Energy BrainBlog

PPAs und förderfreie Erneuerbare werden in den kommenden Jahren auch in Deutschland kommen. Dies wurde Februar 2019 klar. Außerdem haben die Übertragungsnetzbetreiber den ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 veröffentlicht. Der Netzausbau wird demnach teurer. Während die Zuschlagswerte für PV in Wind in der ersten Ausschreibung in 2019 hoch blieben, gaben die langfristigen Preise am Terminmarkt im Februar nach.

Die PPAs kommen

Nachdem das PPA-Thema auf der E-World 2019 wohl das meist diskutierte, war, hat die EnBW nun auch angekündigt, einige große PV-Parks als PPA zu entwickeln. In Brandenburg will der Energieversorger einen subventionsfreien PV-Park mit einer installierten Leistung von 175 MW bauen und jährlich 175 GWh an Strom erzeugen (Quelle: Montel). In Mecklenburg-Vorpommern plant die EnBW zusammen mit dem Projektierer Energiekontor einen weiteren PV-Park als PPA entwickeln. Die beiden Unternehmen wollen das 85 MW Kraftwerk bis Ende 2020 östlich von Rostock errichten. Anschließend wird der erzeugte Strom vorerst für 15 Jahre zum Festpreis von EnBW abgenommen und Bedarf keiner finanziellen Förderung nach EEG. So sollen über 15 Jahre 1,3 TWh an Strom über das PPA geliefert werden. Über finanzielle Details behielten die beiden Unternehmen allerdings Stillschweigen (Quelle: Montel).

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Netzentwicklungsplan der ÜNB: Mehr EE und Ausbau wird teurer

Am 4. Februar 2019 haben die Übertragungsnetzbetreiber den ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2030 (2019) (NEP) veröffentlicht. Hierin wird der bedarfsgerechte Netzausbaubedarf im deutschen Übertragungsnetz anhand verschiedener Szenarien insbesondere für 2030 ermittelt. Die Szenarien, die die BnetzA in ihrem Szenariorahmen im letzten Jahr genehmigte, bilden eine Bandbreite möglicher Entwicklungen ab. Die Ergebnisse des ersten Entwurfs stehen nun bis zum 4. März 2019 zur öffentlichen Aussprache. Die ÜNBs arbeiten die Hinweise der Konsultation in den zweiten Entwurf ein, den die BNetzA nach weiterer Beratung und Überprüfung bis Ende 2019 bestätigen soll.

Die Szenarien, die im ersten Entwurf besonders betrachtet wurden, sind die Szenarien B 2025, B 2030 und B 2035 aus dem Szenariorahmen. Sie sind als Mittelweg einer zunehmend flexibilisierten Energiewende mit Erreichung der EE-Ziele des Koalitionsvertrags und der Klimaziele zu verstehen. Die Ergebnisse der Kohlekommission werden im zweiten Entwurf eingearbeitet. Allerdings ist eine starke Abnahme der Kohleverstromung auch im jetzigen Entwurf schon offensichtlich. Laut NEP beträgt der Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch in den oben genannten Jahren 59, 67 beziehungsweise 74 Prozent. Dementsprechend wird von einem starken Ausbau von Wind- und Solarenergie ausgegangen. Abbildung 1 zeigt die installierten Kapazitäten der verschiedenen Energieträger in GW (ohne Kapazitätsreserve) Stand 2018, sowie in den Jahren 2025, 2030 und 2035 nach Szenario B.

Deutlich wird die Verdopplung der Kapazitäten von PV bis 2030, sowie auch der starke Anstieg von Wind Onshore und Offshore im Zeitverlauf.

Abbildung 1: Erzeugungskapazitäten in GW Stand 2018, sowie in Szenario B des NEP (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Laut ÜNB verursacht der starke Ausbau der erneuerbaren Energien Wind und PV ein starkes Erzeugungsgefälle zwischen Nord- und Süddeutschland. Die Maßnahmen aus dem letzten NEP in 2017 reichen nicht mehr aus, um das Netz bedarfsgerecht zu halten. Es braucht zwei zusätzliche über den Bundesbedarfsplan hinausgehende Gleichspannungs-Übertragungsleitungen mit 4 GW bis 2030.

Die Kosten für den Ausbau des Übertragungsnetzes an Land summieren sich bis 2030 auf 52 Mrd. EUR, bis 2035 auf 58 Mrd. EUR. Zusätzlich dazu werden weitere Offshoreanschlussleitungen notwendig, welche den Finanzierungsbedarf weiter erhöhen. Bis 2030 beträgt das geschätzte Investitionsvolumen für das deutsche Offshorenetz 18 Mrd. EUR und bis 2035 27 Mrd. EUR. Abbildung 2 zeigt die Kosten für den Netzausbau im Übertragungsnetz laut NEP 2019.

Abbildung 2: Kosten für den Netzausbau Offshore und Onshore laut NEP 2019 in Mrd. EUR (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Die Gesamtinvestitionen inklusive der Kosten von knapp 20 Mrd. EUR in die Startnetze (Onshore und offshore) steigen somit um etwa 20 Milliarden EUR gegenüber des NEP 2017 auf 70 Milliarden EUR bis 2030 und 85 Milliarden EUR bis 2035.

Preise in ersten Ausschreibungen 2019 bleiben hoch

Die Ergebnisse der ersten Ausschreibungen für PV und Wind im neuen Jahr sind veröffentlicht. Die BNetzA gab bekannt, dass die durchschnittlichen Zuschlagswerte für PV gegenüber der letzten technologiespezifischen Ausschreibung im Oktober 2018 um etwa 0.1 ct/kWh auf 4.8 ct/kWh angestiegen sind. Die Ausschreibung war mit 465 MW an Geboten zweieinhalbfach überzeichnet, und 22 der 24 bezuschlagten Projekte liegen in Bayern. Bei der Windenergie blieben die Zuschlagswerte ebenfalls hoch. So bewegten sich die Zuschlagswerte zwischen 5.24 und dem regulierten Höchstwert von 6.2 ct/kWh, während der Durchschnitt leicht um 0.15 ct/kWh auf 6.11 ct/kWh abnahm. Bei der Ausschreibung für Wind wurden nur Gebote in Höhe von 500 MW abgegeben, während ein Gesamtvolumen von 700 MW bereitstand (Quelle: PV Magazine).

Abbildung 3: durchschnittliche Zuschlagswerte (ct/kWh) in Ausschreibungen für PV und Wind Onshore in Deutschland seit 2018 (Quelle: BNetzA)

Abbildung 3 zeigt die Ergebnisse der Ausschreibungen seit Beginn 2018 und verdeutlicht das stabile Niveau in den letzten Ausschreibungen. Die nächsten Ausschreibungen finden am 1. März 2019 (Sonderausschreibung PV mit 500 MW) und am 1. April 2019 (technologieübergreifend PV und Wind Onshore mit 200 MW und Biomasse mit 75 MW) statt.

Preise geben im Februar nach unten

 Fallende Preise bei CO₂ (von 24 EUR/Tonne auf bis zu unter 20 EUR/Tonne) und der Kohle (von 85 USD/Tonne auf etwa 77 USD/Tonne) haben am langen Ende auch im Strom für Verluste gesorgt. Die Zertifikatspreise gaben unter anderem nach, da die britische Auktionssperre verlängert und damit die Sorge eines Verkaufs von britischen Positionen in Folge eines ungeordneten Brexits eingepreist wurde.

So fiel der Preis für die Grundlastlieferung von Strom in Deutschland für 2020 von Anfang Februar um 3 EUR/MWh auf etwa 46-47 EUR/MWh. Dieser Preis liegt um etwa 5 EUR/MWh niedriger als noch Ende Januar 2019, wie Abbildung 4 zeigt.

Abbildung 4: Preisentwicklung des Jahresbands für Grundlastlieferung 2020 Strom in Deutschland im Januar und Februar 2019 (Quelle: Montel)

Am Spotmarkt sanken die Preise aufgrund wärmerer Witterung im Verlauf des Februars und mittelten bei etwa 45 EUR/MWh. Von Samstag, dem 9. bis zum Montag, dem 11. Februar 2019 hatte die hohe Windeinspeisung mit Spitzen über 41 GW auch zu einigen negativen Preisen geführt. Abbildung 5 stellt die Stromerzeugung und Day-Aheadpreise im Februar 2019 in Deutschland dar.

Abbildung 5: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Februar 2019 in Deutschland, (Quelle: Entsoe, Energy Brainpool)