Energy BrainBlog

Während die Windauktion im Mai 2019 stark unterdeckt war, geht die Diskussion um eine zusätzliche CO₂-Bepreisung in eine heiße Phase. Notwendig sind besonders Maßnahmen zum verstärkten Ausbau der erneuerbaren Energien und der Reduktion der Treibhausgasemissionen. Auf der Preisseite war der Mai 2019 weniger entschieden und hat nach anfänglichen Gewinnen, keine langfristigen Impulse vorgebracht.

Windauktion im Mai floppt

Wenn sogar die Bundesnetzagentur von einer „besorgniserregenden Dimension“ bei der Windausschreibung spricht, dann ist klar: Hier liegt etwas im Argen.  Und tatsächlich sind die Ergebnisse der Ausschreibung vom 1. Mai 2019 kein gutes Omen für die deutsche Windbranche. Die Teilnehmer haben lediglich Gebote mit einem Volumen von 295 MW eingereicht, obwohl 650 MW zum Gebot standen. Die Ausschreibung war also um 50 Prozent unterzeichnet. Aufgrund von fehlenden Teilnahmeberechtigungen konnte die BNetzA nur 270 MW bezuschlagen. Der angestrebte Wettbewerb in den Ausschreibungen für Wind ist zum Erliegen gekommen (Quelle: Erneuerbare Energien).

Der durchschnittliche Zuschlagspreis lag mit 6,13 ct/kWh knapp über dem Preis der Vorrunde und nur knapp unter den gesetzlich zulässigen 6,2 ct/kWh (Quelle: Bundesnetzagentur). Abbildung 1 zeigt die Spannweite der bezuschlagten Gebotswerte und die durchschnittlichen Zuschlagspreise der Ausschreibungen für Onshore Wind seit Beginn 2018.

Kennzahlen der Onshore Windausschreibungen seit Beginn 2018 in Deutschland

Von den 35 Geboten aus der Ausschreibung im Mai 2019 kommt weiterhin nur eines aus Süddeutschland. Dies spiegelt die schwierige Lage bei den Genehmigungen von Windkraftanlagen in den südlichen Bundesländern wider. Lesen Sie für einen tieferen Einblick auch unsere Analyse zum Zubau der PV und der Windenergie seit Beginn 2019 unseren Energiemarkt-Review April 2019.

Notwendiger Ausbau für Energie- und Klimaziele

Es verwundert nicht, dass die Ergebnisse der Windausschreibung geradezu gegenläufig zu den notwendigen Ausbauzahlen bis 2030 sind. Die Bundesregierung hat zwar erst Anfang Mai bekräftigt, das 65-Prozent-Ziel erreichen zu wollen. Ausbauzahlen für 2030 wurden allerdings nicht quantifiziert (Quelle: Bundestag).

Demgegenüber sind die Forderungen seitens der Erneuerbaren- und Energieverbände eindeutig. Der BDEW nannte hierbei eine Zahl von zusätzlichen 100 GW Erneuerbare bis 2030. Dies entspricht einem Anstieg um 83 Prozent von derzeitigen 120 GW an Wind und PV Leistung (Quelle: BDEW).

In die gleiche Richtung geht ein Appell der IG Metall Küste und des Bundesverbandes Erneuerbare Energien. Die beiden Verbände fordern ein jährliches Ausschreibungsvolumen für Wind und PV von jeweils 5 GW pro Jahr. Außerdem soll für die Offshore-Windenergie eine Kapazität von 20 GW bis 2030 und 30 GW bis 2035 installiert sein (Quelle: PV Magazine).

Einen noch ambitionierteren Ausbau, kompatibel mit den Pariser Klimazielen bis 2050, gibt das Fraunhofer „Energiewendebarometer“ vor. Für eine 95-prozentige Reduktion der deutschen Treibhausgasemissionen bis 2050 müsste der Ausbau der Wind Onshore und Offshore auf 11 GW pro Jahr bis 2030 zunehmen. Für die PV muss der Ausbau sogar um das 3,5-fache ansteigen und rund 8,5 GW pro Jahr erreichen (Quelle: Fraunhofer IEE).

Klarer kann die Diskrepanz zwischen Notwendigkeit für den Klimaschutz und politischer Gestaltung nicht ausfallen.

Diskussion um CO₂-Bepreisung nimmt an Fahrt auf

Eine positivere Note bringt die schon lange überfällige Diskussion um eine CO₂-Steuer in Deutschland. Während das SPD-geführte Umweltministerium vor der Sommerpause noch ein Modell für einen CO₂-Preis vorlegen will, nehmen die ablehnenden Stimmen in der CDU überhand. So hat sich die Parteivorsitzende Kramp-Karrenbauer für eine Stärkung oder Ausweitung des Emissionshandels gegenüber einer zusätzlichen CO₂-Bepreisung ausgesprochen (Quelle: Montel).

Laut der Bundesregierung wird Deutschland wird seine Klimaschutzziele in den Sektoren, die nicht im europäischen Emissionshandelssystem inbegriffen sind, um viele Millionen Tonnen verfehlen. Dies könnte laut Berechnungen von Agora Energiewende Kosten von bis zu 600 Mil. EUR verursachen.

Deutschland muss nach der EU-Effort-Sharing-Prinzip die zu viel ausgestoßenen Mengen an CO₂ kompensieren durch den Ankauf von Zertifikaten von EU-Staaten, die ihre Ziele eingehalten haben. Das Kabinett hat in den Entwurf des Finanzplans für die Jahre 2019 bis 2023 auch schon 300 Mio. EUR als Kostenpunkt aufgenommen (Quelle: Montel). Aufgrund zu hoher Treibhausgasemissionen in Deutschland, ergo zu wenig oder zu unambitionierte Klimaschutzmaßnahmen, kommen nun Kosten auf den deutschen Haushalt zu. Die Investition dieser Millionen in Maßnahmen, um den deutschen CO₂-Ausstoß zu verringern, wäre vorteilhafter gewesen.

So sprechen sich auch die Umweltminister der Länder für die Überprüfung eines CO₂-Preises aus: „Die bisherigen Maßnahmen der Bundesregierung zum Klimaschutz hätten keine ausreichende Lenkungswirkung gehabt“, so die Umweltminister (Quelle: Montel). Sowohl der BDEW, als auch der VKU wollen Konzepte für eine weitere CO₂-Bepreisungen vorlegen (Quelle: Montel).

Bis Ende des Jahres sollen die Weichen gestellt werden, damit Deutschland seine Klimaziele zumindest für das Jahr 2030 noch erreicht, so Kanzlerin Merkel. Es bleibt also abzuwarten, ob und wie eine zusätzliche Bepreisung von CO₂ Eingang in die deutschen Klimaschutzregeln findet (Quelle: Montel).

Kohleausstieg beeinflusst durch BREF-Richtlinie

Ein weiteres heißes Thema, bei dem es bald konkret werden muss, ist der Kohleausstieg. Die Eckpunkte für das Strukturwandelgesetz oder auch „Strukturstärkungsgesetz Kohleregionen“ aus dem Bundeswirtschaftsministerium ging am 22. Mai 2019 durchs Kabinett. Die Empfehlungen der Kohlekommission wurden weitgehend übernommen (Quelle: BMWi). Auf Basis dieser politischen Einigung wird nun ein Gesetz ausgearbeitet, welches im Herbst gemeinsam mit dem Kohleausstiegsgesetz verabschiedet werden und zum Beginn des Jahres 2020 in Kraft treten soll (Quelle: Montel).

Für einige Betreiber von Kraftwerken wird der Kohleausstieg womöglich auch von wirtschaftlichen Interessen getrieben sein. Die EU-Emissionsgrenzen für Stickoxide könnten die Stilllegungen beschleunigen. Die sogenannte BREF-Richtlinie für Emissionsgrenzen von Großfeuerungsanlagen tritt 2021 in Kraft. Viele Kraftwerke müssten daraufhin eine neue Genehmigung ihrer Anlagen erhalten. Dies sei voraussichtlich mit Investitionen in Millionenhöhe pro Kraftwerk verbunden (Quelle: Montel). Eine Summe, die Betreiber in manchen Fällen wohl eher nicht für Kraftwerke aufwenden wollen, die sowieso zeitnah abgeschaltet werden.

Während die Experten von Energy Brainpool einen Versorgungsengpass durch den Kohleausstieg berechnet haben, der insbesondere in 2022 hervorgerufen werden könnte, haben die Preise am langen Ende bisher nur teilweise mitgezogen. Sollten tatsächlich bis zu 17 GW an Kohle- und Kernkraftkapazität bis Ende 2022 aus dem deutschen Strommarkt gehen, sollte dies spürbare Auswirkungen auf die Terminmarktpreise haben.

Der Preis für die Grundlastlieferung in 2023 liegt Ende Mai 2019 etwa 4 EUR/MWh höher wie für das Jahr 2020. Es scheint, als ob der Markt die derzeitigen Stilllegungspläne noch nicht als komplett gemacht ansieht. Im Herbst will die Bundesregierung konkrete Pläne für die Abschaltung von Kraftwerken vorlegen. Nach dem Vorschlag der Kohlekommission wäre immer die Zustimmung der BNetzA und der ÜNBs notwendig, falls Kraftwerke stillgelegt werden sollen (Quelle: Montel).

Theresa May sendet unklare Preissignale

Während die Grundlastlieferung für Strom in Deutschland für das Kalenderjahr 2020 zu Beginn des Mai noch bei etwa 48 EUR/MWh lag, stieg der Preis eine Woche später auf knapp über 50 EUR/MWh. Dieser Anstieg war vor allem durch die Preisentwicklung der CO₂-Zertifikate in der ersten Hälfte des Mai getrieben.

Der Kontrakt der EUAs für Dezember 2020 stieg in diesem Zeitraum an der ICE in London von 25 auf über 27 EUR/Tonne.  Die zweite Hälfte des Monats war weniger eindeutig und pendelte zwischen 47 und 49 EUR/MWh um Ende Mai bei 47 EUR/MWh zu schließen. Das Auf und Ab konnte so auch bei den CO₂-Kontrakten verfolgt werden.  Abbildung 2 zeigt die Preisentwicklung des Stromjahrs 2020 und der CO₂-Zertifikate mit Fälligkeit Dezember 2020 während des Mai 2019.

Insbesondere das Wiederaufflammen des Handelskriegs zwischen den USA und China, als auch der Rücktritt der britischen Premierministerin Theresa May verunsicherten die Commodity-Märkte diesen Monat.

relative Preisentwicklung des Stromfrontjahres Base Deutschland (candel sticks) und CO2-Zertifikate (orangenfarbene Linie) im Mai 2019

Am Kurzfristmarkt konnte die Erzeugung aus Wind und Solar die Preise sowohl am Sonntag den 12. Mai, als auch am Sonntag den 26. Mai ins Negative drücken. Die hohe Erzeugung der erneuerbaren Energien hatte an vielen Tagen im Mai eine geringe Einspeisung der Steinkohle zur Folge. Die Fahrweise der Braunkohlekraftwerke wurde allerdings weniger stark beeinflusst, wie Abbildung 3 verdeutlicht.

Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Mai 2019 in Deutschland