Mit dem aktuellen „EU Energy Outlook 2050“ zeigt Energy Brainpool langfristige Trends in Europa auf. Das europäische Energiesystem wird sich in den kommenden Jahrzehnten stark verändern. Der Klimawandel und ein in die Jahre gekommener Kraftwerkspark zwingen die Europäische Union und viele Länder dazu, ihre Energiepolitik umzustellen. Aber auch marktlich gibt es Veränderungen: Steigende CO2-Zertifikatspreise führen zu höherer Rentabilität erneuerbarer Energien, Power Purchase Agreements (PPAs) sind hier das Schlüsselwort. Was bedeuten diese Entwicklungen für die Strompreise, Erlöspotenziale und Risiken für Photovoltaik und Wind?

Die Strommärkte in Europa unterliegen einem ständigen Wandel, welcher aktuelle Preisszenarien unabdingbar macht. Nur so lassen sich beispielsweise Marktentwicklungen, Assets und Verträge, Investitionsentscheidungen, PPAs oder Geschäftsmodelle richtig bewerten.

Der „EU Energy Outlook 2050“ zeigt die Entwicklung des „EnergyBrainpool“-Szenarios für EU-27, UK, Norwegen und Schweiz. Die tatsächlichen Prozesse in den Einzelländern können deutlich variieren. Um fundiert entscheiden zu können, sind detaillierte Modellierungen der einzelnen nationalen Märkte und der dortigen Einflussfaktoren inklusive Sensitivitätsanalysen unerlässlich.

Wie sieht der europäische Kraftwerkspark der Zukunft aus?*

installierte Erzeugungskapazitäten in EU-27 (zzgl. UK, NO und CH) nach Energieträger, Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“ [1], “TYNDP 2020” [3]

Abbildung 1: installierte Erzeugungskapazitäten in EU-27 (zzgl. UK, NO und CH) nach Energieträger, Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“ [1], “TYNDP 2020” [3]

Der Kraftwerkspark in Europa hat sich über viele Jahrzehnte entwickelt und war besonders von fossilen Erzeugungskapazitäten dominiert. Die im Markt befindlichen Kraftwerke haben vielfach bereits ein hohes Alter erreicht. Sie werden bis 2050 ersetzt sein müssen, dazu zählen auch alle Kernkraftwerke (ausgenommen die im Bau befindlichen).

Die aktuelle Klimadebatte zeigt Wirkung, somit haben sich mittlerweile insgesamt 10 EU-Staaten zu einem Kohleausstieg entschlossen, um den Klimawandel zu begrenzen. Für die Zukunft stehen bekannte und erprobte Technologien bereit: Gaskraftwerke, erneuerbare Energien sowie Kernkraftwerke.

Vor allem Windkraft und Photovoltaik haben weiterhin ein großes Wachstumspotenzial. Diese Technologien sind heute wettbewerbsfähig – dank der stark gesunkenen Kosten in den letzten zehn Jahren. Dies ist auch ersichtlich durch die ansteigende Anzahl PPA-basierter Projekte insbesondere für Solaranalagen. Experten erwarten, dass sich diese Entwicklung fortsetzt. Im „EU Energy Outlook 2050“ steigt der Anteil dieser fluktuierenden erneuerbaren Energien (feE) bis in das Jahr 2050 auf rund 59 Prozent der gesamten Angebotsleistung. Erneuerbare haben einen Anteil von 75 Prozent am Kraftwerkspark.

An steuerbaren, fossilen Erzeugungskapazitäten werden auf europäischer Ebene in Zukunft vor allem Gaskraftwerke zugebaut. Das liegt an den geringeren Emissionen im Vergleich zu Kohlekraftwerken. Letztere verlieren selbst mit Carbon-Capture-Storage (CCS) weiter an Bedeutung.

Die Kapazitäten von Kernkraft- und Kohlekraftwerken verringern sich um mehr als 57 Prozent bis 2050. Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Spanien, die Niederlande, Finnland, Italien, Irland, Portugal und Dänemark haben für die Zukunft Kohleausstiege angekündigt. Dadurch ist insbesondere bei der Steinkohle ein starker Rückgang der aktuell installierten Leistung auf rund 36 Prozent bis zum Jahr 2030 zu beobachten.

In der Gesamtbetrachtung reduziert sich der Anteil der Erzeugungskapazität steuerbarer, thermischer Kraftwerke von aktuell rund 50 Prozent auf etwa 25 Prozent bis zum Jahr 2050. Dies hat erheblichen Einfluss auf die Struktur der Strompreise, welche zunehmend durch feE geprägt sind.

Warum steigt die Stromnachfrage bis 2050?

Bruttostromerzeugung und -nachfrage nach Energieträgern EU-27 (zzgl. UK, NO und CH), Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“, “TYNDP 2020” [3]

Abbildung 2: Bruttostromerzeugung und -nachfrage nach Energieträgern EU-27 (zzgl. UK, NO und CH), Quelle: Energy Brainpool, „Energy, transport and GHG emissions Trends to 2050 – Reference Scenario 2016“, “TYNDP 2020” [3]

Die Stromnachfrage steigt bis 2050 um circa 28 Prozent. Vor allem das Bevölkerungswachstum und mehr Elektrifizierung in den Haushalten sowie ein Anstieg der Elektromobilität erhöhen den Strombedarf. Der Großteil des Wirtschaftswachstums findet laut den Plänen der Europäischen Kommission im tertiären Dienstleistungssektor statt, welcher ebenfalls mehr Strom benötigt. Im Industriesektor kann durch eine gesteigerte Effizienz ein deutlicher Anstieg des Stromverbrauchs verhindert werden.

Die produzierte Strommenge aus Kohlekraftwerken ist stark rückläufig und nimmt bis 2030 um rund 60 Prozent und bis 2050 um rund 95 Prozent ab. Die Produktion aus Gaskraftwerken erhöht sich indes um rund 25 Prozent bis zum Jahr 2050. Im Jahr 2050 erzeugen Wind- und Solaranlagen rund 45 Prozent des Stroms. Rund 36 Prozent des Stroms stammt aus steuerbaren, fossilen Kraftwerken. Die restlichen Strommengen werden durch steuerbare, erneuerbare Energien produziert, wie zum Beispiel Biomassekraftwerke oder Speicherseen. 79 Prozent des Stroms werden dabei emissionsfrei erzeugt. Damit würden die gesteckten Klimaziele verfehlt.

Die langfristige Entwicklung von Rohstoffpreisen

Commodity-Preise, Quelle: World Energy Outlook 2020 („Sustainable Development“) und eigene Berechnungen Energy Brainpool

Abbildung 3: Commodity-Preise, Quelle: World Energy Outlook 2020 („Sustainable Development“) und eigene Berechnungen Energy Brainpool

Die Entwicklung der wichtigsten Commodities basiert bis 2040 auf dem „Sustainable Development“ Szenario des World Energy Outlooks (WEO) 2020 der IEA [2]. In diesem Szenario sind drei Ziele definiert: Stabilisierung des Klimawandels, saubere Luft und ein universeller Zugang zu moderner Energie.

Die Preise für Gas, Öl und Steinkohle sinken vom heutigen Niveau aus. Seit dem letzten Update des World Energy Outlooks sind vor allem die Gaspreise deutlich gesunken, was vor allem auf die europäische Wasserstoffstrategie zurückzuführen ist. Weitere Informationen zu den Änderungen im World Energy Outlook 2020 können Sie in unserem Blogbeitrag nachlesen. Die Entwicklung von 2040 bis 2050 wird extrapoliert.

Entwicklung durchschnittlicher Strompreise

jährliche Baseload-Preise und Schwankungsbreite nationaler Einzelmärkte ausgewählter Staaten in Europa im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 4: jährliche Baseload-Preise und Schwankungsbreite nationaler Einzelmärkte ausgewählter Staaten in Europa im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

 

Für die Entwicklung der durchschnittlichen, ungewichteten Strompreise der Jahre 2022 bis 2050 sind vor allem Primärenergie- und CO2-Preise relevant. Es wird eine Stagnation der Strompreise trotz steigender CO2-Preise beobachtet. Der Grund: Hohe Einspeisungen aus Wind- und Photovoltaik-Kraftwerken, welche nur teilweise von einer flexibler werdenden Stromnachfrage ausgeglichen werden können, führen zunehmend zu geringen und häufiger auch negativen Strompreisen.

Die tatsächlichen Entwicklungen in den Einzelländern weichen zum Teil sehr deutlich voneinander ab. Dies zeigen die dargestellten Schwankungsbreiten. Insbesondere Länder mit geringem Ausbau von erneuerbaren Energien verzeichnen einen stetigen Anstieg der Strompreise (aufgrund der Entwicklung der Commodity-Preise). Im Vergleich zu der letzten Ausgabe des EU Energy Outlooks haben sich die Strompreise durchschnittlich um 13 Prozent verringert. Grund hierfür ist die Absenkung der angenommenen Gaspreise basierend auf dem WEO.

monatliche Baseload-Preise ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 5: monatliche Baseload-Preise ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Betrachten wir die Strompreise auf monatlicher Basis, ist die Saisonalität und Volatilität des Strommarktes erkennbar. Für den Winter zeigen die Analysen steigende Preise, bedingt durch die Temperatursensitivität der Stromnachfrage.

Demgegenüber liegen die Strompreise im Sommer meist deutlich niedriger. Dieser Effekt wird durch den steigenden Anteil solarer Stromerzeugung verstärkt, welche sich preissenkend auswirken.

Welche Erlöse können Windkraftanlagen erzielen?

Vermarktungswerte und -mengen für Wind in ausgewählten EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpoo

Abbildung 6: Vermarktungswerte und -mengen für Wind in ausgewählten EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Der Vermarktungswert ist der durchschnittliche mengengewichtete Strompreis, den Windkraftwerke am Spotmarkt erzielen können. Es werden nur Erzeugungsstunden mit positiven Strompreisen berücksichtigt (inklusive 0 EUR/MWh). Ab dem Jahr 2030 steigt der Vermarktungswert der Windenergie an und stagniert dann ab 2045 – bedingt durch weiterhin steigende Kapazitäten.

Die parallele Erzeugung verringert die Strompreise in diesen Stunden (Merit-Order-Effekt). Die Vermarktungsmengen (Anteil der erzeugten Mengen zu Strompreisen >=0 EUR/MWh) gehen dabei im EU-Durchschnitt nur leicht, in einzelnen Ländern teilweise auch sehr deutlich zurück. Die Vermarktungserlöse ergeben sich aus dem Produkt der Vermarktungswerte und Vermarktungsmengen.

Die vielen Stunden, in denen trotz des hohen Anteils von erneuerbaren Energien steuerbare, fossile Kraftwerke den Preis setzen, ermöglichen steigende positive Erlösströme. Die Schwankungsbreite der Märkte zeigt, wie unterschiedlich die landesspezifischen durchschnittlichen Erlösmöglichkeiten von Windenergieanlagen sind.

Im White Paper „Bewertung der Strommarkterlöse von Anlagen fluktuierender erneuerbarer Energien“ definiert Energy Brainpool unter anderem die Indizes Vermarktungswert und -mengen. Diese Indizes ermöglichen eine realistische Ermittlung der Erlöspotenziale von fluktuierenden, erneuerbaren Energien am Strommarkt.

Welche Erlöse können Photovoltaik-Anlagen (Solar) erzielen?

Vermarktungswerte und -mengen für Solar ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 7: Vermarktungswerte und -mengen für Solar ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt, Quelle: Energy Brainpool

Die Entwicklung der Vermarktungswerte der Solarenergie gleicht dem Trend der Vermarktungswerte für Windenergie, aber auf einem niedrigeren Niveau. Grund hierfür ist der stark ausgeprägte Gleichzeitigkeitseffekt der Solarenergie: Der Großteil des Stroms wird in den Tagesstunden im Sommer erzeugt. In Stunden, in denen viel Solarstrom erzeugt wird, sinken der Strompreis und damit die Erlöse.

Die Vermarktungsmengen für Solarenergie gehen im EU-Durchschnitt auch nur leicht, in einzelnen Ländern jedoch sehr deutlich zurück. Die große Schwankungsbreite der Solar-Vermarktungswerte in den Einzelstaaten zeigt, wie stark die Erlösmöglichkeiten variieren. Hier gilt es jedoch zu beachten, dass in einem sonnenreichen Land auch mit geringen Vermarktungswerten hohe Erlöse möglich sind. Der Grund dafür ist, dass die Anlagen besser ausgelastet sind.

Solarthermische Anlagen zur Stromerzeugung sind im Szenario eine Randtechnologie und werden nicht in großem Umfang ausgebaut.

Zunahme der Preisvolatilität im Detail

Entwicklung der nachfragegewichteten Baseload-Preise und Quantile der Stundenpreise ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 8: Entwicklung der nachfragegewichteten Baseload-Preise und Quantile der Stundenpreise ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Im Szenario führen viele Faktoren zu einem deutlichen Anstieg der Preisvolatilität. Auf der einen Seite steigen die Erzeugungskosten der steuerbaren, fossilen Kraftwerke aufgrund der Entwicklung der steigenden Commodity-Preise und Preise für Emissionszertifikate. Auf der anderen Seite hat der Ausbau fluktuierender, erneuerbarer Energien einen preissenkenden Effekt. Im Ergebnis treten aus heutiger Sicht extreme Preise deutlich häufiger auf und werden zu einem normalen Bestandteil der Strompreisstruktur des Day-Ahead-Marktes. Die hohen Extrempreise steigen mit der Zeit kontinuierlich an, während die niedrigen Extrempreise nach 2030 auf einem nahezu konstanten Niveau bleiben. Grund hierfür sind die Flexibilitätsoptionen wie z. B. Elektrolyseure, Wärmepumpen und Elektromobilität, welche bei der zukünftigen Stromversorgung zunehmend an Bedeutung gewinnen.

Leistungsspezifische Erlöse fluktuierender erneuerbarer Energien

leistungsspezifische Erlöse Wind Onshore im Jahr 2030 in EUR2019/kW ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 9: leistungsspezifische Erlöse Wind Onshore im Jahr 2030 in EUR2019/kW ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

leistungsspezifische Erlöse Solar im Jahr 2030 in EUR2019/kWp ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 10: leistungsspezifische Erlöse Solar im Jahr 2030 in EUR2019/kWp ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

An welchen Standorten und Ländern bzw. in welche Technologie soll investiert werden? Dazu müssen einerseits die durchschnittlichen Erlöse fluktuierender erneuerbarer Energien mittels des Vermarktungswertes in EUR/MWh betrachtet und andererseits die jährlichen Energiemengen der jeweiligen Technologie und des Standortes mitberücksichtigt werden.

Dies wird durch den kapazitätsspezifischen Erlös möglich. Er stellt die jeweiligen durchschnittlichen Erlöse pro installierter kW da. Eine PV-Anlage in Spanien erwirtschaftet durchschnittlich in EUR/MWh weniger Erlöse als eine PV-Anlage in den UK, durch die hohe Auslastung und damit Volllaststunden in Spanien relativiert sich das, sodass die Anlage pro kW letztendlich mehr Erlöse erzielt als in den UK. Eine solche Kenngröße kann selbstverständlich auch standortgenau ermittelt werden.

Die Ergebnisse zeigen, dass Windenergieanlagen eher in den nordeuropäischen Staaten einen höheren Erlös erzielen können, während Solaranlagen eher in den südeuropäischen Staaten einen Erlösvorteil haben.

Schwankungen durch Wetterrisiken bei der Bestimmung der Vermarktungswerte fluktuierender Erzeuger

In Deutschland und auch anderen europäischen Märkten stand aufgrund der Förderung von Wind und Solar bisher beim Gedanken an die Wetterrisiken fluktuierender erneuerbarer Energien lediglich der Einfluss auf die produzierten Erzeugungsmengen im Fokus. Sämtliche Preisrisiken spielten durch die garantierte Einspeisevergütung bzw. Marktprämie keine Rolle. Für Windanlagen galt daher beispielsweise, dass hohe Windmengen hohe Erlöse generieren und wenig Wind zu niedrigen Erlösen führt. Um Erlöse abzuschätzen, wurde folgerichtig eine erwartete Menge (z. B. P50-Menge) mit der fixen Förderung multipliziert.

Diese Situation ändert sich jedoch bei marktlich vermarkteten Anlagen, die ihre Erlöse basierend auf schwankenden Strompreisen generieren. Da auch die Strompreise mit dem Wetter schwanken, muss der Wettereinfluss doppelt berücksichtigt werden. Im Weiteren zeigen wir, dass hier aus Sicht des Anlagenbetreibers eine erlösstabilisierende Antikorrelation der beiden Wettereffekte existiert, und Wetterrisiken so systematisch überschätzt werden können.

Der Effekt der Antikorrelation wird anhand der Modellierungsergebnisse einer Szenariorechnung für das Jahr 2021 unter Verwendung der Wetterjahre 2005 bis 2016 deutlich. In Abbildung 11 sind die prozentualen Schwankungen der Erzeugungsmengen und Vermarktungserlöse um den jeweiligen Mittelwert dargestellt. Multipliziert man die Erzeugungsmenge (in MWh) mit dem Vermarktungserlös (in EUR/MWh), erhält man die Jahreserlöse der Anlage (in EUR/MW/a). Diese sind ebenfalls prozentual und zusätzlich in EUR/MWh angegeben, und beziehen sich dabei auf Erlösschwankungen der im langjährigen Mittel erzeugbaren Strommenge (P50-Menge).

Mit Blick auf die Abbildungswerte wird ein Muster erkennbar: Windreiche Jahre zeigen hohe Mengen bei niedrigen Vermarktungserlösen, windarme Jahre zeigen niedrige Mengen bei höheren Vermarktungserlösen. Das ist im Allgemeinen auf den Kannibalisierungseffekt erneuerbarer Energien zurückzuführen, und kann eine Stabilisierung der Jahreserlöse bewirken.

Vergleich des Einflusses verschiedener Wetterjahre auf Strommenge und –wert in 2021 mittels prozentualer Abweichungen vom Mittelwert aller Wetterjahre, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 11: Vergleich des Einflusses verschiedener Wetterjahre auf Strommenge und –wert in 2021 mittels prozentualer Abweichungen vom Mittelwert aller Wetterjahre, Quelle: Energy Brainpool

Beispielsweise liegen die Erzeugungsmengen im Wetterjahr 2007 um mehr als 16 Prozent über dem P50-Wert, jedoch fällt der Vermarktungserlös in EUR/MWh um 8 Prozent geringer aus. Der Jahreserlös der Anlage schwankt daher nur um + 7,5 Prozent. Umgerechnet sind das + 3,12 EUR/MWh Abweichung von den Erlösen, die mit der P50-Menge als langjähriger Mittelwert geplant wurden.

Demgegenüber fallen die Erzeugungsmengen im Wetterjahr 2010 um 10 Prozent geringer aus. Dies entspricht in etwa der P90-Menge. Jedoch werden die geringeren Mengen von den mehr als 11 Prozent höheren Vermarktungserlösen überkompensiert, und die Jahreserlöse bleiben stabil (plus 0,7 Prozent). Kalkuliert man die erwarteten Erlöse einer Anlage aber durch Multiplikation der P90-Menge (des Wetterjahres 2010) nur mit dem mittleren Vermarktungserlös, überschätzt man das Wetterrisiko systematisch und lässt diese erlösstabilisierende Antikorrelation außer Acht.

Beim Vergleich der Wetterjahre 2010 und 2016 wird jedoch auch deutlich, dass diese Antikorrelation nicht in jedem Wetterjahr gleichermaßen gegeben ist. Sie kann durch gleichzeitige Solareinspeisung ausgehebelt werden. Beispielsweise verteilte sich die Windeinspeisung in 2016 verglichen mit 2010 trotz niedriger Jahresmengen stärker auf Stunden mit gleichzeitig hoher Solareinspeisung, sodass die Vermarktungserlöse kaum gestiegen sind.

Insgesamt ergeben sich wetterjahrspezifische Schwankungsbreiten der Erlöse, die sowohl wetterbedingte Mengen- als auch Wertrisiken abbilden. Zieht man die Erzeugungsmengen von P90- (z. B. 2010) oder P50-Wetterjahren (z. B. 2009) zur Abschätzung von Wetterrisiken heran, ist es ratsam, diese in Kombination mit den erwarteten Preiseffekten zu betrachten. Andernfalls können Wetterrisiken überschätzt werden.

Die dargestellten Werte verändern sich in der Zukunft stark durch sich wechselnde Kraftwerksparks und damit ändernde Kannibalisierung der erneuerbaren Energien.

Lesen Sie mehr in unseren White Papern „Power-Purchase-Agreements I & II“.

Vergleich der Wetterrisiken in unterschiedlichen Märkten im Jahr 2020 anhand der Wetterjahre 2005-2016

Abbildung 12: Vergleich der Wetterrisiken in unterschiedlichen Märkten im Jahr 2020 anhand der Wetterjahre 2005-2016

Schwankungen bedingt durch unterschiedliche Szenario-Annahmen

Trends in den unterschiedlichen Szenarien ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 13: Trends in den unterschiedlichen Szenarien ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Energy Brainpool bietet eine Vielzahl unterschiedlicher geschlossener Szenarien an. Abbildung 13 zeigt die unterschiedlichen Trends der Szenarien. Die Schwankungen betreffen hierbei sowohl die Annahmen zu der Entwicklung der Commoditiy-Preise sowie des Kraftwerksparkes und der E-Mobilität und weiterer Flexibilitätsoptionen (Progressivität).

Abbildung 14 zeigt die dazugehörigen Ergebnisse der Strompreise der jeweiligen Szenarien.

Entwicklung der Strompreise in EUR2019/MWh der jeweiligen Szenarien ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

Abbildung 14: Entwicklung der Strompreise in EUR2019/MWh der jeweiligen Szenarien ausgewählter EU-Staaten, Quelle: Energy Brainpool

* EU-27 inkl. UK, Norwegen und Schweiz, je nach Auswertung wurden nur die signifikantesten Staaten ausgewählt, um den Mittelwert zu bestimmen.

[1] https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/ref2016_report_final-web.pdf

[2] https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2020

[3] https://tyndp.entsoe.eu/