Das Klimaschutz-Sofortprogramm wurde Ende Juni beschlossen, wenn auch weniger ambitioniert als vorab erwartet. Weitere Themen im Juni 2021 sind die Ergebnisse der ersten Windausschreibung seit 2017 mit mehr als 1000 MW vergebener Leistung und der geringere Anteil von Erneuerbaren im ersten Quartal 2021. Die Preise am Terminmarkt erreichen neue Höchststände.

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

Klimaschutz-Sofortprogramm light

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

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

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

Windausschreibung: mehr als 1000 MW vergeben

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

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

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

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

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

Schwache Erneuerbare in Q1 2021

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

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

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

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

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

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

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

Neue Rekorde am Terminmarkt

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

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

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

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

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

Viel Sonne und wenig Wind am Spotmarkt

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

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

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

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