In den Morgen- und Abendstunden des 26.06.2024 sorgten extreme Preisspitzen für eine unangenehme Überraschung. Neben den hohen Preisen war weiterhin bemerkenswert, wie niedrig die Preise in den Stunden tagsüber lagen, als strahlender Sonnenschein dem deutschen Markt eine erhebliche PV-Einspeisung bescherte. Auch wenn in diesem Fall vermutlich ein technischer Fehler vorausgegangen war und Preisspreizungen in der Höhe die Ausnahme bleiben, nehmen Preisschwankungen an den Strommärkten zukünftig weiter zu. Durch den EE-Zubau wird es immer häufiger zu einem Wechsel zwischen sehr geringen Preisen (in Zeiten hoher EE-Erzeugung) und hohen Preisen (wenn Gas- oder Wasserstoffkraftwerke zur Deckung der Nachfrage benötigt oder sogar knapp werden) kommen.

Zur Senkung ihrer Strombezugskosten und Erhöhung ihrer Wettbewerbsfähigkeit können Verbraucher flexibel auf diese Preisschwankungen reagieren und ihre Last aus Zeiten hoher Preise in günstigere Phasen verschieben. Für den Einsatz solcher Lastflexibilitäten sind mögliche Business Cases zu evaluieren und die wirtschaftlichen, technischen und organisatorischen Voraussetzungen adäquat zu berücksichtigen.

Auf Grundlage der enervis Strommarktszenarien und Tools zur Abbildung von Produktionsprozessen zeigen wir in diesem enerviews+, dass die Einsparpotenziale durch Lastverschiebung schon heute erheblich sind und in Zukunft stark zunehmen werden. In welchem Umfang diese wirtschaftlichen Möglichkeiten genutzt werden können, hängt von den individuellen technischen und organisatorischen Gegebenheiten ab. Ein intensiver Austausch mit Industrieunternehmen zu dem Thema zeigt, dass häufig schon großes technisches Flexibilitätspotenzial in den Anlagen schlummert, aber bisher häufig nur eingeschränkt genutzt wird.

Gründe dafür liegen in den Anforderungen dieser Anlagen, bei denen einerseits komplexe Produktionsketten und vertragliche Lieferverpflichtungen und andererseits die Netzentgelte eine zentrale Rolle spielen, die teilweise entgegengesetzte Anreize zu einer flexiblen Fahrweise darstellen. Berücksichtigt man jedoch gleichzeitig Strombeschaffungskosten und Netzentgelte bei gegebenen technischen und organisatorischen Möglichkeiten, kann Lastverschiebung schon heute in vielen Fällen erhebliches Einsparpotenzial in den gesamten Strombezugskosten ermöglichen.

Einen Einblick in die Perspektiven und Chancen für den Einsatz von Lastflexibilität sowie unsere Ansätze und Bewertungstools für mögliche Business Cases geben wir Ihnen in unserem aktuellen enerviews+. Fragen Sie unseren enerviews+ hier an.

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

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Die Verabschiedung des Solarpakets 1 im Mai 2024, das einen Teil der breit angelegten PV-Strategie der Bundesregierung bildet, hat bedeutende Auswirkungen für die Freiflächen-PV und besondere PV-Anlagen wie Agri- und Floating-PV. Nach Verzögerungen im Gesetzgebungsprozess führen die regulatorischen Neuerungen nun zu einer Neuordnung der Rahmenbedingungen für die EEG-Ausschreibungen für PV des 1. Segments.

Durch die Öffnung weiterer benachteiligter Gebiete in Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern und Schleswig-Holstein werden große Flächen nach dem EEG förderfähig. Auch die Anhebung der Gebotsgrenze von 20 MW auf 50 MW schafft Raum für mehr Projekte, an den Ausschreibungen teilzunehmen. Weiterhin wird die Vergütung für besondere PV-Anlagen, wozu insbesondere hoch aufgeständerte und vertikale Agri-PV-Anlagen zählen, neu aufgestellt und in das 1. Segment integriert.

Im aktuellen enerviews+ nehmen wir eine erste Analyse der im Solarpaket 1 enthaltenen Regelungen und ihrer Auswirkungen auf die Wettbewerbsverhältnisse in den kommenden Ausschreibungsrunden vor.

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Das sinkende Futures-Preisniveau trotz steigender CO₂- und Erdgaspreise weist auf einen deutlichen, antizipierten Ausbau erneuerbarer Energien hin. Die aktuellen Überschüsse im CO₂-Handel erklären zwar das aktuelle Preisniveau, passen aber nicht zu den europäischen Klimaschutzzielen.
Dieser enerviews gibt einen szenariobasierten Einblick, wie sich Strompreise entwickeln könnten, sollte der CO₂-Preis bis 2030 wieder deutlich ansteigen.

Unser Strommarktszenario „Current Efforts“ erwartet aufgrund der angeschärften Klimaschutzziele einen Anstieg des CO₂-Preises auf knapp unter 150 €/t bis zum Jahr 2030. Dieser wird im aktuellen Terminmarkt jedoch nicht reflektiert.

Auch wenn der Terminmarkt keinen signifikanten Anstieg der CO₂-Preise in den kommenden Jahren erwartet, ergibt sich daraus ein Aufwärtspotenzial für die mittelfristige Strompreisentwicklung. Allerdings birgt die zukünftige Entwicklung des CO₂-Preises nicht nur fundamentale, sondern auch hohe regulatorische Risiken.

In diesem Kontext bietet enervis aktuelle Strommarktszenarien sowie Commoditypreissensitivitäten und berät im Kontext Gebotsstrategien und PPA-Bewertung.

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Großbatteriespeicher boomen! Im Jahr 2024 wird ein Zubau an Großbatteriespeicher wie noch nie zuvor erwartet. Die volatilen und hohen Strompreise sowie Degression bei den Investitionskosten und technische Weiterentwicklung befördern ihren Durchbruch. Aktuelle Wirtschaftlichkeitsanalysen von enervis zeigen, dass valide Business Cases existieren und Großbatterien am Markt rentabel sind. Zudem ist aktuell auch regulatorisch eine größere Bewegung zu beobachten, den Ausbau von Batteriespeichern stärker anzureizen.

In diesem enerviews+ wird neben den aktuellen Marktentwicklungen und einem Blick in die historischen Erlöse eines 2-Stunden-Speichers auch unser neues bankable Online-Tool enerStorage Pro vorgestellt – das erste und einzige seiner Art für den deutschen Markt.

Mit dem neuen Tool können Sie Ihren stand-alone Batteriespeicher selbstständig und schnell bewerten. Es erwartet Sie eine nutzerfreundliche und intuitive Nutzeroberfläche, mit der Sie Ihr Projekt erstellen und individuell konfigurieren können. Über eine Projektsimulationslogik können Sie die optimale Auslegung Ihres Projektes ermitteln und konkrete Speicherkonfigurationen miteinander vergleichen.

Egal, in welchen Projektphasen Sie sich befinden:

• Finden Sie die optimale Konfiguration für Ihre individuellen Rahmenbedingungen.
• Nutzen Sie die bankable Erlösprognosen von enervis als Basis Ihrer Einsatzoptimierung, Projektbewertung und zur Finanzierungsstrukturierung.
• Identifizieren Sie optimale Erlösmärkte und optimieren Sie die Projektrendite.
• Keine Einarbeitungszeit, zuverlässig und kosteneffizient

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Für Rückfragen stehen wir selbstverständlich gern zur Verfügung.

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Nach dem Rekordjahr 2022 kam es 2023 zu einem deutlichen Preisrückgang an den europäischen Strommärkten, gleichzeitig hat die Anzahl negativer Strompreise ein neues Rekordhoch erreicht. Diese und weitere Trends beleuchten wir in unserem kostenlosen Marktreport: Renewable Power Market Update 2024.
In vielen Ländern erinnerte das Preisniveau gegen Ende des Jahres an die Zeit vor der Energiekrise. Getrieben wurde diese Normalisierung vor allem durch den starken Rückgang der Erdgaspreise, aber auch der kontinuierliche Ausbau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten in Verbindung mit einer geringen Nachfrage trug zu sinkenden Strompreisen bei.

Der fortschreitende Ausbau der Erneuerbaren ging im letzten Jahr außerdem mit einem Rückgang der Marktwertfaktoren einher. Nach einem Rekordhoch im Jahr 2022 erreichte der Marktwertfaktor für Photovoltaik in einigen Ländern im vergangenen Jahr einen historischen Tiefstand. Die Marktwertfaktoren für Windenergieanlagen waren weniger stark von der Kannibalisierung betroffen und blieben 2023 in fast allen Ländern über 80 %. Obwohl die Marktwertfaktoren für PV-Anlagen deutlich zurückgingen, lagen sie weiterhin über den Stromgestehungskosten (LCOE). Ein ähnlicher Trend war bei Onshore-Windprojekten zu beobachten, obwohl deren Wirtschaftlichkeit außerhalb eines Förderregimes aufgrund höherer LCOE weniger sicher ist. Angesichts des weiter steigenden Anteils der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und der damit verbundenen Preisvolatilität sind die PPA-Märkte in ganz Europa weiter gewachsen. Die Nachfrage nach Absicherungsinstrumenten ist sowohl bei Stromerzeugern als auch in der Industrie und bei Energieversorgern nach der Energiekrise weiterhin hoch.

Darüber hinaus ist ein altes Thema in die Strommarktdebatte zurückgekehrt. Im Jahr 2023 gab es in vielen Ländern Mittel- und Nordeuropas einen historischen Höchststand an Stunden mit negativen Strompreisen. Dieser Anstieg negativer Stunden markiert den vorläufigen Höhepunkt eines Trends, der seit 2018 zu beobachten ist und in den Jahren 2021 und 2022 aufgrund außergewöhnlicher Marktbedingungen unterbrochen wurde. Die Zunahme der negativen Stunden unterstreicht das komplexe Zusammenspiel verschiedener Faktoren und deren Auswirkungen auf die zukünftige Entwicklung. Einerseits ist davon auszugehen, dass der Ausbau erneuerbarer Kapazitäten die Anzahl negativer Stunden weiter erhöhen und die Marktwerte senken wird. Auf der anderen Seite forcieren sowohl regulatorische Vorhaben als auch verbesserte Marktbedingungen den Ausbau von Flexibilitätsoptionen, die diesen Effekten entgegenwirken sollten.

Die zukünftige Entwicklung von Marktwerten und negativen Preisen wird von diesen und weiteren Faktoren beeinflusst, die in diesem Report eingehend untersucht werden. Wir freuen uns darauf, Sie bei der Entscheidungsfindung in einem sich schnell entwickelnden Marktumfeld zu unterstützen und Ihnen auch in diesem Jahr wieder zur Seite zu stehen.
Den kompletten Report stellen wir Ihnen wie immer kostenfrei nach Anmeldung zur Verfügung. Nähere Informationen finden Sie auch auf unserer Website.

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Die potenziell folgenreichen ACER-Vorschläge zu einem Gebotszonensplitting im deutschen Strommarkt liegen seit 2022 auf dem Tisch und werden derzeit intensiv von den ÜNBs geprüft. Noch bis ins Frühjahr 2024 haben die Netzbetreiber dafür Zeit, dann soll eine Empfehlung an die Bundesregierung ausgesprochen werden, welche dann wiederum innerhalb von sechs Monaten über eine Neuordnung entscheiden soll. Noch steht die Regierung einem solchen Eingriff skeptisch gegenüber. Am Ende droht die EU-Kommission aber, die Sache selbst in die Hand zu nehmen, sollten die Reformbemühungen nicht zu ihrer Zufriedenheit ausfallen.

In einer Kurzstudie wirft enervis einen Blick auf das, was kommen könnte – sollten sich Regierung und Kommission tatsächlich auf eine weitreichende Neuordnung der Gebotszonen einigen. ACER hat verschiedene Konfigurationen vorgeschlagen, von einem Split in zwei bis zu fünf neuen Zonen. Wir schauen uns eine Aufteilung in eine Nord- und Südzone an, entlang der Hauptengpässe im deutschen Netz. Bereits heute beheimatet die unterstellte Nordzone gegenwärtig etwa 35 % der deutschen Stromnachfrage, aber bereits 51 % der deutschen Erzeugung aufgrund der großen Windkraftleistung.

Im Ergebnis zeigt der Norden aufgrund des großen Angebots an Erneuerbaren ein zu erwartendes niedrigeres Preisniveau verglichen mit dem Referenzszenario. Der Preisspread zwischen beiden Zonen beträgt im jährlichen Mittel anfangs etwa 20 €/MWh, wobei der Spread mittelfristig mit dem unterstellten Netzausbau zusammenläuft. Langfristig öffnet sich der Spread jedoch wieder, da der Netzausbau nicht das sich verschärfende Ungleichgewicht zwischen Nachfrage und Erzeugung kompensieren kann. Ein solches Gebotspreiszonensplitting hätte auch starke Auswirkungen auf Markt- und Profilwerte für volatile erneuerbare Erzeugungstechnologien wie Wind und PV.serstoff und seine Derivate sind Schlüsselakteure in der Dekarbonisierung des Energiesystems und bei der Erreichung der deutschen Klimaschutzziele. Die Fortschreibung der Nationalen Wasserstoffstrategie konkretisiert den Weg dorthin und signalisiert ein gestiegenes Ambitionsniveau.

Die entscheidenden Treiber für die Preisspreads zwischen Nord und Süd sind der Netzausbau, die regionale Ansiedlung von zusätzlicher Nachfrage wie Elektrolysekapazitäten und der EE-Zubau in den Zonen.

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