Die gemeinsame Preiszone zwischen Deutschland und Österreich ist getrennt. Wie zu erwarten war: Die Strompreise im Alpenland sind darauf hin gestiegen. Die Konditionen der Sonderausschreibungen für erneuerbare Energien sind veröffentlicht. Während die Ausschreibungen für Oktober zu höheren Zuschlagswerten führten. Dass die EEG-Umlage für 2019 niedriger liegt als in 2018, hat vor allem mit den gestiegenen Preisen am Strommarkt zu tun.

Ende der gemeinsamen Strompreiszone Deutschland/Österreich

Ringflüsse aus Deutschland über verschiedene osteuropäische Staaten nach Österreich haben zu Beschwerden geführt. Was sind die Gründe dafür? Es fehlen Leitungskapazitäten. Zusätzlich besteht ein Erzeugungs- und Leistungsgefälle zwischen Nord- und Süddeutschland.

Seit dem 1. Oktober 2018 gilt die Trennung der deutsch-österreichischen Strompreiszone. Das bedeutet, dass es einen begrenzten Stromhandel zwischen den beiden Ländern geben wird. Die gemeinsame Preiszone zwischen den beiden Ländern löst sich. Allerdings gibt es weiterhin 4900 MW an Übertragungsleistung, die durch Langfristverträge abgesichert ist. Je nach Netzsituation werden sogar weitere Kapazitäten in den Spotmärkten hinzukommen (Quelle: Bundesnetzagentur).

Ein erster Indikator für den Preisunterschied war die Versteigerung der Grenzkuppelkapazität für den Oktober Anfang September 2018. Hier waren Händler bereit, 0,88 EUR/MWh zu zahlen für die Möglichkeit, Strom von Deutschland nach Österreich zu transportieren.

Für die Auktion der Kapazitäten im November 2018, welche Mitte Oktober stattfand, lag der Preis allerdings schon bei 5,75 EUR/MWh. Das zeigen die Daten des Joint Allocation Office (JAO), dem Auktionsbüro für langfristige grenzüberschreitende Kapazitäten in Europa (Quelle: JAO). Angefragt wurden knapp 55000 MW an Übertragungskapazität, also gut zehnmal mehr als angeboten, während 44 Marktteilnehmer erfolgreich waren.

Die ersten Spotauktionen im Oktober 2018 haben durchgängig höhere Preise für Österreich gebracht, und somit auch die Preise für die Transportkapazität für den November 2018 gestützt. Abbildung 1 zeigt die täglichen Day-Ahead-Preise an der EPEX Spot für die Marktzone Deutschland und Österreich bis zum 23. Oktober 2018.

tägliche Day-ahead-Preise in Österreich (AT) und Deutschland (DE) sowie Preisspread

Abbildung 1: tägliche Day-ahead-Preise in Österreich (AT) und Deutschland (DE) sowie Preisspread

Im Durchschnitt lag der österreichische Spotmarktpreis für die ersten 20 Tage des Oktober 2018 um 9 EUR/MWh höher als der deutsche. Der Preisunterschied wird sich in den kommenden Monaten erst einpendeln und hängt auch stark von den Witterungsverhältnissen in den beiden Ländern ab.

Ausschreibungen für erneuerbare Energien

Im Frühjahr 2018 kündigte die Große Koalition Sonderausschreibungen für erneuerbare Energien an. Mit einer Verzögerung von mehreren Monaten einigten sich die regierenden Parteien anscheinend endlich einig über die Rahmenbedingungen. So sollen die 4000 MW für Wind gestaffelt bis 2021 ausgeschrieben werden. Im Jahr 2019 sind 1000 MW vorgesehen, in 2020 dann 1400 MW und im Jahr 2021 sieht die Abmachung 1600 MW vor.

Weiterhin sollen Windenergieprojekte im Süden Deutschlands mit 0,3 Ct/kWh mehr gefördert werden. Dies soll  das Nord-Süd-Gefälle in der Windkraft etwas ausgleichen. Auch für die Solarenergie sollen zusätzliche 4000 MW ausgeschrieben werden. Allerdings werden diese Mengen nicht auf den Ausbaudeckel von 52 GW angerechnet. Nach Erreichen dieser installierten Leistung werden PV-Anlagen finanziell nicht mehr über das EEG gefördert (Quelle: Energate). All dies ist aber noch nicht im Kabinett beraten oder in ein Gesetz gegossen (Quelle: PV Magazin).

Die Sonderausschreibungen sollten ehemals dazu dienen, die Klimalücke bis 2020 zu verkleinern. Aufgrund der langen Vorlaufzeiten bei Wind- aber auch PV-Projekten werden die Sonderausschreibungen allerdings erst gegen Anfang der 2020er Jahre ihre Wirkung zeigen.

Im Oktober 2018 gab es außerdem jeweils eine Ausschreibung für PV und Onshore Wind, deren Ergebnisse die Bundesnetzagentur bekannt gab. Für beide Technologien stieg der durchschnittliche Zuschlagspreis um 0,1 Ct/kWh. Während die Solarauktion deutlich überzeichnet war, war die Windausschreibung unterdeckt. Es wurden nur 54 Prozent der ausgeschriebenen Menge bezuschlagt. Der verlängerte Genehmigungsprozesse hat laut BWE zu einem Mangel an Geboten geführt (Quelle: Montel). Abbildung 2 stellt die Ergebnisse der Ausschreibungen für PV und Onshore Wind im Jahr 2018 dar.

durchschnittlicher Zuschlagswert für Solar und Onshore Windenergie bei deutschen Ausschreibungen 2018 in Ct/kWh

Abbildung 2: durchschnittlicher Zuschlagswert für Solar und Onshore Windenergie bei deutschen Ausschreibungen 2018 in Ct/kWh

Deutlich erkennbar ist, dass die durchschnittlichen Zuschlagswerte im Jahr 2018 durchweg leicht anstiegen. Dieser Trend ist bei der Windenergie ausgeprägter als bei der Solarenergie.

EEG-Umlage sinkt, Offshore-Umlage steigt in 2019.

Alljährlich ist Mitte Oktober Stichtag für die Bekanntgabe der Höhe der EEG-Umlage für das nächste Kalenderjahr. Auch dieses Jahr haben die ÜNBs am 15. Oktober bekannt gegeben, wie hoch die Umlage für die Differenzfinanzierung der erneuerbaren Energien im nächsten Jahr sein wird. Das Ergebnis: Die EEG-Umlage in 2019 sinkt um 5,7 Prozent im Vergleich zu 2018 und liegt bei 6,405 Ct/kWh. Hauptgrund für das Sinken der EEG-Umlage sind die um knapp 40 Prozent höheren Börsenstrompreise sowie die hohe Liquiditätsreserve auf dem EEG-Konto (Quelle: Tennet). In Abbildung 3 ist die EEG-Umlage für Haushaltskunden von 2003 bis 2019 dargestellt (Datenquelle: Montel).

EEG-Umlage für Haushaltsstrom von 2003 bis 2019 in Ct/kWh

Abbildung 3: EEG-Umlage für Haushaltsstrom von 2003 bis 2019 in Ct/kWh

Eine Stabilisierung der EEG-Umlage bei unter 7 Ct/kWh ist seit 2013 zu bemerken. Gesunkene Vergütungssätze sowie höhere Strompreise sind hauptsächlich verantwortlich hierfür.

Allerdings ist die bisherige Offshore-Haftungsumlage, jetzt Offshore-Netzumlage um mehr als das 10-fache gestiegen. So liegt ihr Wert für 2019 bei 0,416 Ct/kWh im Vergleich zu 0,037 Ct/kWh im Jahr 2018. In die neue Offshore-Netzumlage fließen nun, zusätzlich zu den Kosten für die Entschädigungen bei Störung und Verzögerung von Offshore-Netzanbindungen, auch die Kosten für die Anbindung von Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee (Quelle: Tennet).

So hielten sich der Rückgang der EEG-Umlage und der Anstieg der Offshore-Netzumlage etwa die Waage.

Preise pendeln sich auf hohem Niveau ein.

Nach den Höchstwerten für Commodities im September 2018 haben sich die Preise im Oktober auf hohem Niveau eingependelt. So stiegen die Preise Anfang Oktober 2018 noch etwas an, um bis Ende des Monats wieder zu fallen. Der Preis für CO2-Zertifikate lag im Durchschnitt bei etwa 20 EUR/Tonne, am Ende des Oktober bei circa 17,5 EUR/Tonne. Die Futurepreise für die Baselieferung des Frontjahres im deutschen Marktgebiet mittelte bei etwa 52 EUR/MWh, wobei die Preise gegen Ende auf knapp über 50 EUR/MWh fielen. Die Sorge um einen harten Brexit und der Ungewissheit über die EUAs der Briten haben zu den Verlusten im CO2 geführt. Die Kurskorrekturen von CO2 und Strom seit September 2018 sind in Abbildung 4 zu sehen (Quelle: Montel).

relativer Preisverlauf von Grundlast Strom 2019 (Candel Sticks) und CO2-Zertifikaten mit Fälligkeit Dezember 2019 (orangenfarbene Linie) im Oktober 2018

Abbildung 4: relativer Preisverlauf von Grundlast Strom 2019 (Candel Sticks) und CO2-Zertifikaten mit Fälligkeit Dezember 2019 (orangenfarbene Linie) im Oktober 2018

Im Spotmarkt führt die geringe Windeinspeisung zu hohen Tagesdurchschnitten bei teilweise über 70 EUR/MWh im Base und über 100 EUR/MWh in den Stundenkontrakten. In Abbildung 5 ist dies besonders für die Dienstage 09.10.2018 und 16.10.2018 zu erkennen. Auch die hohe Steinkohle-Erzeugung (grau) an bestimmten Tagen ist gut zu erkennen.

Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Oktober 2018 in Deutschland, (Quelle: Energy Brainpool)

Abbildung 5: Stromerzeugung und Day-Ahead-Preise im Oktober 2018 in Deutschland, (Quelle: Energy Brainpool)

Aufgrund von Revisionen in Belgien steht derzeit nur ein Reaktorblock aus dem Nachbarland zur Verfügung. Die geringe Verfügbarkeit der belgischen Kernkraftblöcke wirkte sich in den Niederlanden und Frankreich preistreibend aus. Durch Marktkopplung war diese Tatsache auch auf dem deutschen Markt spürbar (Quelle: Montel). Ab Anfang 2020 soll auch eine direkte Verbindung Deutschlands und Belgiens vorhanden sein: durch die sich im Bau befindende 1000 MW Kuppelleitung Alegro (Quelle: Amprion).