E.ON und RWE teilen Innogy untereinander auf. Wie wird die volle Integration der RWE-Tochter in die beiden größten deutschen Energiekonzerne den Energiemarkt verändern? Nach einem Gerichtsurteil muss die Bundesnetzagentur die Renditen für Investitionen in Netze erhöhen. Und wie steht es zwei Jahre nach Beginn des Blockchain-Hypes um die neue Technologie? Außerdem in diesem Monatsreview: Strompreisentwicklung hängt maßgeblich an steigenden CO2-Preisen.

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Alles neu bei E.ON und RWE?

Nach den Meldungen vom 10. März 2018 rund um E.ON und RWE ist es erstmal wieder ruhiger geworden um die Pläne der zwei größten deutschen Energiekonzerne. Trotzdem werten Beobachter die Innogy-Aufteilung als weiteren Schritt zur Konzentration in der Energiewirtschaft. E.ON wird die Netze und den Vertrieb der erst vor zwei Jahren ausgegründeten RWE-Tochter Innogy übernehmen. E.ONs Vorstandchef Theyssen erklärte einen Teil des Zusammenschlusses mit starker Konkurrenz in den europäischen Energiemärkten. Außerdem sei das klassische integrierte Geschäftsmodell eines Energieversorgers implodiert. „Wir können nicht länger den Fakt ignorieren, dass die Stromerzeugung in großen Kraftwerken und der Vertrieb innovativer Kundenlösungen oder der Betrieb intelligenter Netze vollkommen unterschiedliche Geschäftsmodelle sind“, erklärte er auf den “Innovation Days” des E.ON-Konzerns Ende März (Quelle: Energate).

RWE hingegen erhält die erneuerbaren Energien von Innogy und E.ON und bündelt somit die Erzeugungskapazitäten bei sich. Nach dem Tausch der verschiedenen Geschäftsbereiche wird RWE damit drittgrößter erneuerbarer Stromerzeuger in Europa. E.ON dagegen wird mit rund 50 Millionen Kunden einer der größten Versorger Europas (Quelle: Handelsblatt).

Positives Feedback der deutschen Politik

Die deutsche Politik hat sich zu den Entwicklungen bislang positiv geäußert. Sie erachtet vor allem die Wettbewerbsfähigkeit der beiden Unternehmen im europäischen Umfeld als wichtig an. Die Transaktion muss natürlich auch von den Kartellbehörden genehmigt werden. Diese sehen derzeit aber keine schwerwiegenden Gründe, die gegen den Milliarden-Deal stehen, der wohl gegen Ende nächsten Jahres abgeschlossen sein soll (Quelle: Handelsblatt).

Der Geschäftsführer des Bundesverband Neue Energiewirtschaft Robert Busch befürchtet: Die staatlich regulierten Netzeinnahmen, als Haupteinnahmequelle für den Eigentümer des Großteils der deutschen Verteilnetze, könnten den Vertrieb von E.ON querfinanzieren. Dies konterkariert den Grundgedanken des Unbundlings.  (Quelle: Energate). Wird der Plan der beiden Konzerne aufgehen? Wird es sich auszahlen, Erzeugung und Netze einschließlich des Vertriebs im sich schnell wandelnden Energiemarkt zu trennen? Das ist bei fortschreitender Digitalisierung und der verstärkt sektorübergreifend zu denkenden Energiewende noch vage zu beantworten.

BNetzA muss Netzrenditen anpassen

Nach dem Urteil des Oberlandesgerichts Düsseldorf vom 22. März 2018 muss die Bundesnetzagentur die Eigenkapitalzinssätze für die dritte Regulierungsperiode anheben. Über 1100 Netzbetreiber haben gegen die festgelegten Netzrenditen der Bundesnetzagentur geklagt, da sie diese als nicht angemessen empfanden. Konkret ging es Kürzungen durch die Bonner Behörde von 9,05 Prozent auf 6,91 Prozent für Neuanlagen und von 7,14 Prozent auf 5,12 Prozent für Altanlagen. Wenn die Bundesnetzagentur nicht Beschwerde gegen das Urteil einlegt, müsste der Gesetzgeber die Höhe der Marktrisikoprämie (ein wesentlicher Bestandteil des Eigenkapitalzinses) anpassen. (Quelle: E&M).

Von den Netzbetreibern und den Verbänden BDEW und VKU ist das Urteil positiv aufgefasst worden. Insbesondere im Hinblick auf die Investitionen für eine dezentrale Energiewende müssen die Verteilnetze ausgebaut werden (Quelle: VKU). “Diese Investitionen werden allerdings nur dann erfolgen, wenn die Eigenkapitalzinssätze angemessen sind und Investitionen auch tatsächlich zurück verdient werden können. Genau das hat das Gericht heute bestätigt”, so der VKU. Für Energiekunden werden erhöhte Eigenkapitalzinssätze allerdings auch mit höheren Kosten verbunden sein. (Quelle: Energate).

Offshore in den Niederlanden ohne staatliche Förderung

In 2017 gab es zahlreiche Null-Euro-Gebote für deutsche Offshore-Windparks. Diese Entwicklung schwappt auch in die benachbarten Niederlande. Dort wird der erste Offshore-Windpark ohne Förderung gebaut. Der Offshore-Windpark „Hollandse Kust Zuid“ wird ohne finanzielle staatliche Förderung von Vattenfall umgesetzt. Das gab das niederländische Wirtschaftsministerium bekannt. Anhand eines Kriterienkataloges wurden die Gebote bewertet. Vorgabe laut den Ausschreibungsregeln für den Zuschlag war ein Gebot von 0 ct/kWh. Der Windpark soll im Jahr 2022 realisiert werden und liegt 20 Kilometer westlich von Den Haag (Quelle: Erneuerbare Energien). Er soll eine Leistung von 700 MW haben. Damit wird der Windpark ein knappes Fünftel der insgesamt 4500 MW an Offshore-Erzeugungsleistung der Niederlande bis 2023 abdecken (Quelle: Energate).

Blockchain: zwischen Anwendung und Blase?

„Allgäu Microgrid“ – so lautet der Name der Blockchain-basierten Peer-to-Peer Handelsplattform, die die Allgäuer Überlandwerke bereits zum Laufen gebracht haben. Nun folgt ein zweites Pilotprojekt zum gleichen Thema. Auch bei dem Projekt „Pebbles“ sollen die Teilnehmer aus Prosumern bestehen. Im Mittelpunkt der Forschung steht jetzt die Frage: Ist es möglich und wenn ja wie, den Verbund von Verbrauchern und Erzeugern zu nutzen, um Systemdienstleistungen zu erbringen (Quelle: Energyload).

Ponton, Betreiber der „Enerchain“ Handelsplattform arbeitet weiter mit den Projektpartner an der Blockchain-Technologie in der Anwendung. Mit knapp 40 teilnehmenden Unternehmen ermögliche die Enerchain bilaterale OTC-Geschäfte. Zimmermann, Mitgründer von Ponton sieht allerdings in der Kryptowährungsblase eine Gefahr. Hilfreich wäre ein Platzen dieser Blase, um der Entwicklung von sinnvollen Blockchain-Anwendungen einen Schub zu verleihen. (Quelle: Energate).

Auch der Direktvermarkter E2M plant, eine Blockchain-Plattform aufzubauen. Diese will E2M zusammen mit dem Blockchain-Entwickler Swytch aus den USA entwickeln. Ziel der Plattform ist es, den Produktionsmengen von erneuerbaren Energien einen virtuellen Wert zuzuweisen. Dies soll über den Swytch-Token ablaufen und somit die Verwaltungskosten stark reduzieren, um die Erzeugungsmengen aus erneuerbaren Energien nachzuverfolgen und zu verifizieren. (Quelle: E2M).

Die Blockchain ist also doch nicht nur ein Hype. Sie hilft Unternehmen in einer digitalisierten Energiewelt, am Ball zu bleiben und die Energiewirtschaft mitzugestalten. Es geht einerseits darum, die Blockchain-Technologie zu verstehen. Doch noch wichtiger ist es, die Geschäftsmodelle hinter den Anwendungen zu durchdringen und diese auf das eigene Unternehmen umzumünzen.

CO2-Preise treiben den Markt

Seit Beginn des Jahres 2018 sind die Preise für CO2-Zertifikate stark angestiegen. Abbildung 1 zeigt es: Ein EUA (European Emission Allowance) kostete, mit Lieferung Dezember 2018, zu Beginn diesen Jahres knapp 8 EUR/Tonne an der Terminbörse ICE in London. Im Verlauf des ersten Quartals 2018 und insbesondere im März 2018 hat sich der Preis auf fast 14 EUR/Tonne beinahe verdoppelt. So ist es nun für kohlenstoffintensive Stromerzeuger teurer, Strom zu produzieren. Bei Preisen von über 10 EUR/Tonne findet auch ein vermehrter Fuel Switch statt, dass heißt die Reihenfolge der Kraftwerke in der Merit-Order verschiebt sich. Lesen Sie hier mehr dazu in unserem White Paper zu wirkungsvollen CO2-Preisen.

Die Gründe für den starken Anstieg der EUA-Preise sind auf der einen Seite die Vereinbarungen zur nächsten Periode des europäischen ETS (European Emission Trading System) innerhalb der EU. Dadurch wird das Überangebot von CO2-Zertifikaten verringert, welches derzeit besteht. So verkleinert sich das Angebot an Verschmutzungsrechten. Dadurch steigt der Preis. Andererseits wird seit Beginn des Jahres häufig auch auf spekulative Teilnehmer am EUA-Markt verwiesen, wenn es darum geht, den starken Preisanstieg zu erklären. In der Hoffnung auf Gewinne. würden die Teilnehmer mehr Zertifikate einkaufen so die Nachfrage und die Preise treiben (Quelle: E&M).

Abbildung 1: Preisverlauf für CO2-Zertifikate für Dezember 2018 seit Beginn 2018 bis Ende März 2018

Abbildung 1: Preisverlauf für CO2-Zertifikate für Dezember 2018 seit Beginn 2018 bis Ende März 2018, (Quelle: Montel)

Konventionelle versus erneuerbare Energien

In jedem Fall erhöhen steigende CO2-Preise den Preis für die Erzeugung von Strom aus Braun- und Steinkohlekraftwerken. Dies macht sie weniger wirtschaftlich im Vergleich zu weniger kohlenstoffintensiven Erzeugern wie Gaskraftwerken. Auch der Strompreis hat sich letztendlich von den CO2-Preisen beflügeln lassen. Er ist, mit gleichzeitig wieder steigenden Kohlepreisen, auf das Niveau zum Ende des Jahres 2017 gestiegen, also auf über 37 EUR/MWh.

Am Spotmarkt für Strom dominierte der Einfluss der Windenergie, welche bei hoher Erzeugung auch zu negativen Strompreisen (17. und 18. März 2018) führte. Abbildung 2 zeigt die Erzeugung bei verschiedenen Technologien für den März 2018 in Deutschland. Der Day-Ahead Strompreis (rote Linie) ist stark abhängig davon, wie stark der Wind weht und wie hoch die Nachfrage in den Abendstunden ausfällt. Wobei in wenigen Stunden sogar Preise von über 90 EUR/MWh auftraten (20. und 22. März 2018).

Abbildung 2: Stromerzeugung und Spotpreise im März 2018 in Deutschland

Abbildung 2: Stromerzeugung und Spotpreise im März 2018 in Deutschland, (Quelle: Energy Brainpool)