Im April 2023 gab es einige spannende Neuerungen für die Energiemärkte. Die EU stellt die Weichen für ein strenges ETS. Mitte April gingen die letzten Kernkraftwerke vom Netz und somit ist das Ende der Kernkraft in Deutschland besiegelt. Die EU-Plattform für den gebündelten Gaseinkauf nimmt die ersten Angebote entgegen. Die Erneuerbaren liefern trotz suboptimaler Witterungsverhältnisse zuverlässig Strom.

Die Witterung im April 2023 war ungewöhnlich kalt und verregnet in Deutschland. Trotzdem war es kein besonders schlechter Monat für die erneuerbaren Energien. Besonders Wind an Land sorgte mit Einspeisungen bis zu 30 GW immer wieder für einen sehr hohen Anteil an erneuerbaren Strom im Netz. In Summe deckt die Windkraft an Land 22 % des gesamten Energiebedarfes im zurückliegenden Monat. Verglichen mit dem Vorjahr war der April (23 %) ähnlich windreich wie im Jahr 2022.

Die regenreichen Witterungsverhältnisse waren jedoch kein guter Einflussfaktor für die Erzeugung aus solarer Sonnenenergie. Diese lieferte mit 14 % etwas weniger als die Windkraft an Land. Biomasse, Braunkohle und Kernkraft haben hauptsächlich die Grundlast gedeckt. Nach dem Wegfall der Kernkraft Mitte April wurde dieser Anteil hauptsächlich von der Braunkohle aufgefangen. Insgesamt deckte die Braunkohleverstromung gut 21 % des deutschen Strommixes ab und liegt damit knapp hinter der Windkraft. Steinkohle und Erdgas trugen jeweils ungefähr zu 9 % und 8 % bei und liegen damit ungefähr gleich auf.

Abbildung 1: Einspeiseprofil Deutschland nach Energieträgern

Abbildung 1: Einspeiseprofil Deutschland nach Energieträgern (Quelle: Darstellung Energy Brainpool nach ENTSOE Transparency Platform)

EU bereitet Weg für strengeres ETS

Der EU-Rat hat die Reform für das EU-ETS im April 2024 förmlich angenommen. Damit bereitet er den Weg für einen ambitionierteren Klimaschutz bis über die Grenzen der EU hinaus. Doch wie genau soll das funktionieren? Hier ein kurzer Überblick:

Das EU-Emissionshandelssystem (EU-EHS/ETS) stellt eines der wichtigsten Instrumente der EU im Kampf gegen den Klimawandel und zur Erreichung der Klimaneutralität 2050 dar. Es sorgt für die marktwirtschaftliche Bepreisung der Treibhausgas-Emissionen (THG-Emissionen) für ausgewählte Industrien, sodass Anreize zur Effizienzsteigerung und Investition in klimafreundliche Technologien geschaffen werden. Die Effektivität des EU-ETS stand dabei allerdings seit seiner Einführung immer wieder in der Kritik.

Besonders in der zweiten Handelsperiode bildeten sich enorme Überschüsse an Zertifikaten. Den vorläufigen Höchststand erreichte der Zertifikatsüberschuss 2013 mit über zwei Milliarden Zertifikaten. Die Folge war ein wenig ambitionierter und lenkungswirkender Zertifikatspreis. Daraufhin haben die Politiker das ETS weiter reformiert, um seine Effektivität und Resilienz zu stärken. Unter anderem wurden die umstrittenen Anrechnungen durch Certified Emission Reduction (CER) und Emission Reduction Units (ERU) wieder abgeschafft. Sie galten als eine der Ursachen für die hohen Überschüsse. Hier konnten Unternehmen sich bspw. finanzierte Klimaschutzprojekte in Entwicklungsländern im EU-Binnenmarkt anrechnen lassen und haben dafür Zertifikate erhalten. Auch erweiterte die EU das ETS um einen Marktstabilitätsmechanismus. Dieser soll die Anzahl der Zertifikate innerhalb eines Toleranzbereichs halten. Bei einer Über- oder Unterschreitung bestimmter Schwellwerte, schüttet dieser Mechanismus weitere Zertifikate aus oder behält sie ein. Hierdurch soll der Effekt von konjunkturellen Schwankungen wie beispielsweise einer Wirtschaftskrise auf die Zertifikatsnachfrage und damit den Preis abgefedert werden.

Nun hat das Europäische Parlament eine vorläufige politische Einigung über weitere Reformen des ETS errungen. Die Reformen sind Teil des „Fit for 55“- Pakets, dessen erklärtes Ziel das Absenken der THG-Emissionen der EU bis 2030 um 55 % im Vergleich zu 1990 ist.

Eine der weitreichendsten Änderungen des EU-ETS soll der sogenannte Grenzabgabemechanismus (CBAM) sein. Dieser soll verhindern, dass Unternehmen zu verminderten Umweltstandards im Ausland produzieren und ihre dort produzierten Güter in die EU importieren. Der Mechanismus sanktioniert hohe Emissionswerte von eingeführten Waren mit entsprechenden Einfuhrzöllen an den EU-Grenzen. Aktuell ist die schrittweise Einführung des CBAM ab 2026 geplant. Auch die umfassten Bereiche des ETS sollen um die Sektoren Gebäude und Verkehr (sowohl Straßenverkehr als auch Seefahrt) schrittweise erweitert werden. Des Weiteren haben die EU-Politiker die Obergrenzen des ETS so angepasst, dass die Emissionen der umfassten Bereiche um 62 % im Vergleich zu 2005 sinken.

Kritische Stimmen (besonders die der Umweltverbände) monieren schon jetzt, dass die jährliche Reduktion der Zertifikate nicht weit genug gehe, um das 1,5-Grad-Ziel erreichen zu können. Andere befürchten, dass der internationale Markt den Grenzabgabemechanismus als protektionistisch bewerten könnte und Handelskonflikte induzieren wird. Trotz aller Kritik ist die Reform ein großer Schritt in Richtung Klimaneutralität.

Quelle: Veröffentlichungen: Europäischer Rat

Ende der Kernenergie in Deutschland

Es ist vollbracht. In der Nacht vom 15. auf den 16. April gingen die letzten drei deutschen Kernkraftwerke vom Netz. Begleitet wurde das Ganze von hitzigen Debatten mit alten Argumenten. Von Versorgungssicherheit bis Klimaschutz haben die Marktteilnehmer altbekannte Argumente wieder aufgerollt. Doch was ist dran?

Als Folge der Nuklearkatastrophe von Fukushima hat die deutsche Bundesregierung im Jahr 2011 endgültig den Ausstieg aus der nuklearen Stromerzeugung eingeleitet. Dieser sollte bis Ende 2022 mit dem Abschalten von Isar II, Emsland und Neckarwestheim 2 vollzogen sein. Der Ausstieg wurde jedoch aufgrund der Turbulenzen auf den internationalen Energiemärkten in Folge des Ukraine-Russland-Konflikts aufgeschoben. Ziel war es, die Versorgungssicherheit auf dem deutschen Strommarkt unter allen Umständen aufrechtzuerhalten und den Markt zu beruhigen. In der Nacht vom 15. auf den 16. April 2023 war jedoch nun endgültig Schluss und die letzten drei Meiler gingen vom Netz.

Durch die schrittweise Stilllegung der Kernkraftwerke seit 2011 hat sich auch ihr Anteil am deutschen Strommix verringert. Die entstandene Lücke wurde durch die übrigen Energieträger sukzessive kompensiert. In den frühen 2000er-Jahren lag der nukleare Anteil an der Bruttostromproduktion noch bei gut 30 %. Dieser wurde bereits 2008 von 28 % auf 16 % im Jahr 2012 deutlich heruntergefahren.

Nach einer kurzen Phase der Stagnation 2013 und 2014 nahm der Ausstieg dann wieder an Fahrt auf. Besonders groß war der Rückgang zwischen den Jahren 2021 und 2022. Innerhalb dieser Jahre hat sich der Anteil von insgesamt rund 12 Prozent auf etwa 6 Prozent an der gesamten Erzeugung halbiert. Grund dafür war, dass mit den Abschaltungen der Kernkraftwerke Grohnde, Brokdorf und Gundremmingen C, auch rund 30 TWh an jährlicher Erzeugung vom Netz gingen. Die verbliebenen drei Kraftwerke speisten in das Netz dann nur noch mit 34 TWh aus nuklearer Erzeugung. Seit Mitte April 2023 ist die Erzeugung komplett heruntergefahren.

Betrachtet man den übrigen Strommix vor diesem Hintergrund, so können einige Zusammenhänge hergestellt werden. Die fehlenden 50 TWh aus der nuklearen Energieerzeugung zwischen 2008 und 2012 wurden durch eine leicht gesteigerte Braunkohleverstromung, aber besonders durch einen deutlich gesteigerten Teil erneuerbare Energien kompensiert.

Der erneuerbare Anteil an der Bruttostromerzeugung stieg in diesem Zeitraum von 14 auf knapp 23 % und kompensierte die fehlende Energiemenge fast im Alleingang. Auch in den  darauffolgenden Jahren zeigte sich ein ähnliches Bild. Der massive Ausbau der Erneuerbaren hat die fehlenden Energiemengen aus der Kernenergie ersetzt. Diese drängten sogar die Kohle insoweit aus dem Markt, dass der Anteil der Kohleerzeugung von 44 % im Jahr 2012 auf 24 % im Jahr 2020 fiel. Lediglich die Krisenjahre 2020 bis 2022 brachten der Kohle eine erneute kleinere Renaissance ein und ließen den Anteil wieder stark auf 31 % steigen. Der erneuerbare Anteil stieg in dieser Zeit kontinuierlich an und machte 2022 mit 44 % den Großteil des deutschen Strommix aus.

Herunterfahren der Kernkraftwerke am 15. April 2023

Doch wie sah die Nacht vom 15.04. nun ganz konkret aus? Welche Kraftwerke haben da die abgeschalteten Kernkraftwerke ersetzt? Und was macht eigentlich der Spotpreis seit dem Abschalten?

In der unterstehenden Abbildung 1 ist das Einspeiseprofil für April 2023 dargestellt. Die Nukleareinspeisung (in der Abbildung gelb) geht gegen Mittag des Monats gegen null. In der darauffolgenden Woche lässt sich gut erkennen, dass in der kurzen Frist diese Lücke in der Stromerzeugung durch Hochfahren der Kohlekraftwerke (insb. Braunkohle) geschlossen worden ist.

Vergleicht man nun die Wochen vor und nach dem Herunterfahren der Kernkraftwerke, so wird deutlich, dass die fehlenden 5,6 % aus nuklearer Erzeugung durch 1,2 % mehr Braunkohle, 3,5 % mehr Steinkohle, sowie rund 1 % mehr Gasverstromung kompensiert wurde. Kurzfristig sind also die thermischen Kraftwerke eingesprungen und haben die Kernkraft ersetzt. Mit Blick auf den Spotmarkt kann man auch hier unschwer erkennen, dass die Preise stabil blieben.

In Abbildung 2 sind die Spotmarktpreise eine Woche vor und nach Abschalten der Kernkraftwerke abgebildet. Die grüne Linie markiert hier ungefähr den 15. April 2023. Vergleicht man nun die Woche vor mit der Woche nach dem Abschalten, sind keine signifikanten Veränderungen zu bemerken. Sowohl das gesamte Preisniveau, als auch die Volatilität der Preise ähneln einander sehr. Dies legt nahe, dass bestimmendere Determinanten auf den Spotpreis wirken, als die verfügbare Menge an Atomstrom.

Abbildung 2: Spotpreise für April 2023 (Quelle: Energy Brainpool)

Abbildung 2: Spotpreise für April 2023

Quellen: EnergyCharts, ENTSOE Transparency Platform

EU beschließt gemeinsamen Gaseinkauf

Bereits im Jahr 2022 hat die EU eine Plattform für den gemeinsamen EU-weiten Gaseinkauf implementiert. Dieser ging nun am 25. April in die nächste Phase über und hat die ersten Gebote angenommen.

Die EU ist weltweit der größte Gasimporteur und hat sich damit bei seiner Energieversorgung von Dritten in große Abhängigkeit begeben. Der Angriffskrieg Russlands gegen die Ukraine im Jahre 2022 hat dies schmerzlich verdeutlicht. Durch die verhängten wirtschaftlichen Sanktionen und einer Vielzahl von Zerwürfnissen gerieten insbesondere die Gasmärkte in eine Extrempreisphase. Um trotzdem die Versorgung mit Gas in den Wintermonaten unter allen Umständen aufrechtzuerhalten und die Gasspeicher ausreichend gefüllt zu halten, mussten Teile der Gasmengen kurzfristig zu sehr hohen Preisen beschafft werden. Diese erhöhten Beschaffungspreise belasteten einige Energieversorger schwer und mussten diese auch an die Verbraucher bei ihren Heizkosten durchgegeben.

Doch nicht nur beim Heizen machten sich die erhöhten Kosten bemerkbar. Auch die Strommärkte bemerkten die steigenden Gaspreise deutlich. Diesen Effekt beschreibt die Merit-Order. Die Abfolge der stromproduzierenden Kraftwerke wird nach steigenden Grenzkosten angeordnet. Der Preis auf dem Strommarkt wird dann von dem letzten Kraftwerk bestimmt, das zur Deckung der Nachfrage notwendig ist. Gas-Kraftwerke kommen durch ihre gute Regelbarkeit oft in Spitzenzeiten zum Zuge und bestimmen dann den Börsenpreis. So schlugen sich die hohen Gaspreise auch auf den Strommarkt nieder. Die Unternehmen aus dem produzierenden Gewerbe gaben diese gestiegenen Energiekosten durch erhöhte Preise an die Endkunden weiter. Die Folge waren hohe Inflationsraten und starke Reallohnverluste für breite Teile der Bevölkerung, die durch die Politik abgefedert werden mussten. (Siehe auch: Energy Brainpool: Krieg, Gasknappheit und Extrempreise)

Nachdem der Import von russischem Gas, welches den größten Teil der importierten Mengen ausgemacht hatte, völlig zum Erliegen gekommen war, begann die Suche nach alternativen Handelspartnern auf den internationalen Märkten. Die EU hat für diesen Zweck eine gemeinsame Plattform ins Leben gerufen, um den Einkauf von Gas gebündelt zu koordinieren.

Ziel ist es, dass die EU-Staaten sich durch ein gemeinsames Auftreten nicht gegenseitig überbieten und ihr kollektives marktwirtschaftliches Gewicht nutzen, um so eine beiderseitig vorteilhafte Partnerschaft mit zuverlässigen Lieferanten anzustreben. Aktuell ist vorgesehen, dass Firmen und Länder aus der EU auf dieser Plattform ihre benötigten Gasmengen anfordern, um diese dann gebündelt auf dem globalen Markt zu beschaffen. Zur Erfüllung der Nachfrage können potenzielle Anbieter (mit Ausnahme von Russland) auf dieser Plattform ihre Angebote einstellen. So wird ein höheres Maß an Transparenz gewährleistet. Am 25. April 2023 war nun der Startschuss für diese Plattform und es wurden erste Nachfragegesuche für die kommende Wintersaison angenommen. Dies stellt einen wichtigen Meilenstein zur Schaffung eines transparenten, wettbewerbsfähigen und integrierten EU-Energiebinnenmarkts dar. Perspektivisch kann über diese Plattform auch der Wasserstoffhandel abgebildet werden.

Quelle: Europäische Kommission, Montel

Sind die Gaspreise wieder auf dem Vorkriegsniveau?

Die Gaspreise auf dem Großmarkt schossen in Folge des Russland-Ukraine-Konflikts in ganz neue Größenordnungen (siehe auch: Energy Brainpool: Krieg, Gasknappheit und Extrempreise). Die Furcht vor Knappheit heizte die Marktstimmung immer weiter an. Musste sich ein Marktakteur day-ahead mit Gas eindecken, so konnte es sein, dass er horrende Preise größer 250 EUR/MWh während der Speicherfüllsaison zahlen musste. Mittlerweile hat sich der Spotmarkt wieder deutlich beruhigt. Doch wie blickt der Markt in die Zukunft? Was hat sich geändert?

Um zu bewerten, wie der Markt in die Zukunft blickt, nutzen wir hier die Price-Forward-Curve (PFC). Diese zeigt den Verlauf der Spotmarktpreise in der Vergangenheit und zieht die Preis-Kurve auf Basis der Futurepreise nach Fälligkeit weiter in die Zukunft. Dies geschieht anhand von aktuell gehandelten Monats-, Quartals- und Jahreskontrakten. Vergleicht man nun die PFCs miteinander, so kann man daraus lesen wie sich die grundsätzliche Stimmung auf dem Gasmarkt entwickelt hat. Die Spotmarktkurve zeigt, dass bereits 2021 sowohl die Volatilität stieg als auch die Preise auf ein höheres Niveau kletterten.

Dieser Trend verstärkte sich nach dem Februar 2022 erneut enorm, flachte dann aber bald wieder ab, um dann kurz vor der Heizsaison wieder enorm an Fahrt aufzunehmen. Inzwischen hat sich der Spotmarkt wieder beruhigt und wir befinden uns auf einem ähnlichen Niveau wie vor dem Krieg. Für das Jahr 2024, lagen die Prognosen vom Februar 2022 bei 34 EUR die Megawattstunde. Diese Prognose hat sich inzwischen deutlich erhöht und bei einem Niveau von 54 bis 58 EUR die Megawattstunde eingependelt.

Auch in 2025 und 2026 zeigt sich ein ähnliches Bild. Sahen die Prognosen im Februar 2022 noch Preise von 27 EUR (2025) und 24 EUR (2026), liegen diese in den aktuellen Prognosen mit 50 EUR (2025) und 39 EUR (2026) deutlich drüber. Zusammenfassend kann man sagen, dass der erste Schock durch die Lieferstopps und die politischen Zerwürfnisse zwar überwunden ist, die Märkte jedoch ein deutlich höheres Preisniveau für die Zukunft sehen als noch vor dem Krieg. Die Nachhaltigkeit dieser Entwicklungen bleibt abzuwarten. Es ist jedoch zu erwarten, dass der Gaspreis nie wieder so günstig sein wird wie vor dem Februar 2022.

Abbildung 3: Price-Forward-Curve 01.02.2022 (Quelle: Montel)

Abbildung 3: Price-Forward-Curve 01.02.2022 (Quelle: Montel)

 

Abbildung 4: Price-Forward-Curve 03.05.2023 (Quelle: Darstellung Energy Brainpool)

Abbildung 4: Price-Forward-Curve 03.05.2023 (Quelle: Darstellung Energy Brainpool)

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