Strom bestärken die Aussicht auf eine kurzfristige Erholung der Strompreise und damit Marktwerte auf vorpandemischem Niveau.

In Kombination mit weiterhin sinkenden technologiespezifischen Vollkosten (LCOE) ist deshalb eine steigende Anzahl an europäischen Märkten attraktiv für EE-Projekte außerhalb von Förderregimen sowie PPAs.

Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Gerne stehen wir Ihnen für Diskussionen oder Rückfragen zur Verfügung. Wir freuen uns auf Ihre Rückmeldung.

8. Dezember 2020

World Energy Outlook 2020

Kürzlich ist der aktuelle World Energy Outlook (WEO) der Internationalen Energieagentur erschienen. Der WEO ist eine der globalen Leitstudien und anerkannte Bewertungsgrundlage für Preisentwicklungen auf den weltweiten Energie- und Strommärkten. Auch für die enervis Strompreisprognosen sind diese Projektionen eine wichtige Datengrundlage und Referenz.

In den Prognoseszenarien des diesjährigen WEO steht insbesondere die langfristige Gas- und CO₂-Preisentwicklung im Fokus.

Ausgehend von sich weiter verstärkenden Klimaschutz- und CO₂-Minderungsmaßnahmen wird eine zunehmend geringere Nachfrage nach fossilen Energieträgern prognostiziert. Überkapazitäten und unterstellte hohe Reserven im Gasmarkt drücken zudem auf das Preisniveau.

Auch infolge einer konsequenten Umsetzung des EU Green Deals und spürbaren Maßnahmen zur Erreichung der Treibhausgasneutralität bis 2050, werden im Vergleich zum WEO 2019 geringere Gas- und höhere CO₂-Preise in der EU prognostiziert. Daneben gewinnen im Gasmarkt verstärkend Low Carbon Gase wie Biogas und Wasserstoff an Bedeutung und substituieren teilweise Erdgas im Strommarkt. Flankierend gewinnen auf Investorenseite ökologisch nachhaltige Investments weiter an Bedeutung und beeinflussen demzufolge das Investitionsverhalten.

Besonders die Gaspreisentwicklung ist einer der zentralen Treiber des künftigen Strompreisniveaus und spielt daher eine wesentliche Rolle bei der Profitabilität und Bewertung der Erzeugungstechnologien. Die Prämissen des WEO 2020 implizieren eine deutliche negative Korrektur auf die langfristige Strompreisentwicklung und die Marktwerte Erneuerbarer im Vergleich zum WEO 2019. Für Kohlekraftwerke und für EE-Anlagen könnten sich in einem Szenario mit dauerhaft niedrigem Gaspreis wesentliche strategische Fragestellungen mit Blick auf den Weiterbetrieb, Investitionsstrategien und das Gebotsverhalten in den jeweiligen Auktionen (Stilllegung bei Steinkohle, Zubau bei EE) neu stellen.

Wir haben unsere enervis Strommarktszenarien mit den Annahmen des WEO 2020 aktualisiert und liefern Ihnen gern entsprechende Analysen und Bewertungen.

In diesem enerviews+ geben wir Ihnen eine detaillierten Einblick. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Gerne stehen wir Ihnen für Diskussionen oder Rückfragen zur Verfügung. Wir freuen uns auf Ihre Rückmeldung.

17. November 2020

Rückenwind für die Windenergie in Süddeutschland?

Mit der EEG-Novelle 2021, die das Kabinett am 23.09.2020 beschlossen hat, führt der Gesetzgeber neue Steuerungselemente ein, mit denen die großen regionalen Unterschiede im Ausbau von Windenergie an Land in den kommenden Jahren aus- bzw. angeglichen werden sollen. Dabei spielen insbesondere zwei Instrumente eine entscheidende Rolle: Eine Südquote für einen vorrangigen Zuschlag von Süd-Standorten in den Wind-Ausschreibungen der BNetzA und die Erweiterung des Referenzertragsmodells auf bis zu 60 % Standortgüte bei gleichzeitiger Erhöhung des zugehörigen Korrekturfaktors auf 1,35.

Beide Instrumente sollen dabei dem bisher stockenden Ausbau von Windenergie an Land in Süddeutschland entgegenwirken. Eine regionale Verteilung des Zubaus hat dabei folgende Vorteile: Auf der einen Seite den Energiebedarf in den Südbundesländern besser zu decken und somit das Netz zu entlasten auf der anderen Seite würde die Akzeptanzfrage breiter adressiert werden, da dann nicht mehr der Großteil der Installationen in den Nordbundesländern stattfinden würde.

Im Rahmen dieses enerviews versuchen wir die neuen Instrumente und ihre Potenziale im Detail zu bewerten. Den weiteren Gesetzgebungsprozess werden wir genauestens verfolgen und können Sie bei Bedarf mit tiefergehenden Analysen zur Weiterentwicklung Ihrer Geschäftsbereiche unterstützen.

In diesem enerviews+ geben wir Ihnen eine detaillierten Einblick. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Darüber hinaus wollen wir Sie darauf hinweisen, dass wir im Windbereich am 19.11.2020 um 14:00 Uhr ein kostenpflichtiges Webinar zu den Erlösoptionen im Weiterbetrieb veranstalten werden. Hier geht es zur Anmeldung.

Gerne stehen wir Ihnen für Diskussionen oder Rückfragen zur Verfügung. Wir freuen uns auf Ihre Rückmeldung.

EEG 2021

Mit dem Klimaschutzschutzprogramm 2030 wurde im letzten Jahr das Ziel definiert, im kommenden Jahrzehnt den Anteil Erneuerbarer Energien im Stromsektor auf 65% zu steigern. Dieses Ziel kann jedoch aller Wahrscheinlichkeit nach nicht mit dem aktuellen regulatorischen Rahmen erreicht werden. Daher plant die Bundesregierung eine umfangreiche Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes noch in diesem Jahr. Der Referentenentwurf liegt enervis vor und wird aktuell energiewirtschaftlich bewertet.

Wir geben Ihnen einen Überblick zu den wichtigsten geplanten Neuerungen bei den Ausschreibungen für die Förderung Erneuerbarer Energien Anlagen.

Der Referentenentwurf des EEG 2021 umfasst durchaus einige erfreuliche Regelungen aus Sicht von Investoren in Erneuerbare Energien. Die Ausschreibungsvolumina für die Technologien Biomasse, Photovoltaik und Wind an Land werden ausgeweitet. Für die Windenergie macht sich diese Erhöhung jedoch erst in der zweiten Hälfte der 2020er Jahre bemerkbar. Größter Profiteur der Gesetzesnovelle wäre die Freiflächenphotovoltaik, für welche die Ausschreibungsvolumina ab 2022 fast verdreifacht würden.

Das Segment der Photovoltaik-Aufdachanlagen wächst bis 2028 auf 1,2 GW pro Jahr an. Ab 2025 ist hier für eine EEG-Förderung von Anlagen ab 100kW die Ausschreibungsteilnahme erforderlich, mit der nach aktuellem Stand ein Verzicht auf Eigenverbrauch einhergeht.

Besondere Chancen ergeben sich auch durch die Einführung von Privilegien für Anlagen in Südregionen, von welchen insbesondere Wind an Land und Biomasse profitieren könnten. Bei Wind geht dies noch mit der Erhöhung der Korrekturfaktoren auf 1,35 für eine erweiterte 60%-Standortgüte einher.

Den weiteren Gesetzgebungsprozess werden wir genauestens verfolgen und können Sie bei Bedarf mit tiefergehenden Analysen zur Weiterentwicklung Ihrer Geschäftsbereiche unterstützen.

In diesem enerviews+ geben wir Ihnen eine detaillierten Einblick. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Gerne stehen wir Ihnen für Diskussionen oder Rückfragen zur Verfügung. Wir freuen uns auf Ihre Rückmeldung.

Commodities und Strompreise

Seit 2018 befindet sich der Gaspreis im Sinkflug. Der CO₂-Preis notiert seit geraumer Zeit wieder deutlich über 20 €/t. Diese Entwicklungen spiegeln sich auch im Börsenstrompreis und in der Profitabilität der unterschiedlichen Stromerzeugungstechnologien wider.

Allerdings gehen viele Commodity-Preisprognosen von langfristig wieder deutlich steigenden Notierungen aus. Ein Blick in die Vergangenheit lässt erkennen, dass dies nicht zwangsläufig so sein muss. Eine berechtigte Frage ist demzufolge: Was passiert, wenn nichts passiert und die Commodity-Preise auch langfristig auf dem derzeitigen Level notieren?

Fundamentale Marktanalysen und Strompreisprognosen zeigen, dass die Kernenergie- und Kohleausstiegspfade in Deutschland und Europa in Verbindung mit steigenden CO₂– und Brennstoffpreisen das Strompreisniveau in der Regel steigen lassen. Sollten die Commodity-Preise allerdings langfristig auf dem heutigen Niveau verharren, drückt das den Börsenstrompreis spürbar und damit u.a. die Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken und die Marktwerte Erneuerbarer sehr deutlich und empfindlich.

Die Gaspreisentwicklung ist daher einer der zentralen Treiber des künftigen Strompreisniveaus und spielt eine wesentliche Rolle bei der Profitabilität und Bewertung der Erzeugungstechnologien. Insbesondere für Kohlekraftwerke und für EE-Anlagen könnten sich in einem Szenario mit dauerhaft niedrigem Gaspreis wesentliche strategische Fragestellungen mit Blick auf den Weiterbetrieb, Investitionsstrategien und das Gebotsverhalten in den jeweiligen Auktionen (Stilllegung bei Steinkohle, Zubau bei EE) neu stellen.

In diesem enerviews+ geben wir Ihnen eine detaillierten Einblick. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Gerne stehen wir Ihnen für Diskussionen oder Rückfragen zur Verfügung. Wir freuen uns auf Ihre Rückmeldung.

23. Juli 2020

Farbiger Wasserstoff

Häufig wird im Zusammenhang mit dem doch farblosen Gas Wasserstoff eine kennzeichnende Farbe als Herkunftsbeschreibung genannt. Wasserstoff, welcher mit erneuerbarem Bezugsstrom per Elektrolyse produziert wird, wird als grün bezeichnet. Basiert dieser auf der Dampfreformierung von Erdgas, ist von grauem Wasserstoff die Rede. Wird das dabei entstehende Kohlenstoffdioxid mit Carbon Capture and Storage abgefangen und gespeichert, wird der Wasserstoff blau. Weitere Klassifizierungen umfassen türkis, also die thermische Spaltung von Erdgas, bei dem der Kohlenstoff als Feststoff anfällt oder auch weiß, wenn Wasserstoff als Nebenprodukt anfällt.

Aktuell basiert die Produktion von Wasserstoff hauptsächlich auf fossilen Energieträgern wie Erdgas, Öl und Kohle und resultiert somit in hohen CO₂-Emissionen. Der Wechsel zur erneuerbaren Alternative ist ein wichtiges Schlüsselelement der Dekarbonisierung in Deutschland und auch weltweit. Bestimmte industrielle Hochtemperaturprozesse lassen sich elektrifiziert nur teuer und aufwändig realisieren. Außerdem benötigt der Schwer- und Langstreckentransport klimaneutrale Alternativen. Wasserstoff bietet die Möglichkeit, fluktuierenden Wind- und Solarstrom zu speichern bzw. zu synthetischen Kraftstoffen weiterzuverarbeiten oder als Grundstoff in der chemischen Industrie eingesetzt zu werden.

Die Umwandlungsanlagen sind zurzeit aber noch sehr kostenintensiv und von hohen Umwandlungsverlusten geprägt. Die nachhaltige Erzeugung von Wasserstoff mittels grünem Bezugsstrom und Elektrolyse wird noch als unwirtschaftlich eingestuft. Dies kann sich aber mit steigenden CO₂-Preisen, steigenden Wirkungsgraden und Volllaststunden sowie sinkenden Investitions- und Betriebskosten für die Elektrolyseure ändern. Unerlässlich bleibt aus heutiger Sicht der Einsatz von Fördermaßnahmen um einen erfolgreichen Markthochlauf für grünen Wasserstoff zu ermöglichen. Hierfür müssen sowohl die richtigen Investitionsanreize als auch Nachfrageimpulse geschaffen werden. Der Ausbau und die Verwendung des deutlich günstigeren blauen Wasserstoffs können zeitgleich für die Hemmung des grünen Wasserstoffs sorgen. Die Entwicklung von Märkten und Angeboten ist ungewiss bei einer andauernden Konkurrenz von grünem und blauem Wasserstoff. Dies wird vor allem im internationalen Handelskontext eine Rolle spielen. Überdies stellt sich die Wirtschaftlichkeit des blauen Wasserstoffs zwar schneller ein, der Fokus liegt damit aber mehr auf der CO₂-Reduzierung an sich und nicht auf der Reduktion vom Einsatz fossiler Rohstoffe.

In diesem enerviews+ geben wir Ihnen eine detaillierten Einblick. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Darüber hinaus veranstalten wir am 06.08.2020 von 14:00 – 15:00 Uhr ein kostenfreies Webinar zu diesem Thema. Hier geht es zur Anmeldung.

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Polen: Forcierte Energiewende mangels Alternativen

Im Zuge der COVID-19 Pandemie fokussieren insbesondere institutionelle Investoren ihre Aktivitäten wieder stärker auf EE-Neubauprojekte in Förderregimen. Hier sticht derzeit vor allem Polen als Zielmarkt hervor.

Der Hintergrund: Polen steht unter hohem Druck den Ausbau Erneuerbarer Energien voranzutreiben – mangels Alternativen. Durch einen überalterten Kohlekraftwerkspark, verfehlte Erneuerbaren-Ziele sowie hohe Stromgroßhandelspreise stehen die Zeichen auf Grün.

Die Anreize: Die polnische EE-Auktionsrunde im Dezember 2019 war die größte in Europa und wird die installierte Wind Onshore Leistung bis Ende nächsten Jahres von rund 6 GW auf bis zu 9 GW ansteigen lassen. In der diesjährigen Auktion sind die Weichen für eine Dominanz von PV-Freiflächen gestellt – eine auf Grund strenger Abstandsregeln brachliegende Wind Onshore Pipeline wird diesen Trend in den kommenden Auktionen noch verstärken. Erst kürzlich wurde angekündigt das Förderregime bis zum Jahr 2026 zu verlängern.

In diesem enerviews+ geben wir Ihnen eine detaillierten Einblick. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

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Covid-19 and the impact on PPAs in Spain: economic and legal consequences

In the past years, the Spanish power market has become the epitome of subsidy-free renewables in Europe. With rising wholesale power prices and plummeting cost for large-scale PV, the Spanish market has built up an impressive subsidy-free pipeline. In 2018 and 2019, wholesale market revenues of PV projects exceeded levelized cost of generation (LCOE) by up to 30 €/MWh.

Against this backdrop, more than four GW of solar PV projects signed a power purchase agreement (PPA) in 2019. Three more GW of PV and onshore wind projects reported ongoing negotiations to close PPAs in the near future.

ICC Spain, Rödl & Partner and enervis have published a publication on this topic. If you would like to learn more about it, please download the publication below.

28. April 2020

Neue Chancen durch die Innovationsausschreibung

Neue Chancen durch die Innovationsausschreibung

Am 1. September 2020 steht die erste Innovationsausschreibung als technologieoffene Auktion für die Förderung von neuen Erneuerbare Energie Projekten an. Gegenüber den bisherigen Ausschreibungen bestehen einige neue Gestaltungsmerkmale: Die EEG-Förderung wird über eine fixe Marktprämie laufen, die zusätzlich zu Strommarkterlösen gezahlt wird (jedoch nur für Stunden mit nicht negativen Strompreisen). Besondere Privilegien kommen Anlagenkombinationen zu, was insbesondere die Investition in Batteriespeicher attraktiv macht. Außerdem sollen bei einer Unterzeichnung der Ausschreibung nur 80% der Gebote bezuschlagt werden.

Diese neuen Regelungen bieten lukrative Chancen für Projektentwickler, stellen jedoch auch Herausforderungen an die energiewirtschaftliche Bewertung der Anlagen: Wie sind die zu erwartenden Erlöse zu kalkulieren? Ist es sinnvoll Strommarkterlöse über einen PPA abzusichern? Wie lässt sich ein Batteriespeicher in einer Anlagenkombination energiewirtschaftlich bewerten und optimieren? Was ist bei der Ausschreibung hinsichtlich der Gebotspreise und der Gebotsmengen zu erwarten?

Strommarktszenarien, Auktionsmodellierungen, sowie umfangreiche Datensätze zu Wind und Photovoltaik Projekten in der Entwicklung sind dabei hilfreiche Werkzeuge, um Antworten auf diese Fragen zu finden.

In diesem enerviews+ geben wir Ihnen eine detaillierten Einblick. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

Darüber hinaus veranstalten wir am 28.05.2020 von 10:00 – 13:00 Uhr ein Online-Seminar zu diesem Thema. Hier geht es zur Anmeldung.

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24. März 2020

Wärmestrategie im Fokus

Wärmestrategie im Fokus

„Die Wärmewende wird vor Ort umgesetzt.“ Dieser vielfach verwendete Satz stellt die Kommunen, kommunalen Unternehmen und Energieversorger vor große Herausforderungen. Nur ein Teil des Wärmemarktes liegt im direkten Einflussbereich dieser Akteure. Große Teile der Wärmeversorgung sind über frei handelbare Energieträger erschlossen (Strom, Gas, Öl, Holz). Die Wahl des Heizsystems als auch die Wahl des Versorgungsproduktes – auf grüner oder fossiler Basis – obliegt ausschließlich dem Endkunden. Daher sind die regulatorischen Vorgaben auf Bundesebene ebenfalls maßgeblich verantwortlich, ob die Wärmewende vor Ort gelingen kann.

Die Entwicklung einer robusten Wärmestrategie für Kommunen und Energieversorger ist für eine erfolgreiche Wärmewende erforderlich. Allerdings müssen hierbei auch die Effekte der bundespolitischen Rahmenbedingungen auf die eigene Region betrachtet werden. Welche Effekte wird der non-ETS Preis auf den regionalen Wärmemarkt haben? Wie wirken sich unterschiedliche Sanierungsraten aus? Welche Rolle spielt die Gebäudestruktur oder der Industrieanteil? Letztlich müssen die möglichen Wärmestrategien in verschiedenen Szenarien robust dastehen und eine solide Positionierung des Energieversorgers sicherstellen. Gleichzeitig können der Kommune die wesentlichen Hemmnisse aufgezeigt werden, die eine Wärmewende noch auf kommunaler Ebene verhindern.

Der Wärmemarkt ist von langfristigen Investitionen in die Anlagen der Wärmeerzeugung und in die Netze der verschiedenen leistungsgebundenen Energieträger geprägt. Diese Investitionen bestimmen auf Jahrzehnte, welche Wärmemarktstrategie verfolgt wird. Eine Wärmemarktstudie kann dabei schnell aufzeigen, welche Strategie zukünftig verfolgt werden sollte, welche Ziele in der Kommune sinnvoll erreicht werden können und welchen Anteil die kommunalen Unternehmen oder der Energieversorger dazu beitragen können.

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Covestro Press Release

enervis was happy to advise Covestro in succesfully signing the world’s largest corporate PPA for offshore wind energy.

28. Januar 2020

Status quo: market parity of PV and onshore wind in Europe – Update 2020

Market Parity of PV and Onshore Wind in Europe

Das Interesse an corporate und utility PPA in Europa ist hoch. Im Jahr 2019 wurde eine Pipeline von rund 51 GW an EE-Projekten außerhalb eines Förderregimes angekündigt.

Diese Pipeline wurde nicht zuletzt durch den starken Preisanstieg der europäischen Stromgroßhandelsmärkte im Jahr 2018 befeuert. Steigende CO₂- und Brennstoffpreise ließen die Stromgroßhandelspreise im Schnitt um 21% steigen. 2019 kehrte sich dieser Trend wieder teilweise um, v.a. durch ein niedriges Gaspreisniveau im Zuge des letzten und aktuell milden Winters. Doch auch im Jahr 2019 zeigte sich, dass in einer Vielzahl europäischer Strommärkte die Marktparität für PV oder Onshore Wind erreicht wurde. Prämien von bis zu 20 €/MWh auf die annuitätischen Vollkosten für große PV-Freiflächenanlagen verzeichneten die Märkte in Griechenland, Spanien, Portugal und Italien.

Die angekündigten nationalen Ausstiege aus Kohle- und Kernenergie, sowie ein steigender CO₂-Preis deuten auf einen weiter steigenden Trend der Großhandelspreise – bei gleichzeitig sinkenden Vollkosten erneuerbarer Energien – hin. Die Entwicklung im vergangenen Jahr zeigt jedoch auch, wie groß das brennstoffpreisinduzierte Risiko im Stromhandel ist. Ambitioniertere EE-Ziele und eine steigende PPA-Pipeline in Europa werden mittel- bis langfristig preisdämpfend wirken.

In diesem enerviews+ geben wir Ihnen eine detaillierten Einblick. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

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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.

European Power Market Outlook

European Power Market Outlook

Deutsche und europäische Strompreise auf Großhandelsebene sind in den vergangenen Jahren deutlich angestiegen. Die gleichzeitig stark gesunkenen Vollkosten Erneuerbarer Energien, teilweise unterhalb aktueller Marktwerte, befeuern die PPA Projektpipeline. Welche Rückwirkungen sind dadurch auf den Strommarkt erwartbar?

In diesem enerviews+ geben wir Ihnen einen Überblick über die zentralen Treiber und Trends europäischer Strommärkte sowie einen qualitativen Outlook.

Gerne stehen wir Ihnen für Diskussionen oder Rückfragen zur Verfügung. Wir freuen uns auf Ihre Rückmeldung. Fragen Sie hier den ausführlichen enerviews+ an.

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