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. Neben politischen Neuerungen gibt es auch deutliche Veränderungen am Energiemarkt: Steigende CO2-Zertifikatspreise führen zu einer höheren Rentabilität bei erneuerbaren 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 „Energy Brainpool“-Szenarios für EU-27, sowie Norwegen, die Schweiz und Großbritannien. Die tatsächlichen Prozesse in den Einzelländern können deutlich variieren. Um fundiert entscheiden zu können, sind detaillierte Modellierungen der einzelnen nationalen Märkte und der länderspezifischen Einflussfaktoren inklusive Sensitivitätsanalysen unerlässlich.
Wie sieht der europäische Kraftwerkspark der Zukunft aus?*
Abbildung 1: Installierte Erzeugungskapazitäten in EU-27 (zzgl. NO, CH und UK) nach Energieträger (Quelle: Energy Brainpool, 2021; EU Reference Scenario, 2016; entso-e, 2021)
Der Kraftwerkspark in Europa hat sich über viele Jahrzehnte entwickelt und war besonders von fossilen Erzeugungskapazitäten dominiert (vgl. Abbildung 1). Die im Markt befindlichen Kraftwerke haben vielfach bereits ein hohes Alter erreicht. Bis 2050 müssen sie ersetzt werden, dazu zählen auch alle Kernkraftwerke. Ausgenommen hiervon sind nur die bereits im Bau befindlichen Kraftwerke.
Die aktuelle Klimadebatte zeigt Wirkung. Mittlerweile haben sich insgesamt 10 EU-Staaten zu einem Kohleausstieg entschlossen, um negative Auswirkungen der hohen Emissionen zu begrenzen. Für die Zukunft stehen bekannte und erprobte Technologien bereit: Gaskraftwerke, erneuerbare Energien wie auch Kernkraftwerke.
Vor allem Windkraft und Photovoltaik haben weiterhin ein großes Wachstumspotenzial. Diese Technologien sind heute dank der stark gesunkenen Kosten in den letzten zehn Jahren wettbewerbsfähig. Dies ist auch ersichtlich durch die ansteigende Anzahl PPA-basierter Projekte, insbesondere für Solaranlagen. 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 65 Prozent der gesamten Angebotsleistung. Erneuerbare haben einen Anteil von 76 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 53 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 18 Prozent bis zum Jahr 2050 zu beobachten.
In der Gesamtbetrachtung reduziert sich der Anteil der Erzeugungskapazität steuerbarer, thermischer Kraftwerke von aktuell rund 47 Prozent auf etwa 24 Prozent bis zum Jahr 2050. Dies hat einen erheblichen Einfluss auf die Struktur der Strompreise, welche zunehmend durch feE geprägt sind.
Warum steigt die Stromnachfrage bis 2050?
Abbildung 2: Bruttostromerzeugung und -nachfrage nach Energieträgern EU-27, zzgl. NO, CH und UK (Quelle: Energy Brainpool, 2021; EU Reference Scenario, 2016; entso-e, 2021)
Die Stromnachfrage steigt bis 2050 um circa 31 Prozent, wie in Abbildung 2 dargestellt ist. Der Strombedarf erhöht sich vor allem durch die nationalen Wasserstoffstrategien, die vermehrte Elektrifizierung in den Haushalten sowie den Anstieg der Elektromobilität. Der Großteil des Wirtschaftswachstums findet laut Plänen der Europäischen Kommission im tertiären Dienstleistungssektor statt, welcher ebenfalls mehr Strom benötigt. Im Industriesektor kann durch eine höhere Effizienz ein deutlicher Anstieg des Stromverbrauchs verhindert werden.
Die produzierte Strommenge aus Kohlekraftwerken ist stark rückläufig und nimmt bis 2030 um rund 58 Prozent und bis 2050 um rund 91 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 46 Prozent des Stroms. Rund 35 Prozent des Stroms stammt aus steuerbaren, fossilen Kraftwerken. Die restlichen Strommengen werden durch steuerbare, erneuerbare Energien produziert, wie zum Beispiel Biomassekraftwerke oder Speicherseen. 80 Prozent des Stroms werden dabei emissionsfrei erzeugt. Damit würden die gesteckten Klimaziele verfehlt.
Die langfristige Entwicklung von Rohstoffpreisen
Abbildung 3: Commodity-Preise (Quelle: World Energy Outlook 2021 („Sustainable Development“) und eigene Berechnungen von Energy Brainpool, 2021)
Die Entwicklung der wichtigsten Commodity-Preise bis 2050 basiert auf dem „Sustainable Development Scenario“ (SDS) des World Energy Outlooks (WEO) 2021 der IEA (IEA, 2021). In diesem Szenario sind drei Ziele definiert: Stabilisierung des Klimawandels, saubere Luft und ein universeller Zugang zu moderner Energie. Insbesondere wird angenommen, dass der Großteil der Industrieländer seine CO-Emissionen im Jahr 2050 auf „netto-null“ reduziert, und der Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur so auf 1,65 °C begrenzt wird.
Im Vergleich zum heutigen Niveau sinken in diesem Szenario die Preise für Gas, Öl und Steinkohle kontinuierlich bis 2030 (siehe Abbildung 3). Insbesondere die Gaspreise sind momentan auf einem außerordentlich hohen Niveau; umso ausgeprägter ist daher der Rückgang in den kommenden Jahren.
Seit dem letzten Update des World Energy Outlooks vor einem Jahr sind die zukünftig angenommenen Gaspreise leicht gefallen, während die Preispfade für Kohle und Öl nahezu unverändert geblieben sind. Stark gestiegen ist im Vergleich zum WEO 2020 allerdings der für die EU angenommene CO2-Preis von umgerechnet knapp 114 EUR/tCO2 im Jahr 2040 auf über 140 EUR/tCO2. Dieser Anstieg um 23 Prozent wirkt sich – wie im nächsten Abschnitt diskutiert – direkt auf die zu erwartenden Strompreise aus.
Im WEO 2021 hat die IEA auch ein neues Szenario eingeführt, das „Announced Pledges Scenario“ (APS). Im Gegensatz zum „Sustainable Development Scenario“ (SDS) werden hier nur die Emissionsreduktionen realisiert, zu denen sich die Regierungen in Form von „Pledges“ bereits verpflichtet haben. Zu einer Reduktion der globalen CO2-Emissionen kommt es daher erst ab 2030. Im Jahr 2050 sind die Emissionen noch mehr als doppelt so hoch wie in SDS. Hinsichtlich der Commodities wird dieselbe Entwicklung der CO2-Preise angenommen wie in SDS. Da Gas, Kohle und Öl aber nach 2030 noch stärker genutzt werden, sind die Preise in diesem Szenario höher als in SDS, was die durchschnittlichen Strompreise zusätzlich nach oben treibt.
Zum APS kann demnächst auf Wunsch ein Sensitivitätsszenario berechnet und geliefert werden.
Entwicklung durchschnittlicher Strompreise
Abbildung 4: Jährliche Baseload-Preise und Schwankungsbreite nationaler Einzelmärkte ausgewählter Staaten in Europa im Durchschnitt (Quelle: Energy Brainpool, 2021)
Für die Entwicklung der durchschnittlichen, ungewichteten Strompreise der Jahre 2022 bis 2050 sind vor allem die Primärenergie- und CO2-Preise relevant. Aufgrund der steigenden CO2-Preise nehmen die Strompreise ab 2030 kontinuierlich zu. Allerdings wird diese Entwicklung gedämpft durch die hohen Einspeisungen aus Wind- und Photovoltaik-Kraftwerken. Diese können nur teilweise von einer flexibler werdenden Stromnachfrage ausgeglichen werden, was zunehmend zu Stunden mit geringen und häufiger auch negativen Strompreisen führt.
Im Vergleich zur letzten Ausgabe des EU Energy Outlooks von Juni 2021 haben die berechneten Strompreise zwischen 2030 und 2050 durchschnittlich um 10 Prozent zugenommen. Grund hierfür ist der oben dargestellte Anstieg der angenommenen CO2-Preise, basierend auf dem aktuellen WEO. Die tatsächlichen Entwicklungen in den Einzelländern weichen zum Teil sehr voneinander ab. Dies zeigen die dargestellten Schwankungsbreiten in Abbildung 4. Aufgrund der Entwicklung der Commodity-Preise verzeichnen insbesondere Länder mit einem geringen Ausbau von erneuerbaren Energien einen stärkeren Anstieg der Strompreise.
Abbildung 5: Monatliche Baseload-Preise ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt (Quelle: Energy Brainpool, 2021)
Betrachten wir die Strompreise auf monatlicher Basis, ist die Saisonalität und Volatilität des Strommarktes erkennbar (siehe Abbildung 5). 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, welcher sich preissenkend auswirkt.
Welche Erlöse können Windkraftanlagen erzielen?
Abbildung 6: Vermarktungswerte und -mengen für Wind in ausgewählten EU-Staaten im Durchschnitt (Quelle: Energy Brainpool, 2021)
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).
Wie Abbildung 6 zeigt, steigt der Vermarktungswert der Windenergie ab dem Jahr 2030 kontinuierlich an. Die jährliche Zunahme fällt allerdings gering aus, auch bedingt durch konstant größer werdende Kapazitäten. Die parallele Erzeugung durch eine höhere Anzahl von Anlagen 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?
Abbildung 7: Vermarktungswerte und -mengen für Solar ausgewählter EU-Staaten im Durchschnitt (Quelle: Energy Brainpool, 2021)
Die Entwicklung der Vermarktungswerte der Solarenergie gleicht dem Trend der Vermarktungswerte für Windenergie, allerdings auf einem niedrigeren Niveau (vgl. Abbildung 7). 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 die Strompreise und damit die Erlöse.
Die Vermarktungsmengen für Solarenergie bleiben im EU-Durchschnitt nahezu konstant, in einzelnen Ländern gehen sie auch 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
Abbildung 8: Entwicklung der nachfragegewichteten Baseload-Preise und Quantile der Stundenpreise ausgewählter EU-Staaten (Quelle: Energy Brainpool, 2021)
Im Szenario führen viele Faktoren zu einem deutlichen Anstieg der Preisvolatilität. In Abbildung 8 wird die Preisvolatilität mithilfe von Boxplots dargestellt, welche die jährlichen nachfragegewichteten Baseload-Preise und die Quantile der Stundenpreise im jeweiligen Jahr beschreiben. Auf der einen Seite nehmen die Erzeugungskosten der steuerbaren, fossilen Kraftwerke aufgrund der steigenden CO2-Preise zu. 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.
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 große 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 9 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.
Abbildung 9: Vergleich des Einflusses verschiedener Wetterjahre auf Strommenge und –wert in 2021 mittels prozentualer Abweichungen vom Mittelwert aller Wetterjahre (Quelle: Energy Brainpool, 2019)
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 (vgl. Abbildung 9). 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 (+ 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.
Anhand der Abbildung 10 wird 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 Wetterjahr-spezifische 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 dazu in unseren White Papern „Power-Purchase-Agreements I & II“.
Abbildung 10: Vergleich der Wetterrisiken in unterschiedlichen Märkten im Jahr 2020 anhand der Wetterjahre 2005-2016 (Quelle: Energy Brainpool, 2020)
Schwankungen bedingt durch unterschiedliche Szenario-Annahmen
Abbildung 11: Trends in den unterschiedlichen Szenarien ausgewählter EU-Staaten (Quelle: Energy Brainpool, 2021)
Energy Brainpool bietet eine Vielzahl unterschiedlicher geschlossener Szenarien an. Abbildung 11 zeigt die unterschiedlichen Trends der Szenarien. Die Schwankungen betreffen hierbei sowohl die Annahmen zu der Entwicklung der Commoditiy-Preise sowie des Kraftwerksparks und der E-Mobilität und weiterer Flexibilitätsoptionen (Progressivität).
Abbildung 12 zeigt die dazugehörigen Ergebnisse der Strompreise der jeweiligen Szenarien.
Abbildung 12: Entwicklung der Strompreise in EUR2020/MWh der jeweiligen Szenarien ausgewählter EU-Staaten (Quelle: Energy Brainpool, 2021)
*EU-27 zzgl. United Kingdom, Norwegen und Schweiz, je nach Auswertung wurden die signifikanten Staaten ausgewählt, um den Mittelwert zu bestimmen.
Quellen:
[1] EU Reference Szenario, 2016: Energy, transport and GHG emissions – Trends to 2026 [online] https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/ref2016_report_final-web.pdf [zuletzt abgerufen am 01.11.2021].
[2] IEA, 2021: World Energy Outlook [online] https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2021 [zuletzt abgerufen am 01.11.2021].
[3] entso-e, 2021 [online] https://tyndp.entsoe.eu/ [zuletzt abgerufen am 01.11.2021].
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